Большинство - газоконденсатное месторождение
Cтраница 1
Большинство газоконденсатных месторождений разрабатывают на естественном водонапорном режиме. Вопросы прогнозирования разработки газоконденсатных месторождений на водонапорном режиме относятся к числу наиболее сложных. Этот процесс зависит от многих факторов, в разной степени влияющих на него и с разной степенью надежности могущих быть оцененными. К таким факторам относится неполнота вытеснения газоконденсатной смеси водой. В работе С.Н. Закирова на основании сопоставления точного машинного решения с приближенными было показано, что для задач вытеснения газа водой с приемлемой точностью можно пользоваться коэффициентом остаточной насыщенности. Такой подход используют и в приведенных исследованиях. [1]
В США большинство газоконденсатных месторождений расположены в штатах Техас и Луизиана. [2]
В США большинство газоконденсатных месторождений находятся в Техасе и Луизиане. [3]
Таким образом, по большинству газоконденсатных месторождений Краснодарского края отсутствовал, по существу, период опытно-промышленной эксплуатации, в течение которого проводят работы по доразведке залежей ( совмещение разведки и эксплуатации месторождений) и по подготовке исходных данных для составления проектов разработки. [4]
В настоящее время на большинстве газоконденсатных месторождений внедрена групповая или централизованная система сбора, и это дает определенные выгоды. Так, например, первоначально на Шебе-линском промысле, наиболее крупном в Советском Союзе, каждая скважина оборудовалась как самостоятельный объект, на котором производилась первичная обработка газа перед подачей в газосборный коллектор. В среднем на обслуживание одной скважины было занято четыре оператора в сутки. [5]
 |
Схема промысловой переработки извлекаемой на поверхность пластовой смеси. [6] |
Давление начала конденсации пластовых смесей большинства газоконденсатных месторождений близко или равно начальному пластовому давлению. Поэтому при разработке этих месторождений на истощение состав извлекаемой на поверхность пластовой смеси ( концентрация компонентов смеси) со временем изменяется. Таким образом, на сепарацию поступает смесь с изменяющимся во времени составом. [7]
Как известно, с понижением температуры сепарации состав конденсата большинства газоконденсатных месторождений меняется за счет увеличения в нем доли этана, пропана и бутана. [8]
Как показали данные опытов и эксплуатации, подготовку газа к дальнему транспорту на большинстве газоконденсатных месторождений можно осуществлять на установках НТС, когда наряду с глубокой осушкой из газа извлекается максимальное количество углеводородов за счет пониженной температуры точки росы углеводородов. [9]
На рис. 7.2 приводится типовая технологическая схема НТО с вводом и регенерацией диэтиленгликоля ( ДЭГ), применяющегося на большинстве газоконденсатных месторождений. Газ из скважины под устьевым давлением по шлейфу поступает на установку комплексной подготовки газа, где предварительно очищается в сепараторе от выносимых из скважины твердых частиц, капельной воды и углеводородного конденсата. [10]
Теория укрупненной скважины наиболее актуальна для газовых и для газоконденсатных месторождений, так как газовые месторождения разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии, а большинство газоконденсатных месторождений также разрабатывается без поддержания пластового давления и рано или поздно они переходят на режим истощения пластовой энергии. В случае нефтяных месторождений, как правило, производится поддержание пластового давления. Поэтому поступление законтурной воды имеет подчиненное значение. Разработка нефтяных месторождений при естественном водонапорном режиме имеет место обычно В случае небольших начальных запасов нефти и хороших кол-лекторских свойств пласта. [11]
При обеспечении снижения точки росы по воде и углеводородам установки низкотемпературной сепарации с применением в качестве ингибитора гидратообразования гликолей и их регенерацией на установках могут рекомендоваться для подготовки газа к дальнему транспорту для большинства газоконденсатных месторождений Советского Союза. [12]
Сущность идеи адаптивного подхода можно проследить на примере управления дебитами с учетом допустимых депрессий для скважин. Большинство газоконденсатных месторождений разрабатывается на режиме истощения, без поддержания давления. Это вызвано быстро растущей потребностью в газе, а также небольшим содержанием конденсата. Эксплуатация месторождения без поддержания давления приводит к выпадению жидкого конденсата и к потерям его в пласте. Количество конденсата, выпадающего в пласте, небольшое ( не более 3 - 5 % от общего объема за весь период разработки) и практически не влияет на параметры пласта и не отражается на фильтраций в пласте. Существенное влияние выпадение конденсата оказывает лишь на фильтрационные характеристики небольших по размеру призабойных зон, в связи с чем коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважин изменяются в процессе разработки. [13]
Большинство газоконденсатных месторождений, находящихся на сравнительно малых глубинах ( до 2500 м), характеризуется малым содержанием конденсата в пластовом газе. В ряде случаев залежи подобной характеристики встречаются и на больших глубинах. Как уже отмечалось, при их эксплуатации на режиме истощения из-за небольших ретроградных потерь достигается достаточно высокое извлечение потенциальных запасов конденсата. Поэтому в подобных случаях эффект, полученный от поддержания пластового давления, оказывается незначительным и не может оправдать затраты, связанные с осуществлением этого процесса. [14]
Такая разница в разработке и эксплуатации месторождений обусловливает различные динамику темпов отбора газа и условия перехода месторождений на позднюю стадию. Если для большинства газоконденсатных месторождений падение во времени темпов отбора газа наблюдается задолго до поздней стадии ( при суммарных отборах всего 30 - 40 % от запасов), то для газовых свойственна стабильность вплоть до перехода а позднюю стадию. [15]
Страницы: 1 2