Режимы эксплуатации газовых месторождений

Режим эксплуатации газового месторождения определяется доминирующей формой пластовой энергии, используемой в процессе разработки, т.е. доминирующей пластовой энергией, движущей газ, нефть или воду к забоям добывающих скважин. [c.351]

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный. В практике эксплуатации газовых месторождений встречаются залежи, геологические условия которых способствуют проявлению водонапорных, газовых или смешанных режимов. Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т.е. когда пластовые воды не активны. Запасы пластовой энерпш расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил. [c.178]

Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып.8. М. ВНИИЭгазпром, 1989. [c.130]

Неразрывная связь газового промысла и газоперерабатывающего производства накладывает большую ответственность на газодобывающее предприятие, которое должно обеспечить, во-пер-вых, эффективную и долговременную эксплуатацию самого месторождения, во-вто-рых, высокие технико-экономические показатели технологического процесса добычи газа и газового конденсата. Выполнение первой задачи подразумевает контроль за работой скважин, позволяющий своевременно принимать решения и определять режим разработки месторождения с целью максимальной газоотдачи. [c.39]

Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказьшаются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давление и температура, состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений Л и 5, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герметичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа. [c.480]

При разработке нефтяных и газовых месторождений без поддержания пластового давления нередко фиксируется значительное истощение глубоких водоносных горизонтов. Отмечается также по площади месторождения истощение водоносных горизонтов зоны активного водообмена вследствие их нерациональной эксплуатации для хозяйственно-питьевых нужд В то же время при поддержании давления в продуктивных водоносных горизонтах эксплуатируемого месторождения часто образуются обширные купола репрессии, отрицательно воздействующие-на гидродинамический режим пресных, минеральных и термальных вод При перетоках купола репрессии влияют на режим вод зоны активного водообмена. В связи с этим отмечаются случаи заболачивания, подтопления и т. д. При закачке вод для поддержания пластового давления происходят сложнейшие, чаще негативные, изменения солевого и газового состава вод продуктивных отложений, а также верхних водоносных горизонтов. Возникающие при разработке залежей нефти и газа депрессии вызывают просадки земной поверхности, а иногда и землетрясения. [c.119]

Преимущество описанной методики проектирования разработки многопластовых газовых месторождений состоит в том, что она допускает совместную эксплуатацию газоносных горизонтов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа с различными условиями, ограничивающими эксплуатацию скважин. При этом значительно упрощаются гидродинамические расчеты, связанные с проектированием разработки многопластовых месторождений. Технологический режим в процессе эксплуатации может назначаться для каждой многопластовой скважины в отдельности. Зная текущее распределение пластовых давлений в каждом совместно разрабатываемом пласте, нетрудно при известных параметрах О и Ь определить дебит каждого горизонта, что очень важно для проведения анализа и регулирования процесса разработки совместно разрабатываемых горизонтов. [c.158]

Практика эксплуатации крупных месторождений с высокими темпами отбора газа показывает, что в первоначальный период разработки неравномерное продвижение воды в большей степени сказывается на числе обводняющихся скважин. Компенсация же пластового давления незначительна. Например, по второй пачке Ленинградского месторождения, где проявляется наиболее активный упруговодонапорный режим, разница между фактическим давлением и давлением при газовом режиме (после отбора более 30 % начальных запасов газа) составляет менее 10 % начального пластового давления. [c.177]

Специфика работы газовых промыслов такова, что наиболее приемлем нагруженный резерв. Он позволяет поддерживать оптимальный технологический режим эксплуатации скважин, осуществлять частичное регулирование разработки месторождения, более оперативно реагировать на изменение ситуации. Следует отметить, что, например, в условиях Севера скважины, находящиеся в ненагруженном резерве, могут подвергаться опасности нарушения обсадных колонн при замерзании многолетнемерзлых пород, образовании гидрата в скважинах и шлейфах из-за прекращения подачи ингибитора. На месторождениях с агрессивными компонентами скважины, находящиеся в ненагруженном резерве, подвергаются большей опасности коррозии из-за отсутствия подачи ингибитора. [c.157]

