Разработка - газовое газоконденсатное месторождение
Cтраница 3
 |
Результаты расчетов для залежи IX горизонта месторождения Газли. [31] |
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений обычно предусматривается бурение некоторой системы законтурных пьезометрических скважин. По замерам давления в этих скважинах судят о реакции пластовой водонапорной системы на отбор газа из залежи, что, в свою очередь, позволяет обосновывать режим разработки залежи. Однако информация по пьезометрическим законтурным скважинам должна использоваться более-полно, чем это было до настоящего времени. Рассмотрим методику уточнения параметров водоносного пласта с привлечением информации по пьезометрическим законтурным скважинам. [32]
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений, ввиду редкой сетки скважин, оценка макронеоднородности весьма затруднена даже после разбуривания всего эксплуатационного фонда скважин. Поэтому влияние учета макронеоднородности на первоначальную оценку запасов газа приобретает особое значение. [33]
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений скважины по площади залежей обычно располагаются или рядами ( батареями или кустами), или равномерно ( по какой-либо правильной геометрической схеме), или бессистемно ( с геометрической точки зрения), т.е. используется осевое или смешанное расположение скважин. [34]
При разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме происходит одновременное или опережающее вытеснение нефти ( газа) из системы трещин. Часть блоков оказывается частично или полностью окружена водой. В этом случае коэффициенты вытеснения нефти или газа водой из блоков формируются исключительно за счет капиллярных сил. И здесь важно исследовать процессы прямоточной и противоточной капиллярной пропитки. [35]
Современная теория разработки газовых и газоконденсатных месторождений исходит из рассмотрения системы пласт - скважина - газосборная сеть - газопровод - потребитель как единого целого, причем при выборе рациональной системы разработки рассматриваются технико-экономические показатели многочисленных вариантов разработки. [36]
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений величина вскрытия газоносного пласта, как правило, выбирается интуитивно. Такой подход если оправдан в большинстве случаев, то недопустим при возможности обводнения скважин подошвенной водой. При наличии подошвенной воды и опасности обводнения скважин ею следует заблаговременно определить и рекомендовать оптимальную величину вскрытия на стадии проектщзования. [37]
В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений парциальное давление СОг снижается, а объем водного конденсата увеличивается. Поэтому при практически постоянной скорости потока и температуре газа интенсивность коррозии в целом снижается. Анализ мест интенсивных разрушении показывает, что повышенная коррозия характеризуется изменением режима движения н направления потока. Изменение характера режима газожидкостного потока в фонтанных трубах путем использования уплотни-тельных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозш. Результаты экспериментов показывают, что при заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к увеличению интенсивности коррозии. При углекислотной коррозии существенное значение имеют минерализация н количество поступающейв скважину пластовой воды. [38]
В случае разработки газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин, если использованы приближенные методы прогнозирования показателей разработки, разницы в методах оценки q Hero пластового давления не имеется, и они аналогичны с методами, применяемыми при освоении залежи вертикальными скважинами. [39]
Особенности проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений обусловлены существенными отличиями физических свойств газа от нефти - гораздо большей сжимаемостью и меньшими вязкостью и плотностью. Благодаря малой вязкости газ обладает большой подвижностью. Это позволяет достигать высоких показателей газоотдачи чисто газовых месторождений. Однако на практике потери углеводородного сырья за счет роста неизвлекаемых запасов могут вызывать выпадение ретроградного конденсата в пласте газоконденсатных месторождений, обводнение пласта с защемлением части газа за фронтом внедряющейся воды и многие другие факторы. Учесть и обосновать особенности разработки газового или газоконденсатного месторождения необходимо уже на стадии проектирования. [40]
В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений парциальное давление С02 снижается, а объем водного конденсата увеличивается. Поэтому при практически постоянных скорости потока и температуре газа интенсивность коррозии в целом снижается. Анализ мест интенсивных разрушений показывает, что повышенная коррозия характеризуется изменением режима движения и направления потока. Изменение характера режима газожидкостного потока в фонтанных трубах путем использования уплотнительных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозии в 2 раза. Данные месторождений Краснодарского края показывают, что интенсивность коррозии тройников и катушек составляла в начале разработки этих месторождений ( 4 - г7) - 10 - 3 м / год, уплотнительных колец фонтанной арматуры - ( 7 - 8) х х 10 - 3 м / год, корпусов задвижки - ( 4н - 7) 10 м / год, внутренней поверхности фонтанных труб - ( 0 2 - И 0) Ю-3 м / год и резьбовых соединений этих труб - около 410 - 3 м / год. Результаты экспериментов показывают, что при заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к увеличению интенсивности коррозии. При углекислотной коррозии существенное значение имеют минерализация и количество поступающей в скважину пластовой воды. [41]
Современный этап разработки газовых и газоконденсатных месторождений требует совершенствования методов оценки конечной газо - и конденсатоотдачи. Особую актуальность эти проблемы приобретают при долгосрочном планировании добычи газа и конденсата, находящейся в определенной зависимости от разведанных запасов. [42]
В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято использовать две фильтрационные модели залежей. [43]
В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений или неравномерного распределения отбора газа по площади залежи по многим причинам может происходить их преждевременное обводнение. [44]
В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерными являются два режима: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем перового пространства газовой залежи практически не изменяется во времени. [45]
Страницы: 1 2 3 4