Cтраница 1
Ямальская группа газовых месторождений занимает особое место в перспективных планах развития топливно-энергетического комплекса России и в обеспечении экспортных поставок газа. [1]
При обосновании разработки группы газовых месторождений искомыми, как отмечалось, являются зависимости технико-экономических показателей от темпов разработки каждого месторождения провинции. [2]
Для решения задачи разработки группы газовых месторождений или многопластовых месторождений приходится строить электрические и гидродинамические модели, использовать современную вычислительную технику. В данной постановке после установления отборов газа по отдельным залежам, периодов нарастающей, постоянной и падающей добычи приступают к выбору оптимального варианта разработки путем проведения соответствующих гидро -, газо - и термодинамических расчетов и анализа полученных результатов. [3]
Для решения задачи разработки группы газовых месторождений или многопластовых месторождений приходится строить электрические и гидродинамические модели, использовать современную вычислительную технику. [4]
Восточный район объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе. В районе г. Кушка - Ислим, Карачоп и в районе г. Мары - Байрамали, Майское, Шарапли, Шатлык, Кели, Еланское. [5]
При комплексном проектировании разработки группы газовых месторождений приводимый в настоящей работе алгоритм упрощается благодаря исключению из него формул, связанных с расчетом установок низкотемпературной сепарации и холодильных машин. [6]
В задачах проектирования разработки группы газовых месторождений как функционал ф ( х), так и система ограничений / ( х) являются существенно нелинейными. Сложность решения обусловлена тем, что число независимых переменных ( параметров разработки и промыслового обустройства) очень велико и запись минимизируемого функционала в явном виде затруднительна. [7]
Помимо описанных зон известны две группы газовых месторождений. В одной из них, расположенной на востоке впадины Уинта ( месторождения Биттер-Крик, Кауфман-Каньон и др.), газоносны отложения верхнего мела и эоцена. Месторождения второй группы - на юго-востоке впадины ( Сан-Эрройо, Вест-Уотер, Бэр-Икс и др.) - содержат залежи литологически экранированного типа. Небольшие группы нефтяных месторождений известны на западе впадины Уинта. В интервале глубин 150 - 2000 м выделяются пять продуктивных пластов, заключенных в отложениях мелового, триасового и пенсильванского возраста. [8]
На южном склоне поднятия также располагается группа газовых месторождений ( Колпа, Пальмар, Наранхиллос и др.) и несколько нефтяных, образующих в целом на этом меж бассейновом поднятии ареал зон преимущественного газонакопления. [9]
Однако во время работы над проектом разработки группы газовых месторождений провинции часть из них бывает уже вовлеченной в эксплуатацию. [10]
Приводятся методы определения показателей разработки многопластовых месторождений и группы газовых месторождений, приуроченных к единой пластовой водонапорной системе. Изложены особенности методики проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Показаны последовательность и цели газогидродинамических и технико-экономических расчетов по определению показателей разработки месторождения и обустройства промысла. В заключение изложены методы решения задач, возникающих при анализе разработки газовых месторождений. [11]
В 1963 г. в соответствии с проектом разработки Березовской группы газовых месторождений [7] была введена в эксплуатацию скв. [12]
В центральных районах Туркмении н пределах Каракумского свода открыта группа газовых месторождений с общим названием Дарвааа-Зеаглинская с залежами газа в отложениях нижнего мела. Однако условия разработки залежей весьма сложные: залежи приурочены к пологим структурам и значительная часть их является водоплавающей. [13]
Сравнительный анализ вариантов позволяет вносить известные, коррективы в избранные варианты разработки группы газовых месторождений, повышая экономическую эффективность эксплуатации этих месторождений. [14]
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. [15]