Разработка газовых месторождений

Численные методы решения различных задач фильтрации газа на основе уравнения Л. С- Лейбензона также достаточно хорошо обоснованы в приложениях к проблемам разработки месторождений природных газов. При этом наибольшее распространение получили методы конечных разностей и конечных элементов. Вместе с тем, развитие теории фильтрации газов, вызванное требованиями практики разработки газовых месторождений, и, в частности, изменением горно-геологических условий их залегания (большие глубины, высокие давления и температуры, многокомпонентность газа и т.д.) потребовало учета в основном уравнении, предложенном Л. С. Лейбензоном, многих дополнительных факторов. Так, оказалось, что использование функции Лейбензона в форме (6.2) допустимо при небольших давлениях, в условиях недеформируемых пластов. При достаточно больших давлениях в условиях деформируемых коллекторов под знак интеграла в формуле (6.2) необходимо внести зависимости изменения проницаемости, вязкости и коэффициента сверхсжимаемости газа от давления. При неизотермической фильтрации во многих случаях необходимо учитывать также изменение свойств газа от температуры. [c.183]

При помощи метода суперпозиции можно решать различные задачи, которые используются при проектировании разработки газовых месторождений. [c.196]

Аналогичная задача о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью-возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или ПХГ, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели. [c.202]

С 1930 г. началась разработка газовых месторождений. Однако наиболее бурное развитие в СССР газодобывающая промышленность получила в начале 60-х годов XX в. Эксплуатация газовых скважин аналогична фонтанному способу нефтедобычи. Газ из отдельных скважин после отделения влаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт. [c.20]

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ [c.110]

При разработке газовых месторождений может происходить защемление газа водой, поэтому возможны его потери месторождении, доходящие до 10—30%. [c.77]

Масштабы добычи природного газообразного топлива непрерывно возрастают. С начала разработки газовых месторождений из недр добыто 24,4 трлн. м газа. Если в 1970 году мировая добыча газа составляла 1,03 трлн. м , то в 1987 году она возросла до 1,77 трлн. м . В РФ в 1993 году было добыто 638 млрд. м газа, что составило 30% энергетического баланса страны. [c.195]

Позднее начинается этап создания и внедрения научно-обоснованных методов разработки газовых месторождений. [c.38]

В настоящее время проектирование рациональной схемы разработки газовых месторождений ведется на основе комплексных геологических. [c.38]

В недалеком прошлом газоснабжение страны производилось на базе разработки газовых месторождений. [c.286]

В процессе разработки газовых месторождений при пластовых [c.307]

Рис. 5.3. Функции степеней принадлежности дебита г-й сква ны к классу допустимых из-за различных процессов гидратообразования 1), обводнения (2), разрушения призабойной зоны (3), с учетом решения общей задачи рациональной разработки газового месторождения (4), срабатывания клапана отсекателя (5)

Необходимо отметить, что коэффициенты в уравнении (5.13) могут изменяться при разработке газового месторождения, поэтому необходимо их корректировать. Алгоритм рекуррентного оценивания указанных коэффициентов требуется для синтеза адаптивной системы управления технологическим процессом добычи газа, которая должна решать задачу рационального использования гидродинамических ресурсов газоносного пласта [8]. [c.203]

Первым этапом является задание нечетких ограничений Сг, которые характеризуют допустимый расход газа с г-й скважины и определяются различными процессами, а также общей задачей рациональной разработки газового месторождения. Для задания таких ограничений может быть применен один из способов или их сочетание, которые подробно рассмотрены во второй главе. [c.203]

Значения Дд и 6д можно определять в соответствии с зависимостями, принятыми при проектировании разработки газовых -месторождений, либо на основании результатов гидродинамических исследований газодобывающей скважины методом установившихся притоков. Температура на забое газодобывающей скважины Гзб.д определяется в результате термометрических измерений. [c.340]

В целом на земном шаре с начала разработки газовых месторождений добыто из недр 24,4 трлн. м природного газа, в том числе в США 14,3 трлн. м . Начальные разведанные запасы газа стран мира оцениваются Б 100 трлн. м . [c.70]