Эксплуатация технологических установок, расположенных на большой площади газоносности, осуществляется согласно режимам, определенным проектом обустройства месторождения. Однако в производственных условиях газопромысловые параметры изменяются и тем самым нарушается проектный режим эксплуатации установок. В связи с этим возникают задачи поиска технологических режимов, обеспечивающих наилучшие показатели процессов газопромысловой технологии при выбранном критерии. Это соответствует решению задач оптимизации, позволяющих определять такие режимы эксплуатации, при которых критерий оптимизации принимал бы экстремальное (максимальное или минимальное) значение. Этим определяется цель оптимизации, для реализации которой должны быть выявлены ресурсы, обеспечивающие работу технологических объектов в оптимальных режимах, а также органы управления, обладающие правом распоряжаться имеющимися ресурсами и в определенные моменты принимать оперативные решения по оптимальному управлению процессами газопромысловой технологии. Выбранные оперативные решения при системном подходе рассматриваются как комплекс мероприятий, обеспечивающих оптимальную эксплуатацию газодобывающего предприятия (ГДП). Функционирование систем оптимизации ограничивается определенной областью их состояний, многомерностью переменных и их количественными значениями. Эти допустимые состояния— неотъемлемое внутреннее свойство системы, характеризующееся соответствующими ограничениями при постановке задач оптимального управления. Однако в зависимости от цели дальней-и его использования добываемого природного газа технологические критерии оптимизации приобретают различный смысл. В случае транспортировки природного газа по магистральным газопроводам на газодобывающих предприятиях должно быть извлечено максимальное количество газового конденсата. Если природный газ направляется для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий завод, то целевая задача — извлечение из добываемого газа максимального количества влаги. [c.3]

Минимизация (299), служащего перспективным критерием оп тимальной эксплуатации газового (газоконденсатного) месторождения с учетом ограничений на капитальные вложения, на фонд действующих скважин по месторождению, на объемы добываемого природного газа и ресурсы управления, формирует задачу глобальной перспективной оптимизации верхнего уровня управления ГДП. В результате решения этой задачи определяется оптимальный режим эксплуатации месторождения на отрезке времени [io, Т о]. [c.152]

Кр) пластовых нефтегазовых систем при широком варьировании переменных Т я р позволяет в значительной степени пополнить наши познания о тех термодинамических процессах, которые происходят в нефтяной или газовой залежи, и на этой основе давать прогнозы свойств нефтегазовой смеси на различных глубинах вновь вскрываемого пласта, планировать технологичен ский режим разработки месторождения, уточнять запасы нефти, растворенного и свободного газа, составлять проекты водного и теплового воздействия на залежи, устанавливать рациональные режимы эксплуатации нефтяных и газовых скважин и др. [c.93]

В процессе решения задачи воспроизводилась история разработки месторождения. На основе полученных относительно близких значений модельных и фактических пластовых давлений по скважинам выполнены прогнозные расчеты. Результаты их показали, что в процессе разработки месторождения возможны неравномерная отработка отдельных продуктивных пластов и опережающее продвижение воды по ним, хотя в целом режим разработки в течение большей части периода эксплуатации залежи близок к газовому. Проводимость продуктивных пластов в данном случае не всегда определяет степень внедрения воды в пласт. Проанализирована возможность регулирования процесса продвижения воды в газовую залежь системы, близкой к физическим условиям Шебелинского месторождения. Одновременно были оценены начальные запасы газа месторождения. [c.289]

Размещение шплуатациоиных скватин на площади газоносности является ватной задачей технологического проектирования разработки газовых месторождений и эксплуатации ПХГ. Предложен метод оптимизации размещения эксплуатационных скважин с использованием двухмерной модели однофазной фильтрации газа (газовый режим), для которого разработаны соответствующие алгоритмы и программы для ЭВМ. [c.44]

