Cтраница 2
Этот вариант для подсчета запасов нефти непригоден в случае нарушенных структур и при наличии редкой сети скважин, а также в случае недостаточно полного наличия данных по скважинам, что, к сожалению, почти всегда имеет место в газо-нефтяных месторождениях в связи с трудностью получения исходных данных. К сожалению, некоторые геологи не отдают себе в этом отчета и вопреки здравому смыслу иногда пытаются вновь возродить этот вариант, который имеет серьезные недостатки. [16]
Постоянные газы могут содержать кислород, водород, метан, азот и инертные газы. Водорода, как правило, в природных газах газовых и газо-нефтяных месторождений не содержится. Если водород находится в газе, то в микроприбор пускают газ после предварительного поглощения кислых газов и кислорода в аппаратуре для полумикрогазового анализа. В этом случае водород и метан определяются дробным сжиганием над окисью меди. Если водорода нет, то пропусканием над раскаленной окисью меди ( окись меди частично восстановлена до меди) связывают кислород и сжигают метан. Образовавшийся при сжигании метана углекислый газ вымораживают, остаток постоянных газов откачивают для замера их объема, а углекислый газ обращают в газообразное состояние и замеряют его количество. Таким образом выясняется содержание кислорода и метана. [17]
Основное значение в повышении экономической эффективности газонефтедобывающей промышленности имеет технология разработки газовых и газо-нефтяных месторождений. Для сравнения можно отметить, что капиталовложения в разработку крупных газовых и газо-нефтяных месторождений в некоторых случаях могут превышать капиталовложения в строительство крупнейших тепловых и гидроэлектростанций, крупных металлургических и других предприятий. Скважины - наиболее капиталоемкие сооружения на газовых и газо-нефтяных промыслах. На их долю приходится более половины всех затрат. Поэтому необходимо стремиться к снижению числа скважин на месторождении. Но, с другой стороны, при прочих равных условиях с уменьшением числа скважин уменьшается текущий дебит залежи в целом, в большинстве случаев уменьшается и газо-или нефтеотдача. Чтобы определить оптимальный дебит как залежи в целом, так и отдельных скважин, т.е. установить наиболее выгодную систему разработки, требуются анализ и знание геологических, физических, газогидродинамических и экономических факторов. [18]
Из практики подземного хранения газа в зарубежных странах известно, что в США из общего числа ( примерно 200) хранилищ только пять созданы в водоносных пластах. Это объясняется, по-видимому, не только весьма выгодным расположением газовых и газо-нефтяных месторождений в США - вблизи крупных промышленных центров страны, но и определенными трудностями в организации подземных хранилищ в водоносных пластах. Наиболее крупным хранилищем в США, созданным в водоносных пластах, является хранилище Хершер, расположенное в 80 км от Чикаго и служащее для выравнивания сезонной неравномерности потребления газа этим городом. [19]
Таким образом, содержание газа в нефти при высоких температурах и давлениях может быть очень большим. Но газы находятся в осадочной толще не только в виде раствора в нефтях, но присутствуют и в свободном состоянии, образуя не только газовые шапки газо-нефтяных месторождений, но и чисто газовые месторождения. Кроме того, газы растворены в пластовых водах, а также находятся в сорбированном состоянии в породах и углях. [20]
Изложенное показывает, что работа с искусственными газами или смесью природных и искусственных газов опаснее, чем с природными газами, которые можно считать относительно безвредными, если они не имеют в себе сероводорода или очищены от него. Однако необходимо учесть, что при значительной концентрации метана в воздухе, доходящей до 10 % и более, возможно удушье вследствие уменьшения количества кислорода в воздухе. Особенно опасны в этом отношении природные газы газо-нефтяных месторождений, содержащие в себе значительное количество тяжелых углеводородов. [21]