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

что все эти моменты могут существенно влиять на технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

3. За последние годы обосновывается и подтверждается расчетами целесообразность размещения эксплуатационных скважин в наиболее продуктивных зонах месторождений (М. А. Бернштейн, С. С. Гацулаев, А. Л. Козлов, А. С. Малых, Р. М. Миклин, Е. М. Минский, Р. Хессинг), в частности, в центральной, купольной части месторождения. Такая система размещения скважин рекомендована сотрудниками ВНИИгаза в проектах разработки крупнейших газовых месторождений - Северо-Ставропольского, Газлинского, Шебелинского и других (рис. 23-25).

Основными доводаьга в пользу названной системы размещения скважин принимаются следующие. Предполагается, что при размещении скважин в центральной части месторождения (в «сухом поле») может быть продлен период безводной эксплуатации скважин. Часто коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части месторождения обеспечивает вначале большие дебиты. Однако конечное необходимое число скважин для разработки месторождения, время ввода в эксплуатацию и потребная мощность ДКС зависят от «глубины» сформировавшейся общей депрессионной воронки. Следовательно, существует оптимальная зона разбуривания, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

Для сопоставления рассматриваемых систем размещения скважин проанализируем следующий гипотетический случай разработки месторождения.

Предположим, месторождение имеет круговую форму. Пласт однороден по коллекторским свойствам. Режим месторождения газовый. Рассматриваются три возможные системы размещения скважин: 1) равномерное размещение на площади газоносности; 2) одно батарейное размещение; 3) размещение скважин в центральной зоне. Скважины всех вариантов размещения эксплуатируются при одинаковых допустимых депрессиях на пласт. Рассмотрим характер распределения давления в пласте для трех вариантов размещения скважин на момент времени, когда отобрано одинаковое количество газа. На рис. 26 схематично изображены профили давления для рассматриваемых систем размещения скважин на гипотетическом месторождении.

Для всех трех вариантов размещения скважин имеем одинаковое среднее пластовое давление р (отобрано одинаковое количество газа по каждому варианту). Однако забойные давления при этом могут существенно различаться. Из рис. 26 следует, что забойные давления при равномерном размещении скважин рс. р больше, чем при батарейном б и центральном расположении скважин р ц, т. е.

Рс.р£>Л. б>Рс.ц. (2)

Рис, 24. Карта размещения проектных скважин на IX горизонт месторождения Газли (по проекту разработки 1960 г.)

•

й д

Ч 6.. °

0 ®

л 0 , о ® . о

о о •

Д ©

® о

\ ° .\ . ® ° ®

\ \, 0 « о© „«о®

од .

л о .

о ® ° ® °

о о 0 о

о о ® , о jDi

Рпс. 25. Карта размещения существующих и проектных скважин на свиту медистых песчаников Шебелинского месторождения (по уточненному проекту разработки, 1964 г.):

1 - внешний контур газоносности; 2 - внутренний контур газоносности; 3 - эксплуатационные скважины; 4 -Гпроект-ные скважины; 5 - проектные скважины на СМП-НАГ; в- наблюдательные скважины; 7 - пьезометрические

скважины