Практика - разработка - газовое месторождение
Cтраница 2
В практике разработки газовых месторождений известно много случаев, когда пластовое давление существенно отличается от гидростатического. [16]
В практике разработки газовых месторождений переменные 8 ( О, u ( t) не могут принимать любые значения. Темп разбуривания залежи также неотрицателен и ограничен некоторым предельным значением ит. [17]
В практике разработки газовых месторождений особенно часто приходится решать ДВР задачи: наиболее рациональное размещение скважин и очередность их бурения; достаточно точный прогноз изменения во времени пластового давления, дебита и числа скважин. Реальные газовые месторождения крайне сложны по своей геометрии и параметрам, конструкция забоя скважин также сложна и порой неизвестна. [18]
 |
Системы газосборных сетей. [19] |
В практике разработки газовых месторождений применяют следующие основные системы промыслового сбора газа: линейную, лучевую и кольцевую. [20]
Теория и практика разработки газовых месторождений приводят к необходимости учета неоднородности пласта по кол-лекторским свойствам вдоль координат х, у и г. Необходимо учитывать изменения параметров пласта и газа при снижении пластового давления. При больших этажах газоносности и начальном пластовом давлении в некоторых случаях недопустимо пренебрегать весомостью газа. [21]
Впервые в практике разработки газовых месторождений ЭВМ были использованы при проектировании разработки группы газовых месторождений Краснодарского края с учетом характеристики этих месторождений, степени их освоения, наличия скважин и наземных коммуникаций и срока ввода их в эксплуатацию. Расчет различных вариантов разработки с использованием ЭВМ, который без применения ЭВМ был бы невозможен, позволил авторам проекта выявить рациональную систему разработки. В настоящее время практически ни одно месторождение не проектируется без помощи ЭВМ. Однако было бы неверно не использовать простые инженерные расчеты основных показателей разработки на основе имеющихся методов. Такая необходимость прежде всего связана с тем, что в процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит изменение некоторых исходных данных, принятых постоянными, увеличивается объем информации по мере бурения новых скважин, что позволяет уточнить принятые исходные данные, и, наконец, накапливаются дополнительные данные эксплуатации залежи. Проведение полного цикла расчетов при изменении тех или иных исходных данных при помощи ЭВМ не всегда возможно и целесообразно. Разработанные простые расчетные методы позволят оперативно оценить влияние изменения или уточнения отдельных параметров ( или группы параметров) на основные показатели разработки и на технологические режимы работы скважин, проанализировать фактические данные месторождения, сопоставить эти данные с проектными и при необходимости внести в проект некоторые изменения. [22]
Традиционно актуальны вопросы теории и практики разработки газовых месторождений при водонапорном режиме. Для эффективного исследования соответствующих прикладных задач необходимо решать двухфазные ( газ, вода) задачи в двух-и трехмерной постановках. Так решаются практически важные задачи, например, применительно к сеноманским залежам месторождений севера Тюменской области. [23]
Современное состояние теории надежности, теории статистических решений, дуального управления и управления с адаптацией, а также теория и практика разработки газовых месторождений позволяют в течение двух-трех лет разработать алгоритмы управления разбуриванием, обустройством и разработкой месторождения, рассматривая этот процесс как многошаговую задачу принятия решений в условиях неопределенности при возможности постановки эксперимента, составив целевую функцию с учетом вероятностных характеристик объекта разработки. [24]
Открытие крупных газовых и газоконденсатных месторождений в Ставропольском н Краснодарском краях, Харьковской области, Узбекской ССР н др. стало основной причиной более интенсивного развития теории и практики разработки газовых месторождений в 1950 - 1960 годы. Разведанные запасы газа к концу 1960 г. составили 1 9 триллиона кубических метров. [25]
Второй этап характерен применением чисто эмпирических методов разработки газовых месторождений и распространением ( порою механически) на разработку газовых месторождений СССР практики разработки нефтяных месторождений, а также практики разработки газовых месторождений США. [26]
Неоднородность пород по проницаемости в разных направлениях - один из основных факторов, от которых зависит эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений, поэтому определение проницаемости в различных направлениях имеет существенное значение для теории и практики разработки газовых месторождений. [27]
Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. В практике разработки газовых месторождений различают газовый и водонапорный режимы. [28]
Предусмотренная проектом разработки эксплуатация нескольких горизонтов одной скважиной позволила сократить число скважин в два раза, что дало значительную экономию капитальных вложений в бурение и обустройство. Впервые в практике разработки газовых месторождений забои скважин оборудованы фильтрами большой длины ( 500 - 700 м), что позволило обеспечить надежное вскрытие и дренирование отдельных продуктивных пропластков, особенно трещиноватых коллекторов. Для экономии пластовой энергии, уменьшения потерь давления при движении газа от забоя к устью большой фонд скважин переведен на работу одновременно по трубному и затрубному пространствам. [29]
Страницы: 1 2