Месторождение - север - тюменская область
Cтраница 3
Многие залежи нефтг и газа, в том числе крупнейшие газовые залежи таких месторождений Севера Тюменской области, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, при изучении их литологи-ческого строения на детальном уровне отличаются быстрой и хаотической изменчивостью филътрационно-емкостных свойств составляющих их пород по разрезу и по напластованию. Традиционные методы гидродинамических расчетов теории разработки, включая конечно-разностнне к соответствующее им геолого-промысловые модели залежей, для таких объектов во многих случаях не позволяют в достаточной мере учесть особенности распределения локальных фильтрационно-емкостных параметров, характеризующих детальное строение залежи. [31]
Дальнейшее наращивание темпов добычи газа и нефти в нашей стране связано с освоением месторождений севера Тюменской области, месторождений, в продуктах которых содержатся токсичные и агрессивные компоненты, и месторождений, расположенных на глубинах 4000 - 5000 м и более. Газовые месторождения Западной Сибири имеют следующие особенности: сравнительно небольшую глубину залегания основного продуктивного горизонта ( 1000 - 1300 м), большую мощность и хорошие коллекторские свойства пласта, наличие многолетне-мерзлых пород в верхней части разреза. Эти особенности обусловливают короткие сроки перехода газопроявлений в открытые фонтаны с высокими дебитами, опасность растепления мерзлых пород и прорыв газа за обсадной колонной. При разбуривании месторождений, флюиды которых содержат сероводород, могут возникнуть осложнения, связанные с созданием зон повышенных концентраций сероводорода, представляющих опасность для обслуживающего персонала, жителей близлежащих населенных пунктов и загрязняющих окружающую среду. Разбуривание и освоение газовых и нефтяных залежей, находящихся на большой глубине, сопряжены со значительными трудностями, обусловленными необходимостью преодоления различных осложнений, возможность возникновения которых в глубоких скважинах увеличивается. Особую опасность из всех видов осложнений представляют га-зонефтепроявления, переходящие при определенных условиях в открытые фонтаны. [32]
Необходимо отметить, что темпы роста добычи сибирского газа ( в основном на месторождениях севера Тюменской области) могут быть интенсивными или относительно замедленными, но резкое увеличение в перспективе доли сибирского газа в суммарной добыче газа по стране является объективным процессом, обусловленным перемещением основных приростов запасов г аза в восточные районы страны. [33]
Сегодня основная часть ( около 85 %) добываемого ОАО Газпром газа приходится на месторождения севера Тюменской области. При этом более 70 % добычи приходится на находящиеся в стадии падающей добычи Медвежьего, Вынгапуровского и Уренгойского месторождений и вступающего в стадию падающей добычи с 2002 г. Ямбургского месторождения. Их эксплуатация сопровождается ухудшением условий добычи. Значительно возрастает потребность в капитальном ремонте скважин. В связи со снижением пластового давления требуется увеличение числа и мощности дожимных компрессорных станций. В ближайшие годы будет необходима замена большей части компрессорных агрегатов в связи с их физическим износом. [34]
Вышеуказанные мероприятия были разработаны во ШИИГАЗе и экономически обоснованы автором на стадии проектирования разработки месторождений Севера Тюменской области. [35]
В качестве примера на рис. 19.10 показан вариант технологического режима работы скважины одного из месторождений севера Тюменской области. Синхронный подъем hB ( t) осуществляется путем установки стакана го цемента или из других веществ. [36]
Расчеты велись применительно к сжижению чистого метана, что практически соответствует составу природных газов месторождений севера Тюменской области. При проведении расчетов изменяли разности температур в теплообменных аппаратах и определяли соответствующие этому изменению поверхности теплообменников и удельные энергозатраты цикла. [37]
 |
Зависимость сог от интервала усреднения / / щц по скважинам месторождений. [38] |
Из приведенных данных можно сделать вывод о том, что для предварительных оценок запасов газа месторождений севера Тюменской области модель макрооднородного тела применима. Однако ее использование целесообразно прежде всего в тех случаях, когда для определения геометрии залежи не требуется объем бурения, больший, чем для оценки остальных параметров залежи. [39]
В первой главе дается оценка влияния конденсационной воды на условия работы сеноманских скважин и системы сбора газа по промысловым данным месторождений севера Тюменской области. [40]
Использование в качестве критерия оптимизации минимума суммарных затрат на добычу и подготовку газа к дальнему транспорту обусловлен тем, что величина народнохозяйственного эффекта для месторождений севера Тюменской области практически определяется величиной годового отбора газа в период постоянной добычи и затратами на дальний транспорт газа ( см. 1.1.1), но относительно мало чувствительна к вариациям в затратах на добычу и подготовку газа к транспорту, имеющим место при различных вариантах разработки. В связи с этим после определения оптимального режима отбора газа из залежи целесообразно принять другой критерий, а именно 3, как более чувствительный к вариациям затрат при различных вариантах разработки. Очевидно, что вариант разработки, оптимальный по 3, будет оптимальным и по величине народнохозяйственного эффекта, если в обоих случаях будет реализован один и тот же режим отбора газа из залежи в целом. [41]
Итак, анализ используемых и перспективных ресурсов природного газа и народнохозяйственный подход к рациональному размещению предприятий высокой энергоемкости позволяет сделать вывод о том, что месторождения севера Тюменской области могут участвовать в межобластном обмене не только путем транспорта ныне избыточных ресурсов природного газа, но и энергоемкой продукцией, вырабатываемой на базе месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. [42]
С этой позиции непонятны установленные темпы годовых отборов из месторождений Надым-Пуртазовского региона, одинаковых по всем параметрам, когда было известно, что основным источником потребляемого природного газа на ближайшие 100 лет будут месторождения севера Тюменской области и шельф Карского и Баренцева морей. [43]
В течение третьего этапа газовая промышленность нашей страны становится ведущей отраслью энергетики, широко внедряется опытно-промышленная эксплуатация месторождений, создается уникальная и огромная по размерам транспортная инфраструктура отрасли, в короткие сроки осваиваются громадные месторождения севера Тюменской области. [44]
Продуктивные пласты являются, с одной стороны, основной составляющей системы добычи газа, определяющей практически все основные параметры, характеризующие потенциальные возможности эффективного функционирования системы, с другой, - основным элементом, ограничивающим добычу газа по времени из месторождений севера Тюменской области, сложенных слабосцементированными коллекторами. Истинные причины большинства осложнений, возникающих при добыче газа на месторождениях региона, связаны с состоянием пласта-коллектора. В силу специфики естественных физических процессов, происходящих в залежах но время разработки месторождений, объективные физические характеристики продуктивного пласта ухудшаются, что приводит к самому распространенному виду осложнений - водопескопроявлениям. [45]
Страницы: 1 2 3 4