Разработка - нефтегазоконденсатное месторождение
Cтраница 1
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений на режиме истощения ( с отбором нефти из нефтяной части и газа из газовой шапки) характеризуется значительными потерями нефти и конденсата. [1]
Вопросы разработки нефтегазоконденсатных месторождений относятся к числу наиболее сложных в подземной гидрогазодинамике, так как здесь приходится иметь дело с наиболее сложным типом месторождений углеводородного сырья. Наличие конденсата в газовой шапке и зависимость коэффициентов его извлечения от методов эксплуатации залежи, в том числе и с точки зрения поведения газонефтяного контакта, могут оказывать серьезное влияние на выбор варианта разработки месторождения. Отмеченное существенным образом отличает, нефтега-зоконденсатные месторождения от нефтегазовых и в общем случае не допускает простого переноса опыта разработки последних на разработку нефтегазоконденсатных месторождений. [2]
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений начальное равновесие фаз в пласте, как правило, нарушается, и границы нефтяных оторочек приходят в движение. В зависимости от геологических условий залегания флюидов и методов эксплуатации пластов характер перемещения контактов фаз может претерпевать существенные изменения. Так, например, если законтурная вода малоактивна и месторождение эксплуатируется в основном на газ с конденсатом без поддержания давления, то нефтяная оторочка может внедряться в газонасыщенную зону залежи за счет энергии растворенного в нефти газа. Очевидно, что в этом случае должна перемещаться только граница раздела газ - нефть, а водо-нефтя-ной контакт будет оставаться практически неподвижным. [3]
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений имеют место период нарастающей добычи нефти, слабо выраженный период относительно постоянной добычи и основной по продолжительности - период падающей добычи. Первый период является следствием разбуривания месторождения и обустройства промысла. Весьма малая продолжительность периода постоянной добычи нефти связана с проблемами обводнения и загазования продукции эксплуатационных скважин из-за явлений конусообразова-ния. Затем эти процессы протекают в нарастающих масштабах, что предопределяет снижение во времени отбора нефти из месторождения в целом при практически неизменном числе скважин. Добуривание скважин - экономически дорогостоющее мероприятие, что не позволяет идти на дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. На нефтегазоконденсатных месторождениях обычно число эксплуатационных и нагнетательных скважин значительно превышает фонд скважин на газовых и газоконден-сатных месторождениях. Поэтому добуривание десятков или сотен скважин часто почти ничего не дает, а бурение большего числа скважин оказывается экономически невыгодным. [4]
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений с проявлением естественного или искусственного водонапорного режима возникает необходимость учета смещения нефтяных оторочек из первоначального их положения. Задача же расчета процесса смещения оторочки в случае неоднородного пласта при наличии или отсутствии в газовой зоне остаточного нефтенасыщения представляется весьма нетривиальной, требующей экспериментального раскрытия механизма движения контактов фаз. [5]
 |
Зависимость f ( p - p0 от р-р 0. [6] |
Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения при известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давления существенно упрощается. [7]
Анализ способов разработки нефтегазоконденсатных месторождений, применяемых в отечественной и зарубежной практике, свидетельствует о значительных преимуществах систем, основанных на поддержании пластового давления закачкой воды. Известно несколько способов заводнения, позволяющих успешно решать общие и частные проблемы рациональной разработки таких месторождений. Однако, если исходить из представлений о физике процессов в нефтегазоконденсатных пластах при различных формах воздействия на них, следует признать, что потенциальные возможности этой; технологии пока реализуются не в полной мере. [8]
Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения при известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давления существенно упрощается. [9]
 |
Иллюстраций 2. Библиографических названий 10. [10] |
На примере разработки нефтегазоконденсатного месторождения типа Карадагского проведено сопоставление четырех наиболее распространенных систем эксплуатации таких залежей: на истощение, сайклинг-процесс, барьерное заводнение и опережающая разработка газоконденсатной зоны. В выбранном примере наиболее экономически эффективной оказалась система барьерного заводнения. [11]
 |
Содержание катионов в пластовых водах палезойских пород Иллинойса.| Анионный состав пластовых вод месторождения Шток-штадт ( Германия. [12] |
На завершающей стадии разработки нефтегазоконденсатных месторождений, как правило, происходит внедрение пластовых вод в продуктивную часть коллектора. Результатом является повышение водонасыщен-ности обводнившихся и близких к ним зон перового пространства залежи, в том числе и участков, где начальная водонасыщенность не превышала единиц процентов. Такой процесс, очевидно, влияет на перераспределение установившегося положения фаз в пористой среде, усиливая роль водона-сыщенности. [13]
Для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения важно знать свойственную данному месторождению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазо-конденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой. [14]
Приведена системная концепция разработки нефтегазоконденсатных месторождений и управления ею. Дана оценка условий эксплуатации строительной техники в северных районах. Рассмотрены проблемы бурения нефтяных и газовых скважин в криолитозонах. Уделено внимание диагностике, надежности и экологической безопасности магистральных трубопроводов. Изложены социально-медицинские аспекты профессионального травматизма. [15]
Страницы: 1 2 3