Промышленность \ Разработка нефтяных и газовых месторождений

Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 23

Таблица 3.31 – Сводная таблица по вариантам разработки третьего объекта Показатели

Вар ианты

0

1

IV объект

V объект

IV объект

V объект

Конструктивные особенности проектных скважин

-

-

однозабойные с гор изонтальны м окончанием

однозабойные с гор изонтальным окончанием

Максимальный уровень годового отбор а сухого газа, млн. м3/год

26,38

68,83

91,5

270,6

Максимальный уровень годового отбор а конденсата, тыс. т/год

6,3

18,12

31,31

71,06

Максимальная депрессия за период разработки после полного ввода фонда, М Па

4,17

6,2

7,99

7,65

Продолжительность периода постоянной добычи, лет

10

3

4

4

Срок разработки, лет

26

79

27

89

Фонд добывающих скважин, шт.:

1

2

2

10

- в том числе боковых стволов, шт

0

0

1

5

Ввод кустов эксплуатационных скважин, шт.

0

0

0

2

Накопленная добыча сухого газа за расчетный период, млр д. м3

1,16

2,65

1,61

9,09

Накопленная добыча конденсата за расчетный период, тыс. т

301,1

819,6

424,0

2040,6

Коэффициент извлечения сухого газа от начальных запасов, д.ед.

0,18

0,21

0,25

0,73

Коэффициент извлечения конденсата о т начальных запасов, д.ед.

0,15

0,19

0,21

0,47

Максимальный дебит сухого газа после полного ввода фонда, тыс. м3/су т

72,2

94,0

250

125

Ликвидация скважин к концу периода разработки, ед.

1

2

2

10

4.2 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации

скважин и борьбы с ними

При разработке валанжинской залежи Западно-Таркасалинского месторождения могут проявляться факторы, осложняющие обслуживание скважин и ограничивающие их производительность. К этим факторам относятся вынос и накопление жидкости на забое эксплуатационных скважин.

Наиболее вероятные причины скопления (наличия) жидкости на забое:

- некачественное цементирование эксплуатационной колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция продуктивных пластов от водоносных горизонтов;

- заколонные перетоки жидкости, газа и пластового флюида;

- небольшие газонасыщенные толщины с подстилающей водой;

- поступление из пласта техногенных или технологических жидкостей;

- недостаточная скорость газового потока в стволе скважины (менее 5 м/с), не позволяющая жидкости выноситься на дневную поверхность.

В результате нарушения технологий цементирования при строительстве скважин Западно-Таркасалинского месторождении выявлено низкое качество заколонного цементного кольца, в результате чего происходят межпластовые перетоки воды по заколонному пространству. Так же на увеличение количества межпластовых перетоков существенно оказывает влияние проведение в скважинах технологических операций, таких как гидравлические и термические воздействия, кумулятивная перфорация, кислотная обработка, гидроразрыв пласта, глушение, закачка технологических жидкостей, установка цементных мостов с последующим разбуриванием, ловильные работы, спуск и подъем НКТ. Все эти технологические операции приводят к ослаблению связи цементного камня с ограничивающими поверхностями и в определенных случаях к образованию зазора.

Скачать файл