Нормативных сроков продолжительности разработки газового месторождения не существует. Обычно срок эксплуатации скважин принимается 15 лет, но в действительности сроки действия как скважин, так и месторождения могут быть весьма различными. Так, если вблизи небольшого по запасам газового месторождения появляется крупный потребитель, продолжительность разработки может составлять 5—10 лет. Продолжительность разработки может составлять несколько десятилетий, например, таких месторождений, как Шебелинское, Газлинское, Медвежье (рис. 14), Уренгойское и др. Для месторождений, находящихся в суровых климатических условиях, потребуется 5—6 лет для создания и наращивания мощности по добыче и транспортировке газа до 50 млрд. м в год и выше, после чего последует длительный (10—20 лет) период постоянной добычи газа, а затем несколько лет длится период падающей добычи. [c.89]

При разработке газовых месторождений природные газы являются целевым продуктом. Природный газ состоит в основном из метана и некоторого количества других углеводородных газов, а также примеси инертных и редких газов (см. табл. 0.2). Добываются газы и из газоконденсатных месторождений — глубоко залегающих газовых месторождений с высоким давлением в пласте. После снижения давления такие газы выделяют конденсат— жидкие углеводороды, выкипающие до 300 °С и выше, которые также могут быть использованы как химическое сырье. Например, Карадагский конденсат имеет н. к. 57°С, содержит фракции до 100°С—14%, до 150°С —40%, до 200 С —57% и к. к. 340° с. Карадагский газ содержит до 168 г конденсата на 1 Л1 газа, газы Саратовского газоконденсатного месторождения содержат 45 г конденсата на 1 м . [c.20]

Разработка комбинированных поглотителей, способных в одной абсорбционной колонне извлекать из газа как влагу, так и тяжелые углеводороды, позволила бы исключить строительство холодильных станций, т, е. значительно улучшились бы экономические показатели добычи газа на поздней стадии разработки газовых месторождений. [c.268]

Колесникова Л. А. Образование кристаллической соли при взаимодействии пластовой воды метанолом.— Разработка газовых месторождений, транспорт, газа. Труды ВНИИГаза, вып. 3, 1974, с. 197—202. [c.271]

Проекты разработки газовых месторождений составляют обычно научно-исследовательские организации на основании данных разведки, исследования скважин, запасов газа. [c.104]

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации [c.104]

Киреев B.A., Середа HE. Экспериментальные исследования по вытеснению жидкости из пористой среды//Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири Сб, трудов института. — М, ВНИИГАЗ, 1985, - С. 128-133. [c.437]

Газовая промышленность отличается высокой капиталоемкостью. Наиболее эффективное использование капиталовложений и повышение отдачи с каждого рубля основных фондов являются важнейшими задачами газовой промышленности. Поэтому намеченные высокие темпы развития газовой промышленности требуют глубокого и всестороннего экономического обоснования направлений и объемов поисково-разведочных работ на газ, экономического обоснования систем разработки газовых месторождений, выбора наиболее эффективных способов интенсификации добычи и производства газа. [c.247]

Непрерывное обновление и совершенствование комплекса экономических расчетов, связанных со всеми операциями, начиная от разведки и добычи топлива и кончая его использованием, является одной из важнейших экономических задач в развитии газовой промышленности. При этом широкое применение должны получить математические методы с использованием в необходимых случаях электронных вычислительных машин (ЭВМ). Эти методы в ближайшее время найдут широкое применение при решении многих экономических вопросов в области разведки и разработки газовых месторождений, проектирования, эксплуатации магистральных газопроводов, переработки газа и т. п. [c.248]

Минский Е. М., Малых А. С., Применение быстродействующих счетных машин к задачам разработки газовых месторождений, Газовая промышленность , 4961, № 6. [c.269]

Особое научное и практическое значение приобретают в связи с решением проблемы поисков нёфти и га-, за на больших глубинах работы [3, 74], выполненные в АзНИИ ДН. В них рассматриваются результаты термодинамических исследований формирования газовых и нефтяных залежей и прогноза температуры глубокоза-легающих пластов (при давлении 1000—1400 кГ см и температуре 100—150°С). В монографии Ю. П. Коротае-ва [32] освещаются важнейшие вопросы, разведки и разработки газовых месторождений. [c.9]

Бурение газовых скважин, а также технология добычи газа во миогом харастеризуются теми же приемами работы и к01нструкциями окважин, что и добыча нефти. Вместе с тем разработка газовых месторождений имеет ряд особенностей, которые необходимо учитывать при проведении пожарно-профилактических работ. [c.111]

Порядок разработки газовых месторождений, расположение скважин и другие особенности зависят от характера месторождения. Природный газ находится в пористых пластах и подсти лается водой или нефтью он находится под пластовым давлением, которое считается равным гидравлическому и, следовательно, соответствует глубине залегания пласта. [c.77]