Режим работы КС в процессе эксплуатации является существенно переменным Главный фактор опре деляющий переменный режим рабо ты КС — неравномерность газопо требления Однако даже в случае полного выравнивания графика газо потребления практически невозмож но избежать колебаний давления газа на входе КС, а также измене ния количества перекачиваемого станцией газа в процессе эксплуатации Давление газа на входе КС (при неизменном количестве подаваемого газа) зависит от изменения темпе ратуры окружающей среды (и, соот ветственно, перекачиваемого газа) в течение года, а также от состава газа, практика показывает, что в отдельных случаях даже в одной и той же газоносной провинции на вновь открытых месторождениях Кроме того, условия функционирования ЕСГ приводят к перетокам газа различного состава между отдельными газотранспортными системами На головных КС магистральных газопроводов переменный режим ра боты определяется также падением пластового давления газа по мере истощения обычных (т е не имею щих чисто гидравлического режима) газовых месторождений В связи с этим регулирование ре жимов работы КС (особенно при дистанционным управлении) играет в САУ КС важнейщую роль Если имеется математическая мо дель КС как объекта регулирования, то реализация целевого требования [c.82]

В процессе проектирования систем разработки газовых меторождений производится обоснование условий отбора газа на забое сжважины, расчет оптимальных конструкций эксплуатационных и нагнетательных скважин, глубинного оборудования ствола скважин для длительной и надежной эксплуатации, начальных дебитов газа по скважинам, устанавливается порядок ввода скважин в эксплуатацию, обосновывается режим эксплуатации месторождения с поддержанием пластового давления или без него, прогнозируется изменение дебитов газа, числа скважин по годам во время эксплуатации месторождения. [c.339]

На крупных газовых и газоконденсатных месторождениях величины отборов обычно переменные во времени (нарастающая, постоянная и падающая добыча), месторождение разбуривается в течение нескольких лет, и в определенной степени проектирование разработки идет отдельными этапами. Первый этап — проектирование и осуществление опытной эксплуатации разведочных и оценочных скважин. Второй этап — проектирование разработки на весь или основной период эксплуатации месторождения. По мере уточнения и получения новых исходных данных в процессе эксплуатации месторождения и бух>ения новых эксплуатационных скважин проводится анализ составленного ранее проекта разработки, уточняется режим эксплуатации месторождения и вносяггся соответствующие коррективы. [c.107]

Уточнение параметров газовой залежи при проявлении водонапорного режи-ма/С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, Л.Г. Коршунова, В.В. Чернова//РНТС. Сер. Разведка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений/ВНИИЭГазпром. — 1976. — № 6. [c.467]

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и 1тластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малооб — нодненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличива — (гтся и достигает до 90 — 98 %. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до буп ана) и неорганические (Н 5, СО ) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки. [c.142]

Преимущества ПБТ-1,6 Подогреватель ПБТ-1,6М является разработкой проектно-конструкторских служб промышленная группа Генерация , его использование дает значительные преимущества. В качестве топлива могут выступать природный или попутный нефтяной газ, осушенный топливный газ, товарная нефть, что позволяет использовать ресурсы месторождения в качестве топлива. Подогреватель с промежуточным теплоносителем со змеевиком уплотненной компоновки и топочным устройством с развитой поверхностью нагрева обеспечивает высокоэкономичный мягкий режим нагрева нефтей различного состава. При этом колебания расходов продукта и величина газовой фазы не влияют на надежность работы изделия. Подогреватель ПБТ1,6М / МЖ / МК при равной тепловой мощности выгодно отличается от подогревателя ПП1,6 и подогревателей других российских и иностранных производителей, являясь более экономичным и обладая уменьшенными габаритномассовыми показателями. Это обеспечивает сокращение затрат на монтаж и эксплуатацию подогревателя ПБТ1,6М / МЖ / МК. [c.384]

Существующие методы и принципы разработки месторождений природных газов направлены на наиболее эффективное извлечение из недр газа и конденсата и поэтому должны учитывать основные особенности месторождений, в первую очередь, режим работы пласта (проявление доминирующих сил) и характер фазового поведения углеводородных систем. В отличие от нефтяных месторождений для газовых залежей характерны два режима пласта газовый и водонапорный. Методы разработки газовых залежей с газовым режимом направлены на более рациональное использование пластовой энергии, оптимизацию схем размещения скважин и темпов отбора газа, а также выбор рациональных режимов эксплуатации скважин. Методы разработки в условиях водонапорного режима в основном связаны с повышением газоотдачи пластов при их обводнении. Основные проблемы разработки газоконденсатных месторождений обусловлены необходимостью предотвращения процессов выпадения в пластах ретрофадного конденсата. [c.139]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология