Cтраница 1
Разработка газовых и газоконденсатных залежей в условиях активного упроговодонапорного режима, сопровождающаяся интенсивным внедрением вод, имеет много особенностей. При этом нередко возникают осложнения, снижающие технико-экономическую эффективность разработки. [1]
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество защемленного ею газа. [2]
При разработке газовых, газоконденсатных залежей и залежей нефти, отличающихся высокой газонасыщенностью, получают маломинерализованную воду, именуемую конденсатной. Эта вода образуется в стволах эксплуатационных скважин и в промысловых коммуникациях в результате конденсации паров воды, содержащейся в газе. [3]
Под разработкой газовых и газоконденсатных залежей в нашем курсе понимается управление процессами движения в пласте газа и газоконденсата к скважинам с целью добычи газа и конденсата. Такое управление достигается посредством определенной системы разработки залежи. [4]
Под разработкой газовых и газоконденсатных залежей в нашем курсе понимается управление процессами движения в пласте и к скважинам газа, конденсата, воды и нефти с целью добычи их и других ценных компонентов. Такое управление достигается в результате реализации определенной системы разработки залежи. [5]
Технологические условия разработки газовых и газоконденсатных залежей совершенно различны. В отличие от газовых разработка газоконденсатных залежей должна происходить при поддержании пластового давления с тем, чтобы не допустить выделения в пластовых условиях жидких углеводородов, которые в подобных случаях будут смачивать почти сухие минеральные частицы пород и безвозвратно потеряются. Поддержание давления осуществляется путем обратной закачки газа после извлечения из него жидких углеводородов. [6]
На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки большое влияние оказывает их геолого-промысловая характеристика. [7]
Обычно при проектировании разработки газовых и газоконденсатных залежей, изменяя темпы отбора газа, находят экономически оптимизированный вариант. Реже выбирается предпочтительный вариант с точки зрения конечной газо - или кон-денсатоотдачи. [8]
Системы и процессы разработки газовых и газоконденсатных залежей имеют ряд особенностей. [9]
Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конденсата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяется исходя из необходимости обеспечения возможно более продолжительного периода эксплуатации с максимальным уровнем добычи газа. Проблема достижения проектного коэффициента извлечения газа решается параллельно этим же количеством скважин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах значительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разработки залежи. [10]
Гидрохимический метод контроля обводнения применяется при разработке газовых и газоконденсатных залежей, где обводнение за счет законтурных вод, сопровождаемое заменой получаемой вместе с газом пресной конденсатной воды высокоминерализованной краевой, хорошо маркируется по резкому возрастанию минерализации или хлоридности. Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края ( Ленинградское, Каневское, Челбасское) показывает, что гидрохимический метод позволяет регулировать отборы газа, а также корректировать проведение ремонтно-изоляционных работ на месторождениях. [11]
Запасы газа, используемые при определении показателей разработки газовых и газоконденсатных залежей, и их достоверность зависят от степени изученности месторождения и предопределяют точность прогнозируемых величин. [12]
Таковы в общих чертах особенности контроля за разработкой газовых и газоконденсатных залежей, которые характерны для поздней стадии. Общепринятые комплексы исследований скважин и состава извлекаемой продукции, контроля за динамикой давлений в наблюдательных и пьезометрических скважинах и множество других мероприятий, одинаково важных для любой стадии разработки месторождений и предусмотренных в официальных документах [79], а также в работах [ 37, 39 и др. ], нами здесь не рассматривались. [13]
Одним из основных параметров месторождений, от которых существенно зависит экономическая эффективность разработки газовых и газоконденсатных залежей, является рабочий дебит ( производительность) скважин. Величина его определяется физическими и фильтрационными свойствами пласта, условиями обводнения скважин, конструкцией скважин и газопроводов ( выкидных линий, соединительных и магистральных газопроводов), условиями ограничения скоростей потока газа на коррозионноопасных месторождениях, давлением приема газа потребителем и условиями подготовки газа к дальнему транспортированию. Рассмотрим степень влияния этих факторов на рабочий дебит скважины и характер его изменений по месторождениям Северного Кавказа. [14]
В работах [173, 163] показано, что проявления конденсационных вод имеют место в скважинах и призабойных зонах при разработке газовых и газоконденсатных залежей вследствие нормальной конденсации водяных паров, вызванной перепадами между пластовыми, скважинами и поверхностными температурами и давлениями. Поскольку в течение всех периодов разработки залежей пластовые температуры изменяются незначительно и снижается в основном только давление, осаждение конденсационных вод в пласте маловероятно. [15]