12. Сенюков Р.В. Согласование истории разработки нефтя
ного месторождения и прогноз будущего
состояния на основе агре
гированных коэффициентов влияния // Материалы Всесоюзной кон
ференции. Теоретические и
экспериментальные проблемы рацио
нальной разработки нефтяных
месторождений. Казань, декабрь,
1972.
13. Белаш П.М. О коэффициентах влияния и взаимовлияния
при решении задач регулирования отбора нефти
из нефтяных и га
зовых месторождений//Тр.МИНХ и ГП, № 47t
M.: Недра, 1964. С. 14-
27.
14. Сенюков Р.В. Методы оптимизации и их применение в зада
чах нефтяной и газовой промышленности. М.: МИНХ и ГП. 4.1.
1973. С.139. Ч.П., 1977. С.90.
15. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А., Нанивский Е.М.,
Ремизов В.В. Технология разработки крупных
газовых месторожде
ний. М.: Недра, 1990. С.302.
16. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. О форме индикаторных кривых
скважин, вскрывших несколько продуктивных
горизонтов //Под
земная гидродинамика. Вып. 18/26. М.: Гостоптехиздат, 1963. С.97-
104.
134
Вопросы методологии и новых технологий
разработки
^_____________ месторождений
природного газа___________
ВНИИГАЗ 1998
П.Г.Цыбульский, М.А.Ставицкая, Л.Н.Беликова
РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ УРЕНГОЙСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Основная часть разведанных запасов месторождений Севера Тюменской области находится в сеноманских залежах. Уникальные газовые месторождения Медвежье, Уренгойское и др., приуроченные к сеноманским отложениям, имеют сходное геологическое строение: небольшая глубина залегания; регионально выдержанная глинистая покрышка; залежи сводовые, массивного типа, подстилаемые водой; начальное пластовое давление в залежах на уровне ГВК, близкое к гидростатическому; сходные литологические свойства.
Уренгойское месторождение, крупнейшее из них по площади и по запасам, на длительное время стало базовым по добыче природного газа в стране. Месторождение введено в эксплуатацию в 1978 г. Уже в середине 80-х годов оно обеспечивало почти половину обще-отраслевой добычи газа.
С целью освоения месторождения в кратчайшие сроки и с наименьшими затратами была предложена и в дальнейшем внедрена принципиально новая система разработки и обустройства.
Особое внимание было уделено (в условиях ограниченной информации) конструкции скважин, количеству скважин в кусте, суммарной производительности куста скважин, технико-экономическому обоснованию оптимального дебита и диаметра лифтовых труб, определению продуктивной характеристики скважин и др.
На месторождении с тяжелыми климатическими и географическими условиями было предложено кустовое расположение вертикальных скважин, что значительно упрощает и удешевляет систему промыслового обустройства и автоматизацию, обслуживание в процессе эксплуатации; резко сокращает протяженность всех газосбор-
135
ных коммуникаций и внутрипромысловых дорог, сроки освоения месторождения. Кусты скважин расположены в центральной, наиболее продуктивной, зоне месторождения в пределах изопахиты 60 м на Уренгойской площади, 40 м - на Ен-Яхинской и Северо-Уренгойском месторождении. Количество скважин в кустах 3-5 и 2-3, расстояние между скважинами в кусте 70 м, между кустами 1,5-2,0 км.
Для обеспечения высокой надежности скважин в условиях мно-голетнемерзлых пород выбрана пакерная схема эксплуатации с отбором газа только по лифтовым колоннам диаметром 168 мм для скважин Уренгойской площади, 114 мм для скважин Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения.
С целью равномерной отработки по разрезу залежи Уренгойского месторождения при наличии многочисленных непроницаемых пропластков и предупреждения опережающего внедрения пластовых вод в нижние части газоносного разреза рекомендовано дифференцированное вскрытие продуктивного разреза с учетом максимального отбора газа из верхних частей продуктивной толщи, а минимального - из нижних. Забои скважин удалены от ГВК на расстояние 15-30 м и более для предотвращения подтягивания пластовой воды по заколон-ному пространству.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.