Степень минерализации пластовых вод существенно влияет на характер и скорость коррозии газопромыслового оборудования. Следует отметить, что это влияние неоднозначно. На завершающей стадии разработки газового месторождения пластовая вода попадает в скважины в постоянно возрастающем количестве. В ней растворены минеральные соли Ма, К, С1, Вг и других металлов. С одной стороны, диссоциированные соли увеличивают электропроводность воды, что, естественно, облегчает процессы электрохимической коррозии. Соли Са и Mg (соли жесткости) могут осаждаться на стенках оборудования, разрыхляя пленку продуктов коррозии. Кроме того, соли, содержащие ионы С1, способствуют изменению характера общей коррозии от равномерной к местной, связанной с питтинго-образованием. С другой стороны, значительное увеличение минерализации приводит к уменьшению растворимости газов в воде и, соответственно, к общему снижению ее коррозионной активности [146]. [c.219]

Химические производства, основанные на получении сырья от газоперерабатывающей подотросли, имеют свои специфические особенности, определяющие масштабы и темпы их развития. Это в первую очередь разрыв во времени между завершением строительства ГПЗ, и особенно химических производств, и началом разработки газовых месторождений. Кроме того, низкие цены на углеводородные компоненты, получаемые в процессе газопереработки, не стимулируют углубления отбора этих уг леводородов. [c.52]

Природные газы являются целевым продуктом при разработке газовых месторождений. Газ, добываемый на промыслах, поступает к устью газовой скважины по обсадным трубам. Здесь он проходит редукционное устройство, давление его снижается до 60—70 ат, и он поступает в пылевлагоотделители. Пройдя эти аппараты, он по газосборной сети направляется на распределительную станцию. [c.27]

Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа и конденсата в пласте к добьшающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии. [c.104]

Галян Д.А., Чуприна Г.А. Гидрогелевые растворы на основе пластовых рассолов — жидкости для глушения скважин при капитальном ремон-те/ВНИИЭгазпром//Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. — 1982. — Вып. 24. — 19 с. [c.275]

Добыча полезных ископаемых и захоронение стмных вод сопровождаются значительными изменениями термобарических условий. В районах добычи твердых полезных ископаемых и эксплуатации нефтегазовых месторождений на истощение преобладает тенденция снижения гидростатического давления. При использовании так называемых вторичных методов повышения нефтеотдачи (закачка воды, газа) в той или иной мере происходит восстановление пластового давления, а при захоронении особо токсичньк промстоков - его увеличение. Рост пластового давления также отмечается при аварийном прорыве нагнетающих скважин или некачественном тампонаже затрубного пространства и поступлении закачиваемых вод в напорный водоносный горизонт. Варьирование пластового давления вызывает соответствующие изменения гидравлической связи между водоносными горизонтами. Снижение его стимулирует дегазацию пластовых вод и пород, процессы их техногенной литификации. Изменение температурных условий во II подзоне обычно связано с нагнетанием в шахты охлажденного воздуха, вод с пониженной температурой при заводнении нефтегазовых месторождений и горячих промстоков пароводяной смеси для повышения нефтеотдачи (до глубины 1500 м) с протеканием экзотермических процессов прй использовании отдельных видов химических реагентов для повышения производительности скважин. Изменения пластового давления при разработке газовых месторождений нередко вызывают [c.16]

Велико и неоднозначно влияние на процессы коррозии газопромыслового оборудования минерализации воды. Соли, которые попадают в скважины и наземное газопромысловое оборудование вместе с пластовой водой, способны заметно изменить как скорость, так и характер коррозионных процессов. Пластовая вода попадает в скважинь в постоянно возрастающем количестве на завершающей стадии разработки газового месторождения. В ней растворены минеральные соли ионного состава Ма, К, С1, Вг и др. С одной стороны, диссоциированные соли увеличивают электропроводность электролита, что естественно облегчает процессы электрохимической коррозии. Соли жесткости (Са, Mg) могут также осаждаться на стенках оборудования, разрыхляя пленку продуктов коррозии. Кроме того, соли, содержащие ионы С1, могут менять характер общей коррозии от равномерной к местной, связанной с питтингообра-зованием. Но, с другой стороны, следует иметь в виду, что значительное увеличение минерализации приводит к уменьшению растворимости газов (в том числе и агрессивных) в воде и соответственно к снижению ее общей коррозионной агрессивности. Все это полностью подтверждается многолетней практикой эксплуатации оборудования на всех месторождениях природного газа, содержащего в своем составе кислые компоненты [54]. [c.16]