Газовое газоконденсатное месторождение
Cтраница 3
Перспективность газовых и газоконденсатных месторождений ( источник 4) возрастает в связи с окрытием залежей с высоким содержанием СО2 в газе. Обычно на газовом промысле способы и средства подготовки выбираются в предположении, что кислые компоненты ( СО2, H2S) - нежелательные удаляемые составляющие продукции скважин. Подход к проектированию коренным образом меняется, если прибыль от реализации природного газа и конденсата суммировать с эффектом от использования СО2 в проектах повышения нефте - и конденсато-отдачи. Подобное произошло в связи с возросшим в свое время на мировом рынке спросом на серу, когда возможность получения дополнительной прибыли от ее продажи способствовала развитию способов отделения H2S от природного газа. [31]
Для газовых и газоконденсатных месторождений, особенно если газ содержит агрессивные компоненты, необходимо предусматривать дополнительные условия, обеспечивающие надежность скважин, в том числе спуск заколонного пакера на конце эксплуатационной колонны, оборудование забоя специальными забойными клапанами и пакером, спускаемым на НКТ, и заполнение затрубного пространства ингибитором для борьбы с коррозией. [32]
Многообразие газовых и газоконденсатных месторождений по емкостным и фильтрационным свойствам, глубине залегания, давлению и температуре, составу газа, физическим свойствам пород-коллекторов, условиям выделения тяжелых компонентов углеводородов, образования гидратов и др. требует выяснения возможности применения формул, выведенных для обработки результатов испытания при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в терригенных коллекторах. [33]
Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений сопровождается продвижением пластовой воды в газонасыщенную часть залежи. При этом в обводненной части пласта остается защемленный газ, объем которого зависит от свойств коллектора и условий обводнения пласта. [34]
Бурение газовых и газоконденсатных месторождений часто сопровождается наличием высоких пластовых давлений, зон водо-притоков и газопроявлений. В этих случаях в качестве утяжелителей применяют гематит, барит, магнетит. [35]
 |
Распределение давления Я в газовой залежи. [36] |
Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - это управление процессами движения газа в скважинах и газосборных сетях, технологическими процессами промысловой обработки и переработки газа и подачи его в магистральные газопроводы ( МГ) или непосредственно потребителям. [37]
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений базируется на данных геологии и геофизики, физики и физико-химии пласта, подземной газогидродинамики и отраслевой экономики. Кроме того, использование современных математических методов и электронно-вычислительной техники позволяет осуществить расчет показателей и технико-экономическую оценку многочисленных вариантов разработки. [38]
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений - природных и экономических гигантов севера Тюменской области, не может осуществляться одновременно по всей площади и разрезу равномерной сеткой скважин. Освоение залежей проводилось и проводится поэтапно путем приобщения к разработке новых площадей. [39]
Продукция газовых и газоконденсатных месторождений поступает на устье скважин, в шлейфы и сепарационные установки частями в виде жидкости. Причина заключается в изменении давления и температуры добываемой продукции на пути следования пласт - скважина - сепарационная установка. [40]
Эксплуатацию многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений ведут двумя способами: 1) на каждый пласт бурят свои скважины ( дорогой способ); 2) извлечение газа из двух и более пластов выполняют одной скважиной. [41]
Геотермология нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений представляет собой новое и успешно развивающееся направление в учении о нефтяном пласте. [42]
Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений относится к числу экологоемких производств, требующих больших капиталовложений. [43]
В газовых и газоконденсатных месторождениях газ в пластовых условиях насыщен водяными парами. Содержание паров воды в природном насыщенном газе растет с повышением температуры и понижается с увеличением давления. Содержание паров воды в газе обычно определяется точкой росы; ей соответствует определенная температура при данном давлении, при понижении температуры начинается выделение жидкой воды из паров насыщенного газа. Поэтому при подготовке кондиционного газа для дальнего транспорта по магистральным газопроводам во избежание гидратообра-зования необходимо, чтобы его температура точки росы была бы на JiunlO0 ниж е самой минимально возможной температуры газа по трассе магистрального газопровода. [44]
На газовых и газоконденсатных месторождениях диэтилен-гликоль ( ДЭГ) применяется для борьбы с образованием гидратов и для осушки газа от влаги. [45]
Страницы: 1 2 3 4