Количество - эксплуатационная скважина
Cтраница 3
Для газовой залежи отпадает необходимость в проведении детальной площадной разведки ( в том числе приконтурной зоны), так как газ вследствие своей малой вязкости и упругости может продвигаться к эксплуатационным скважинам из отдаленных участков залежи с относительно небольшой потерей пластовой энергии. В связи с этим при проектировании и проведении промышленной разведки на газ нужно стремиться к тому, чтобы количество разведочных скважин, которые могут дать газ, ни в коем случае не превышало количество эксплуатационных скважин, которое потребовалось бы для разработки залежи. Учитывая указанные выше особые свойства газа, данные разведочных скважин следует дополнять кратковременной опытной эксплуатацией залежи для предварительной оценки поведения залежи и использования метода падения давления для оценки запасов газа. Следует, однако, осторожно относиться к цифрам запасов газа, полученным на основании такой опытной эксплуатации газовой залежи, когда пластовое давление в зоне эксплуатации упало всего на 1 - 2 am от начального давления. Оценка запасов газа, проведенная на основе таких данных, может отвечать реальным запасам лишь в том случае, когда залежь небольшая, а пласт-коллектор более или менее однороден. Для крупных залежей газа, да и еще при неоднородном газовом коллекторе полученные таким методом представления о поведении газовой залежи и особенно цифры запасов могут значительно отличаться от действительных. [31]
Поэтому в качестве основных критериев при определении диаметра эксплуатационной колонны, если она является газопро-водящим каналом, нами принимаются расчет минимальных скоростей газового потока, обеспечивающих вынос жидкости из скважины, и ограничение величины потерь давления на трение в трупах до 3 - 3 5 ати для начального периода эксплуатации. Расчеты ведем с учетом количества газа, поступающего в скважину из объекта разработки с перепадом давления, не превышающим 10 % от начального пластового давления ( РПЛ - Рзаб 0 10 рпл) - Для коллекторов низкой проницаемости перепад давления может быть увеличен до 0 15 рпл, чт оправдывается сокращением количества эксплуатационных скважин. [32]
 |
Типы платформ для подводного бурения.| Буровая установка на острове Ellef Ringnes в Канадской Арктике. [33] |
После открытия месторождения район нахождения продуктивного пласта приблизительно определяется при помощи серии пробуренных за пределами разведочной площадки или оценочных скважин. Затем бурятся эксплуатационные скважины для добычи нефти и газа. Количество эксплуатационных скважин, которые необходимо пробурить, определяется ожидаемыми параметрами нового промысла, с точки зрения его размеров и производительности. Из-за неопределенности формы или границ продуктивного пласта некоторые эксплуатационные скважины могут оказаться непродуктивными. Иногда бурение и добыча осуществляются одновременно. [34]
При внутриконтурном заводнении область питания уже не просто приближается к контуру нефтеносности, как при законтурном заводнении, а вносится непосредственно в залежь. Благодаря этому залежь искусственно разрезается на отдельные площади, эксплуатирующиеся относительно самостоятельно. При такой системе нагнетания воды в пласт количество эксплуатационных скважин, находящихся в зоне высокоэффективного поддержания давления - непосредственно вблизи от нагнетательных скважин, резко возрастает, в результате чего значительно повышается дебитность скважин, еще более возрастает текущая добыча нефти с залежи и резко сокращаются сроки ее разработки. [35]
На последующих этапах ( 1961 - 1965 гг. и 1966 - 1969 гг.) проектирования разработки и доразработки месторождения возрастает влияние расхождения технологических параметров на формирование экономических показателей. При этом оно увеличивается с удлинением проектируемого периода разработки месторождения. В этом отношении, как показывают приведенные данные, все технологические показатели разделяются на две группы. С одной стороны, на размер отклонения фактической себестоимости нефти от проектной оказывает влияние превышение фактической обводненности ггефтп над проектной; с другой - расхождения в дебитах скважин. Важным фактором при этом является расхождение в количестве действующих эксплуатационных скважин. [36]
Все задачи, возникающие в процессе эксплуатации месторождений, можно разделить на две группы: геологические, решаемые на стадии опытно-промышленной эксплуатации ( ОПЭ), и технологические, актуальные с момента, когда заканчивается полное обустройство месторождения и появляются возможности регулирования отбора газа по отдельным скважинам, по группам скважин, по сборным пунктам и, в общем случае, по месторождениям данного региона. ОПЭ организуется с целью ускорения разведки и оценки запасов, а также более надежного изучения геолого-промысловых характеристик залежей. Она осуществляется на базе исходных данных, полученных по имеющимся разведочным скважинам, и планируется, как правило, на период, необходимый для окончания разведки месторождения, обычно не превышающий трех лет. ОПЭ может проводиться и на месторождениях, законченных разведкой, но расположенных в новых газоносных районах с недостаточно изученными геологическими особенностями строения залежей. Проектом ОПЭ предусматривается использование для эксплуатации разведочных скважин, давших промышленные притоки газа, а также бурение некоторого количества эксплуатационных скважин, местоположение которых должно быть увязано с будущей системой размещения скважин. [37]
По месторождению Барса-Гельмес дебит газа, приходящийся на одну скважину, по II горизонту в 1 66 раза превышает прогнозный. Текущее пластовое давление по горизонту НК составляет 450 атм, а по горизонту II на май 1976 г. - 160 атм. Темп падения буферного давления по II горизонту составляет 1 8 атм / мес. Все газоконденсатные залежи указанных месторождений на данном этапе разработки эксплуатируются при газовом режиме на истощение. Разработка нефтегазокон-денсатных залежей на истощение сопровождается снижением пластового и устьевого давления, которое происходит в результате не только отбора газа из газоконденсатной зоны, но и отбора нефти и свободного газа через нефтяные скважины. Об этом свидетельствует рост газового фактора ( в пределах 2500 - 3000 м3 / т по месторождению Хотур-Тепе и 1435 - 4650 м / т по месторождению Барса-Гельмес) нефтяных скважин, расположенных в зоне ГНК. Весьма характерен тот факт, что количество эксплуатационных скважин по горизонтам НК месторождений Котур-Тепе и Барса-Гельмес меньше, чем прогнозное. Поэтому увеличение темпов отбора газа из этих скважин привело к резкому уменьшению устьевого и пластового давлений в зоне дренирования. В целях дальнейшего совершенствования системы разработки в качестве первоочередных задач рекомендуется разбуривание горизонтов нижнего крас-ноцвета. [38]
Страницы: 1 2 3