Большинство - газовое месторождение
Cтраница 3
Вследствие ряда причин ( значительно большей вязкости воды по сравнению с вязкостью газа, плохой проницаемости продуктивного пласта и др.) подъем воды обычно отстает от темпов отбора газа, поэтому давление в газоносном пласте с течением времени падает. Большинство газовых месторождений имеет газовый или водонапорный режим с небольшим коэффициентом возмещения. [31]
Пластовое давление в газовой залежи определяется по давлению на забое закрытой скважины. Для большинства газовых месторождений, учитывая относительно небольшие углы наклона пластов, можно с достаточной точностью считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. [32]
Выбор схемы зависит от содержания добываемой продукции, давления и температуры этой продукции. В большинстве газовых месторождений Российской Федерации основной схемой подготовки газа является внутрнпромысловая. [33]
 |
Качановское месторождение.| Обзорная карта месторождений нефти и газа западных районов Украины. [34] |
Внешняя зона прогиба характеризуется преимущественно газоносностью. К ней приурочено большинство разведанных газовых месторождений. Осадочный комплекс-зоны представлен песчано-карбонатнымп отложениями юры, мела и несогласно перекрывающими их молассовыми толщами миоцена. Фундаментом служат дислоцированные породы палеозоя. Отложения миоцена и мезозоя Внешней зоны характеризуются пологим моноклинальным залеганием. [35]
Внешняя зона прогиба характеризуется преимущественно газоносностью. К ней приурочено большинство разведанных газовых месторождений. Осадочный комплекс зоны представлен песчано-карбонатными отложениями юры, мела и несогласно перекрывающими их молассовыми толщами миоцена. Фундаментом служат дислоцированные породы палеозоя. Отложения миоцена и мезозоя Внешней зоны характеризуются пологим моноклинальным залеганием. Продольными и поперечными нарушениями они разбиты на отдельные крупные блоки, вдоль которых прослеживаются пологие брахиантиклиналь-ные складки северо-западного простирания, с которыми связаны газовые месторождения Прикарпатской нефтегазоносной области. [36]
Яйм - теплопроводность мерзлых пород, определяется го рис. 11.7. Мерзлыми считаются. Надо отметить, что большинство российских газовых месторождений расположено в зоне, где имеются многолетнемерзлые породы. Практически 50 % территории Российской Федерации занимают мерзлые породы. [37]
В настоящее время более 80 % всех ремонтных работ на газовых скважинах направлено на ограничение и ликвидацию притока пластовой воды. Проведение указанных работ в большинстве газовых месторождений осложнено из-за наличия аномально-низких пластовых давлений, в связи с нахождением их на заключительной стадии разработки. В связи с этим проведение изоляционных работ с использованием традиционных методов негативно сказывается на коллекторских свойствах продуктивных пластов из-за воздействия растворов глушения. [38]
 |
Обзорная карта газовых месторождений. Ставропольской газоносной области. [39] |
К локальным складкам свода приурочено большинство газовых месторождений области. Мощность мезозойско-кайнозой-ского осадочного чехла на своде 1800 - 2200 м, хотя выделяются отдельные участки с сильно сокращенной мощностью отложений. [40]
Какое место занимает каждый из этих процессов в общем процессе образования метана. Считается, что основная масса метана большинства газовых месторождений мира имеет термокаталитическое происхождение. Образуется он на глубине от 1 до 10 км. Большая доля метана имеет биохимическое происхождение. [41]
Давление на устье определяют с помощью обычных или образцовых манометров, а пластовое - по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов небольшие, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут заметно отличаться по различным скважинам при одинаковых статических давлениях на устье. [42]
Многочисленными гидродинамическими исследованиями установлено, что проницаемость пористой среды призабойной зоны снижается с увеличением насыщенности этой зоны жидкостью, следовательно, снижается и производительность скважины. При отклонении от линейного закона движения ( закона Дарси), что имеет место на большинстве газовых месторождений, и существовании связи между проницаемостью и коэффициентом макрошероховатости жидкость, имеющаяся в призабойной зоне, в большей степени снижает производительность скважины, чем при наличии линейной зависимости. [43]
Большую часть территории Терско-Кумской нефтегазоносной области занимает одноименная платформенная впадина, являющаяся основным тектоническим элементом Восточного Предкавказья. В центральной части впадины выделяется Прикумско-Тюлеиевский вал субширотного простирания, состоящий из нескольких групп структур, к которым приурочены все нефтяные месторождения Ставрополья и большинство газовых месторождений Дагестана. Для складок этого вала характерна хорошо выраженная складчатость мезозоя, затухающая в майкопских отложениях, в результате чего вышележащие породы падают моноклинально на юго-восток. Прикумско-Тюленевский вал отделяется Восточно-Манычским прогибом от вала Карпинского, являющегося северным ограничением Терско-Кумской впадины. К небольшим локальным складкам вала Карпинского приурочены мелкие газовые месторождения Калмыцкой АССР. [44]
Смешанные, комбинированные режимы разработки возникают в газовой залежи, обладающей напором краевых и подошвенных вод, когда объем отбираемого газа превышает объем поступающей в залежь воды. При этом по мере разработки залежи пластовое давление снижается, причем темпы снижения давления меньше, чем в залежах с газовым режимом. Большинство газовых месторождений работают в газовом и смешанном режимах. [45]
Страницы: 1 2 3 4