Практика - разработка - месторождение - природный газ
Cтраница 1
Практика разработки месторождений природного газа свидетельствует о том, что во многих случаях коэффициенты газо - и конденсато-отдачи пластов оказываются недостаточно высокими. Это касается в первую очередь тех месторождений, где производится некомпенсируемый отбор углеводородов, т.е. реализуется режим истощения плесто-вой энергии. В России, например, режим истощения является практически единственным применяемым в газопромысловой практике. [1]
Практика разработки месторождений природного газа с газовыми залежами массивного типа, полностью подстилаемыми подошвенной водой ( Медвежье, Уренгойское и др.), показывает, что в - учение некоторого периода ( порядка 3 - 5 лет) вторжения пластовой воды в истощающиеся газовые залежи практически не происходит, и они эксплуатируются при газовом режиме. Данное обстоятельство связано с аномальным поведением газоводонасыщенной пластовой системы, вызванным физико-химическим взаимодействием флюидов со скелетом пористой среды. [2]
Именно практика разработки месторождений природных газов привела к необходимости создания алгоритмов решения двумерных обратных задач теории разработки. Это означает, что с использованием данных эксплуатации газовых скважин определяются или утемняются карты равных значений емкостного amh и фильтрационного Ш параметров пласта. [3]
Теория и практика разработки месторождений природных газов приводят к необходимости учета в уравнении материального баланса некоторых процессов, проходящих в продуктивном пласте при снижении давления. [4]
Теория и практика разработки месторождений природных газов последних лет приводят к необходимости учета в уравнении материального баланса некоторых процессов, проходящих в продуктивном пласте при снижении давления. [5]
В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют газовые и газоконденсатные. В связи с тем, что не выделяют конденсатогазовые месторождения, то видимо не следует говорить о нефтеконденсатогазовой или газонефтеконденсатной залежах в том понимании, которое вкладывается классификацией. [6]
 |
Примеры зависимостей изменения во времени годовых отборов газа т месторождений. [7] |
В теории и практике разработки месторождений природного газа различают: / - период нарастающей добычи; II - период постоянной добычи; / / / - период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения часто сразу разрабатываются с периода постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности. [8]
В теории и практике разработки месторождений природного газа различают следующие периоды: I - период нарастающей добычи; II - период постоянной добычи; III - период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений - для месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения можно сразу разрабатывать с периода постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности. При разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей добычи газа. [9]
В теории к практике разработки месторождений природного газа под чонятием регулирование подразумевается чрезвычайно широкий круг задач и вопросов, начжнач от издания и реализации требуемой динамики добычи газа на различных месторождениях региона и до назначения режима работы отдельной скважины. [10]
В теории и практике разработки месторождений природного газа различают: I - период нарастающей добычи; И - период постоянной добычи; III - период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения часто сразу разрабатываются с периода постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности. [11]
Из (2.25), теории и практики разработки месторождений природных газов следует, что коэффициент газоотдачи зависит от глубины залегания и продуктивной характеристики месторождения, темпа отбора газа, расстояния до потребителя, необходимого давления для подачи газа потребителю и других факторов. [12]
В связи с этим в практике разработки месторождений природного газа принято различать две С. [13]
 |
Зависимость пластового давления от суммарного отбора газа для Тарханского ( а, Аманакского ( б и Жуковского ( в месторождений. [14] |
Подобный, весьма редкий в практике разработки месторождений природных газов случай, когда проявляется жесткий водонапорный режим, отмечен на восточном куполе Ленинградского газоконденсатного месторождения. Кривые 77 и / 77 показывают два других возможных варианта проявления водонапорного режима. При изменении давления в залежи по кривой II водонапорный режим проявляется с самого начала разработки залежи, а сама величина пластового давления выше, чем при газовом режиме. Кривая / ТУ соответствует тому случаю, когда залежь вначале разрабатывалась на газовом режиме, а затем началось заметное продвижение воды, следствием чего явилось уменьшение объема порового пространства и увеличение давления по сравнению с давлением при газовом режиме. [15]
Страницы: 1 2