Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 [ 107 ] 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

Рис. 98. Схема ввода в разработку отдельных участков хадумской залежи Северо-Ставроноль-ского месторождения:

I - внешнийконтур газоносности; 2 - контур «сухого» поля; 3 - изобары на 15/VI 1964 г.; 4 - эксплуатационные скважины, введенные в эксплуатацию на 15/VI 1964 г.; 5 - наблюдательные скважины; е - пьезометрические скважины; 7 - скважины, не введенные в эксплуатапию на 1/1 1964 г.: Этапы: / - скважины введены к 1/Х 1958 г.;

II - скважины введены к 1/IX 1960 г.;

III - скважины введены к 1/1 1962 г.; IV-скважины введены к 1/1 1964 г.

5 А к

отмеченных и других меронриятий к середине 1964 г. глубина депрессионной воронки стабилизировалась (см. рис. 97).

Для более тщательного контроля за изменением пластового давления и выяснения влияния различных мероприятий на выравнивание депрессионной воронки площадь газоносности Северо-Ставропольского месторождения была условно разделена на четыре зоны: I - западную, II - северо-восточную, III - центральную и IV - пелагиадинскую (см. рис. 96). Рассмотрение темпов падения пластового давления по отдельным зонам подтверждает своевременность принятых мер по выравниванию общей депрессионной воронки (рис. 99). При этом необходимо иметь в виду, что период нарастающей добычи газа продолжался до 1963 г.

По каждой выделенной зоне определялись изменения во времени среднего пластового давления. Это позволило, в частности, определить объемы газонасыщенного порового пространства каждой зоны (запасы газа) и оценить величины перетоков газа из периферийных зон в центральную. По изменению среднего пластового давления в каждой зоне и добытому количеству газа из скважин соответствующей зоны доб. СКВ можно судить о суммарном объеме перетекающего газа в центральную зону:

Спер (0 = С»зон (0-<?доб. СКВ (О. (1)

Величина зон С) определяется из уравнения

Йзон / Рн Рзон (t)

<?зон(0 = -

z(Рзон)

W57 1358 135313S01SS11362 13(3 ISBif Годы

Рис. 99. Изменение во времени темпа падения пластового давления в разных частях Северо-Ставропольского месторощде-ния. Темп падения пластового давления:

1 - по месторождению в целом;

2 - по центральной зоне; з - по северо-восточной зоне

Здесь Q30H - газонасыщеняый объем порового пространства вьвделенной зоны; рзон (О - средневзвешенное по Q30H пластовое давление в соответствующей зоне на момент времени t.

Таким образом, анализ разработки Северо-Ставропольского месторождения позволил уточнить начальные запасы газа. На основе уточненной величины запасов газа был рекомендован годовой отбор из месторождения в размере 12,2 млрд. мз. Анализ разработки дал также возможность учесть особенности Северо-Ставропольского месторонадения и внести существенные коррективы в принятую ранее систему разработки, а соответственно и в систему обустройства промысла. Анализ разработки месторождения предоставил необходимую информацию для прогнозных расчетов.

Исходя из некоторых упрощающих положений, Е. М. Минский в результате проведенного им исследования отмечает, что при сложившейся системе разработки месторождения (постоянный отбор и неизменное расположение скважин) фильтрационные сопротивления отдельных зон пласта остаются постоянными во времени.

К 1964 г. было закончено разбуривание месторождения и оно вступило в период постоянного отбора газа. Поэтому приближенно было принято, что в дальнейшем будет выполняться равенство

РЧ0-Р& (О = const.

На основе обработки фактических данных получено

(0 = 190 (кгс/с.м2)2. (4)

Использование уравнения материального баланса позволяет вычислить зависимость

Р = Р(0- (5)

Тогда по уравнению (4) определяется изменение во времени среднего пластового давления в центральной зоне:

Рц = Рц()- (в)

Уравнения типа (3) записываются и для других зон п аналогично определяются зависимости изменения среднего пластового давления по другим зонам месторождения.

Знание зависимостей типа (6) позволило определить основные показатели разработки отдельных зон месторождения и установить окончание периода постоянной добычи газа, которое приходилось на 1969-1970 гг. в связи с резким возрастанием потребной мощности дожимной компрессорной станции. Обосновать этот срок оказалось возможнымв результате знания зависимостей типа (6).

За достаточно длительный период нарастающей добычи газа из месторождения было добыто 23,6% запасов. Добытое количество газа на конец семилетнего периода постоянной добычи составило соответственно 57% от запасов. Остальное количество газа будет добываться в период падающей добычи.

II. На примере многопластового месторождения Газли рассмотрим вопрос об изменении представлений о продуктивных характеристиках скважин 1.

Первоначальные исследования разведочных скважин на месторождении Газли показали, что в скважинах IX и X горизонтов нри депрессиях на пласт в 2-3 кгс/см* и дебитах 300-400 тыс. м/сут выносятся частицы породы. При последующих многоцикловых исследованиях ряда скважин было установлено, что при дебитах 800-1000 тыс. м/сут происходит уменьшение, а в дальнейшем прекращение выноса частиц породы. Это показало, что при длительных исследованиях скважин происходит очистка призабойной зоны от остатков глинистого раствора и несцементированных частиц песка.

В результате проведенных исследований были приняты для проектных скважин следующие начальные допустимые дебиты и депрессии: для скважин IX горизонта начальный дебит 700 тыс. м/сут при допустимой депрессии 2 кгс/см*; для скважин X горизонта - 700 тыс. м/сут нри депрессии 3 кгс/см*; для скважин XII горизонта - 400 тыс. MVcyT нри депрессии 4 кгс/см*; для скважин XII+XIII горизонтов - 500 тыс. м/сут при депрессии 5 кгс/см*. При обосновании допустимой депрессии учитывалось также относительно низкое пластовое давление в залежах. В этих условиях повышение депрессии приводит к увеличению дебитов скважин, но

1 По данным работ Ю. П. Коротаева, Г. Д. Маргулова, Л. Б. Бермана и С. М. Тверковкина.