Губкинское месторождение
Cтраница 2
Для определения допустимых ( с точки зрения исключения гидратообразования) дебитов газовых скважин Губкинского месторождения на различные моменты его разработки проведены расчеты проектной скважины при вариации дебитов ( 10 - 700) 103м3 / сут. [16]
Для определения допустимых ( с точки зрения исключения гидратообразования) дебитов газовых скважин Губкинского месторождения на различные моменты его разработки проведены расчеты проектной скважины при вариации дебитов ( 10 - 700) 103 м3 / сут. [17]
Для промышленной оценки может быть принят следующий средний состав ( %) сеноманской залежи Губкинского месторождения. [18]
Таким образом, выбранный рабочий дебит проектной скважины обеспечивает безгидратный режим скважин только во второй и следующие годы разработки Губкинского месторождения; в первые два года необходимо, чтобы дебиты скважин были порядка 1 млн. м3 / сут. Эти данные справедливы для условий нормальной эксплуатации скважин, т.е. без их остановок. Если учесть прогрев пород вокруг скважины в процессе эксплуатации, например взять коэффициент теплопередачи по формуле И.А. Чарного [4], то можно убедиться, что с течением времени депрессия температур вдоль ствола скважины уменьшается ( рис. 5), т.е. условия гидратообразования становятся менее жесткими. Следовательно, рассчитанные выше дебиты скважин имеют некоторый запас, связанный с недостоверностью исходной информации. [20]
Для точного определения зон гидратообразования в стволе скважины необходимо располагать равновесными кривыми, полученными непосредственно по результатам исследования газа из скважины Губкинского месторождения. [21]
Необходимо отметить, что высокая теплопроводность верхней части скв. Губкинского месторождения характерна для значительного числа газовых скважин Крайнего Севера Тюменской области. [22]
Необходимость такого перебора была связана с отсутствием точных данных по теплофизическим свойствам пород. После получения данных опытной эксплуатации скважин Губкинского месторождения будут определены фактические значения К и, следовательно, уточнен тепловой режим газовых скважин. [23]
В северных районах Западно-Сибирской низменности ачимовская пачка также богата нефтью и газом. Дебит нефти на месторождениях, прилегающих к Губкинскому месторождению, колеблется в пределах 3 - 8 т / сут. В Усть-Енисейском и Тазовском районах обнаружены небольшие газовые залежи с проницаемостью до 50 мД ( см. табл. 17) и дебитом газа от 2 до 8 тыс. м3 / сут на скважину. [24]
Положение древней гидрографической сети, по мнению авторов, было тесно связано с простиранием тектонических структур, которые имели преимущественно меридиональное направление. На рис. 67 приведено рукавообразное распространение песчаной полосы на Губкинском месторождении газа. Рукавообразное расположение преимущественно песчаных отложений наблюдается и на Тазовском месторождении ( рис. 68), расположенном восточнее Губкинского. [25]
Другой газонефтеносный комплекс территории - нижне-сред-неюрский, перекрытый глинами верхнеюрского возраста. Прог дуктивен этот комплекс на Новопортовском, Уренгойском и Та-зовском месторождениях, где были получены промышленные притоки газа, а также притоки нефти. В последнее время приток легкой нефти получен из отложений юры на Губкинском месторождении. Однако газонефтеносность комплекса остается пока еще малоизученной. [26]
Страницы: 1 2