Группа - газоконденсатное месторождение
Cтраница 2
Первый этап решения этой большой и сложной проблемы - получение комплексного решения для пласта, скважины, промысловых сооружений с учетом работы начальных участков магистральных газопроводов для отдельно взятого Шебелинского месторождения, а в последующем для группы основных газоконденсатных месторождений Краснодарского края. [16]
Избегать отмеченных трудностей и находить сразу решение интересующей нас задачи ( при фиксированных сетке и числе скважин) удается при помощи методики развязывания. Такая терминология была введена в работе [8] при решении некоторых задач интерференции группы газоконденсатных месторождений, приуроченных к пластовой водонапорной системе нижнемеловых отложений Западного Предкавказья. [17]
Избегать отмеченных трудностей и находить сразу решение интересующей нас задачи ( при фиксированных сетке и числе скважин) удается при помощи принципа развязывания. Такая терминология была введена в работе [70] при решении некоторых задач интерференции группы газоконденсатных месторождений, приуроченных к пластовой водонапорной системе нижнемеловых отложений Западного Предкавказья. [18]
Достоверность исходных данных, используемых при решении задач разработки газоконденсатных месторождений, непосредственно сказывается на степени достоверности получаемых решений. В связи с этим при подготовке исходных данных для решения задач разработки группы газоконденсатных месторождений провинции, приуроченных к этой водонапорной системе, обращено особое внимание на учет факторов, которые влияют на точность исходных данных, а следовательно и на соответствующие технологические решения. [19]
В 30 - е годы в этом же районе была открыта цепочка литологи-ческих заливообразных залежей нефти, а в послевоенное время - ряд многозалежных нефтяных месторождений, приуроченных к антиклинальным складкам северного склона Кавказа и Западно-Кубанского прогиба. В период 1956 - 1962 гг. в северных платформенных районах Краснодарского края в нижнемеловых отложениях открыта группа газоконденсатных месторождений, связанных с погребенными брахиантиклинальными складками. [20]
К этому времени уже были открыты такие крупные месторождения, как Северо-Ставропольско - Пелагиадинское, Шебелинское, Газли, группа газоконденсатных месторождений Краснодарского края. [21]
В этот период вводятся в разработку крупные по запасам газа месторождения Газли ( Средняя Азия), Северо-Ставропольское ( Ставропольский край), Шебелинское ( Украинская ССР), группа газоконденсатных месторождений Краснодарского края. [22]
Именно этим двум регионам нашей страны было суждено стать пионерами и в промышленной разработке месторождений природного газа, и формировании газопроводной сети, и в газификации городов. И пусть невелики по нынешним меркам были тогда объемы добычи газа: в 1940 г. в Советском Союзе было добыто всего 3 39 млрд м3, но это было началом становления отрасли промышленности, которой в будущем суждено будет стать важнейшей в экономике одного из крупнейших государств мира. Это потом придут открытия 1950 - 1960 - х годов ( Северо-Ставро - польское газовое, группа газоконденсатных месторождений Краснодарского края, Вуктылъское месторождение), а потом - гиганты Западной Сибири, Оренбургское, Астраханское и многие другие. Это потом усилиями первопроходчиков: геодогов, буровиков, газодобытчиков - будет доказано, что в недрах России находится одна треть мировых запасов газа. [23]
Исследования в области неустановившейся фильтрации газоконденсата в указанной сложной термодинамической обстановке еще не закончены. Поэтому в настоящей работе влиянием содержащегося в поровом пространстве конденсата на фильтрацию газа мы вынуждены пренебречь. То же следует сказать относительно движения газоконденсата по трубам. По мере завершения основных исследований в области неустановившейся фильтрации газоконденсата можно вводить соответствующие поправки в изложенный в настоящей книге алгоритм решения на ЭВМ задач комплексного проектирования разработки группы газоконденсатных месторождений. [24]
Данные табл. 5.1 позволяют отметить, что газовый режим характерен для крупных месторождений. Время разработки месторождения выбирается в основном исходя из технико-экономических соображений и, как видно из приведенных данных, незначительно отличается для разных режимов, в то время как размеры в среднем различаются в значительно большей степени. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно на крупных месторождениях, тогда как в месторождениях с небольшими геометрическими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. Об этом свидетельствуют результаты расчетов, а также опыт разработки большого числа газовых месторождений. Так, например, по таким месторождениям, как Северо-Ставропольское, Шебелин-ское, Газлийское, из которых отобрана большая часть запасов, до сих пор наблюдается практически газовый режим, несмотря на наличие довольно мощной и активной водонапорной системы, а группа известных газоконденсатных месторождений Краснодарского края, приуроченных к водонапорному бассейну нижнемеловых отложений, в большинстве случаев с начала разработки подвергается активному воздействию воды. Отметим, что темпы разработки тех и других месторождений были примерно одинаковы. [25]
 |
Изменение фазовой границы пластовой смеси в процессе формирования залежей нефтегазоконден-сатной и легкой нефти. [26] |
Действительно, это наблюдалось на Талалаевском ( горизонт 64) и на Вуктыльском месторождениях. Последнее месторождение имеет незначительную нефтяную оторочку, плохо контактирующую с пластовым газом. Следовательно, не-донасыщенность пластового газа, содержащего большое количество конденсата, свидетельствует о незначительных размерах нефтяной оторочки. Из приведенного следует, что на формирование состава и типа залежи существенное влияние оказывают диффузионные процессы. Аналогичное влияние оказывает также растворяющее воздействие пластовых вод. Из табл. 17 следует, что в процессе диффузионного рассеивания, благодаря различию в коэффициентах диффузии этана и пропана и их различной растворимости в воде, отношение этана к пропану уменьшается. Действительно, если рассматривать группу газоконденсатных месторождений, генетически связанных друг с другом, газ в которые в процессе образования поступал из одного источника или одной области образования, то при заполнении таких ловушек отношение это будет пониженным в тех залежах, которые характеризуются наибольшими диффузионными процессами. [27]
Полученные оценки позволяют заключить, что при увеличении темпа разработки, характеризующегося показателем S / t, наблюдается тенденция к сдвигу режимов в сторону газового. Данные табл. 7.26 позволяют отметить, что газовый режим характерен для крупных месторождений. Время разработки месторождения выбирается в основном исходя из технико-экономических соображений и, как видно из приведенных данных, незначительно отличается для разных режимов, в то время как размеры в среднем различаются в значительно большей степени. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно на крупных месторождениях, тогда как в месторождениях с небольшими геометрическими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. Об этом свидетельствуют результаты расчетов, а также опыт разработки большого числа газовых месторождений. Так, например, на таких месторождениях, как Северо-Ставропольское, Шебелинское, Газли, из которых отобрана большая часть запасов, до сих пор наблюдается практически газовый режим, несмотря на наличие довольно мощной и активной водонапорной системы, а группа известных газоконденсатных месторождений Краснодарского края, приуроченных к водонапорному бассейну нижнемеловых отложений, в большинстве случаев с начала разработки подвергается активному воздействию воды. Отметим, что темпы разработки тех и других месторождений были примерно одинаковы. [28]
Страницы: 1 2