2. 3.Состояние эксплуатационного фонда скважин
На 1 января 1995 года общий фонд скважин П”Ямбурггаздобыча”состовлял 959 скважин, в том числе на Ямбургском ГКМ - 955 скважин ( 775 сеноманских, 220 неокомских).На Тазовском НГМ-4 скважины.
На 1 января 1996 года общий фонд скважин П “Ямбурггаздобыча”составляет 1002 скважины,в том числе на Ямбургском ГКМ-998 скважин (776 сеноманских,222 неокомских ).На Тазовском НГМ- 4 скважины.
Эксплуатационный фонд сеномана составляет 667 скважин или 99.1% от проектного количества.Действующий фонд - 627 скважин, в бездействии - 5 скважин. Скважин, ожидающих подключения после бурения - 35, ожидающих освоения - нет.
На 01.01.1996 года наблюдательный фонд Ямбургского ГКМ составил 96 скважин (88 - сеноман, 8 - неоком).
В настоящее время продолжается разбуривание сеноманской и неокомской залежей. На 01.01.96 года на месторождении закончены бурением,но не приняты на баланс “Ямбурггаздобычи” 3 сеноманских и 94 неокомских скважин.
Движение фонда скважин , находящихся на балансе предприятия “Ямбурггаздобыча”, на 1 января 1996 года приведена в таблице 2.3.1.
Таблица 2.3.1.
|
Фактический фонд |
приня- |
|||||||||||||||||||||||||||
УКПГ |
общ. |
Эксплуатационный фонд |
|
консервац. |
ожид. |
приняты из бурен. |
ты незавершон.- |
||||||||||||||||||||||
|
|
всего |
действующ. |
ожид. |
ожид. |
без- |
набл. |
погл. |
|
ликвид |
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
скв. |
куст |
подк. |
осв. |
дейс. |
пъез. |
|
|
|
экспл. |
набл. |
строит |
|||||||||||||||
2 |
119 |
96 |
96 |
12 |
0 |
0 |
0 |
17 |
6 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|||||||||||||||
2. 4.Изменение пластового давления в процессе разработки
Контроль за падением пластового давления газа осуществляется поскважинам разведочного и эксплуатационного фонда. Периодически ( 1 раз в квартал ) проводятся замеры статических устьевых давлений поэксплуатационным скважинам.
Пластовое давление можно определять непосредственным замером глубинным манометром.В законтурных скважинах допускается определение пластового давления путем расчета по положению уровня воды,заполняющей скважину.
Точность определения пластового давления зависит от того, насколько полно восстановилось давление в точке замера после остановки скважины.Время,необходимое на восстановление пластового давления поотдельным скважинам,зависит от фильтрационных свойств пласта и меняется в широком диапазоне.Поэтому по каждой скважине опытным путем устанавливается минимально необходимое время для практически полного восстановления давления.
В газовых скважинах пластовое давление обычно рассчитывают по величинам устьевого давления и плотности газа по барометрической формуле:
Pпл=Pу*exp[0.03415*p*H/(zT)];
где: Pу -устьевое давление;
p -относительная плотность газа по воздуху;
H-глубина середины интервала перфорации;
z-средний коэффициент сверхсжимаемости газа
при средних давлениях и температуре
в стволе скважины;
T-средняя температура в стволе скважины.
Результаты замеров хранятся в базе данных АСУ ТП РМ "Сеноман".
Пересчет устьевых статических давлений в пластовые и приведение пластовых давлений на дату проводится на ЭВМ, хранится в базе данных и используется для построения карт изобар.
Для исключения влияния изменения глубины пласта на результаты расчетов перед построением карты изобар фактические данные замеров динамического пластового давления пересчитывают в "приведенные"плас-товые давления(на одну условную плоскость).
Ввиду того,что пластовые давления изменяются со временем, карты изобар составляют на определенную дату,причем замеры Pу ,сделанные вразное время, приводят на одну дату.Обычно карты изобар составляют на конец каждого текущего полугодия.
Интерполировать давление при построении карт изобар между двумя соседними скважинами следует по следующей методике:
-если скважины расположены на участке пласта,где наблюдается плоскопараллельный поток,то должна проводиться линейная интерполяция;
-если обнаружатся участки пласта с радиальным потоком,на которых радиусы кривизны изобар малы,то линейная интерполяция должна быть заменена на логарифмическую;
-на периферии,где нет информации,пластовые давления берутся изрезультатов расчетов на газодинамической модели.
Среднее пластовое давление определяют взвешиванием по объему по формуле:
S
*Pi
*a
i*m
i
*h
i
P ср.взв. = ------------------------------- ;
S *a i *m i*h i
При выполнении работ, связанных с анализом и проектированием разработки, а также подсчета запасов необходимо строить карты основных геологических параметров пласта.
В базе данных хранится геологическая информация по скважинам и их координаты. Имеется комплекс программ для автоматизации построения карт на ПЭВМ,использующие методы интерполяции и экстраполяции с учетом особенностей изменения каждого параметра.
При ручном построении карт,планиметрировании и подсчетах весьма вероятно появление ошибок.
При вычислении объемов (запасов газа) вручную обычно строят карты распространения коллектора,посредством планиметрирования определяют площадь каждой области и умножают значение площади на среднюю величину толщины рассматриваемой области.Иногда строят карту изолиний и оперируют средневзвешенными величинами. Такие подсчеты приводят к значительным ошибкам(до10-20 %),если скважины расположены неравномерно или значения толщин в скважинах заметно отличаются.Ошибки особенно велики,если области с вычисленными со средним значением об'емами разрезаются на участки (например,при определении охвата) и об'емы участков принимаются пропорциональными их площадям.
Построение карт изобар и расчеты,проводимые на ПЭВМ,исключают подобные ошибки.
Текущая карта изобар на 1 октября 1996 года приведена на рис.2.4.1.
Рис. 2.4.1.