Газоконден-сатное месторождение
Cтраница 2
Количественное соотношение фаз в продукции газоконден-сатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором. Этот фактор показывает отношение количества добытого газа ( в м3 при нормальных условиях) к количеству полученного конденсата ( в м3 или т), улавливаемого в сепараторах и сорбционных установках. [16]
Количественное соотношение фаз в продукции газоконден-сатных месторождений оценивается га з о ко н д е н с а т н ы м фактором - величиной, обратной конденсатности, показывающей отношение количества добытого ( м3) газа ( в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата ( м3), улавливаемого в сепараторах. [17]
В Заполярной зоне начато освоение Ямбурского газоконден-сатного месторождения, разведаны запасы Заполярного, месторождений Ямала. По климатическим условиям эта зона практически непригодна для постоянного проживания населения. По данным медицинских исследований коллективы, привлеченные для работы в эту зону, необходимо менять через 1 - 3 года. [18]
Важнейшим негативным явлением при разработке нефтяных и газоконден-сатных месторождений, содержащих углеводороды, включающие асфальтосмо-лопарафиновые образования, является резкое снижение продуктивности скважин плоть до потери притока к забою в результате эксплуатации скважин При забойных давлениях ниже или близких к давлению насыщения углеводородов парафином. Это одновременно приводит и к росту газонасыщенности призабойной зоны пласта. [19]
В табл. 28 приведены составы основных газоконден-сатных месторождений СССР. Эти составы близки к составам попутных газов. Эти газы, как и газы чисто газовых месторождений в недрах земли находятся в газообразном состоянии. При снижении давления и выходе газов на поверхность из них выделяется от 10 до 500 см3 конденсата ( легких углеводородов) на 1 м3 добываемого газа. Как следует из табл. 28 газы газокон-денсатных месторождений имеют самый разнообразный состав. [20]
В процессе разведки и оконтуривания Совхозного газоконден-сатного месторождения Оренбургской области, характеризующегося наличием мощных ( 1000 - 1500 м) соляных отложений, некоторые скважины, заложенные вблизи к ранее пробуренным продуктивным скважинам, не вскрыли продуктивных отложений. [21]
Анализ обширного геолого-промыслового материала по газоконден-сатным месторождениям Краснодарского и Ставропольского краев, а также других газодобывающих районов страны позволяет сделать принципиально новый и важный вывод о возможности частичной добычи рассеянных жидких углеводородов, находящихся в пределах разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождений. [22]
Высказанное соображение относится и к большим газоконден-сатным месторождениям, расчлененным вследствие нарушений на ряд отдельных изолированных друг от друга блоков небольших размеров. Месторождение приурочено к удлиненной структуре, сильно нарушенной. Плоскости нарушения простираются в продольном и поперечном направлениях, разбивая всю структуру на отдельные блоки, представляющие собой маленькие, изолированные месторождения. [23]
 |
Промысловый сепаратор для очистки газа от влаги и пыли. [24] |
Основным методом подготовки газа на газоконден-сатном месторождении является низкотемпературная сепарация, при которой парообразная влага и конденсат переходят в жидкое состояние за счет понижения температуры газа в сепараторах. [25]
Эффективность поддержания пластового давления на газоконден-сатном месторождении зависит от ряда факторов: начального содержания конденсата в газе, коэффициентов конечной газо - и конденсатоотдачи, продолжительности периода поддержания давления, числа и месторасположения эксплуатационных и нагнетательных скважин и других факторов. [26]
Таким образом, реализованная на Вуктыльском газоконден-сатном месторождении методика гидрохимического контроля за водопроявлениями хорошо зарекомендовала себя, позволила оперативно получать необходимые данные для прогноза водопрояв-лений и. [27]
При разработке залежи на режиме истощения газоконден-сатных месторождений с содержанием конденсата до 200 - 300 г / м3, особенно залежей, содержащих в газовой зоне связанную нефть, увеличение коэффициента продуктивности скважин должно быть заметным, что дает возможность сократить число эксплуатационных скважин и повысить эффективность разработки. [28]
При очень высоком пластовом давлении разработку газоконден-сатного месторождения начинают с процесса истощения, который продолжается до того момента, когда пластовое давление приблизится к давлению начала обратной конденсации. После этого осуществляют процесс циркуляции и завершают разработку процессом истощения. Заключительный процесс истощения начинается после прорыва сухого газа к эксплуатационным скважинам и резкого понижения содержания конденсата в добываемой продукции. Весьма важно установить оптимальное давление циркуляции газа. При высоком давлении нагнетания поддерживается высокий уровень добычи конденсата, что требует больших затрат на сжатие газа. Иногда предпочитают уменьшить текущую добычу конденсата и сократить расходы на сжатие путем уменьшения давления нагнетания. [29]
Приведенное уравнение для подсчета запасов газа газоконден-сатного месторождения является простейшим, но достаточно точным, если коэффициент сжимаемости z подсчитан с учетом изменения состава фаз вследствие ретроградной конденсации. [30]
Страницы: 1 2 3 4