Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

Контакты E-mail: aq@mail.ru ICQ: 213009528

Разработка газовых месторождений Учебник включает в себя 140 страниц 13-м шрифтом в формате WORD. Имеется множество иллюстраций и схем.

Содержание учебника:

ВВЕДЕНИЕ 1
1.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА 1
1.1. Состав и классификация природных газов[1,2] 1
1.2. Основные параметры [1,2] 3
1.2.1.Газовые законы 3
1.2.2. Параметры газовых смесей 3
1.2.3. Содержание тяжелых углеводородов в газе 3
1.2.4. Критические и приведённые термодинамические параметры 4
1.3. Уравнения состояния [1,2,5] 5
1.3.1. Уравнения состояния природных газов 5
1.3.1.1. Обобщённое уравнение состояния 6
1.3.1.2. Многопараметрические зависимости 6
1.3.2. Расчетные методы определения 7
1.4. Физико-химические и теплофизические свойства 7
1.4.1. Вязкость 7
1.4.2. Теплоёмкость 9
1.4.3. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона 9
1.4.4. Поверхностные явления при движении жидкой и паровой фаз 10
1.4.5. Опасные свойства природного газа 10
1.4.6. Влажность природных газов 11
1.4.7. Гидратообразование. 12
2. ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА 13
2.1. Залежи природного газа и их классификация [3] 13
2.1.1. Залежи природного газа 13
2.1.2. Классификация месторождений 14
2.1.2.1. Месторождений по составу углеводородов 14
2.1.2.2. Газоконденсатных месторождений по фазовым состоянию 14
2.1.2.3. Газоконденсатных месторождений по содержанию конденсата 14
2.1.2.4. Газовых и газоконденсатных месторождений по содержанию нефти 15
2.1.2.5. Месторождений по величине начального пластового давления 15
2.1.2.6. Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит) 15
2.1.3. Методы определения типа залежи по составу и фазовому состоянию 15
2.1.3.1. Методы разделения залежей по составу[7] 15
2.1.3.2. Определение типа залежи по фазовому состоянию пластовой смеси[4,5] 15
2.2. Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах 16
2.2.1.Определение пластовых давлений [7] 16
2.2.2. Определение забойного давления по давлению на устье для остановленной скважины[1,2,7,8] 17
2.2.2.1. Барометрическая формула 17
2.2.2.2. Пластовое давление в газоконденсатных скважинах 17
2.2.3. Определение забойного давления в работающей скважине[1,2,5,7,8] 18
2.2.3.1. Газовая скважина 18
2.2.3.2. Неизотермическое течение газа по стволу скважины [5] 19
2.2.3.3. Определение забойного давления при движении газа по двухступенчатой колонне фонтанных труб 19
2.2.3.4. Определение забойного давления в газоводяных и газоконденсатных скважинах [5] 20
2.3. Распределение температуры в месторождениях и газовых скважинах [5]. Образование гидратов в скважинах [7] 22
2.3.1. Изменение температуры по глубине горных пород и в простаивающей скважине [1,5,7] 22
2.3.2. Распределение температуры в стволе работающей скважины[5] 23
2.3.2.1. Изменение температуры без зоны многолетней мерзлоты 23
2.3.2.2. Изменение температуры при наличии зоны вечной мерзлоты 24
2.3.3. Образование гидратов в скважинах 25
2.4. Определение расположения газоводяного контакта (ГВК) [5] 26
2.4.1. Гидростатический метод определения ГВК 27
2.4.2. Метод Савченко 27
2.5. Режимы работы газовых залежей и подсчет запасов 29
2.5.1.Режимы газовых залежей 29
2.5.2. Подсчет запасов газа, жидких углеводородов и сопутствующих компонентов 32
2.5.2.1. Подсчет потенциальных (пластовых) запасов газа объемным методом. 32
2.5.2.2. Подсчет запасов газа по падению давления. 33
3. ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ (ГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН 35
3.1. Общие положения о ГДМ 35
3.1.1. Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин 36
3.1.2. Подготовка скважины к газо - гидродинамическим исследованиям 37
3.2. Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов) 38
3.2.1. Параметры, определяемые в методе установившихся отборов 38
3.2.2. Методика проведения испытаний газовых скважин 38
3.2.3. Способы обработки индикаторной кривой 40
3.2.3.1. Обработка при установившихся режимах 41
3.2.3.2. Обработка при неизвестном пластовом давлении (исследование скважин без их остановки) 42
3.2.3.3. Исследование скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита 42
3.2.4. Влияние изменения свойств газа и пористой среды от давления на коэффициенты фильтрационных сопротивлений (форму индикаторной кривой) 45
3.2.4.1. Влияние различных факторов на форму индикаторной кривой 45
3.2.4.2. Обработка индикаторных кривых с учетом реальных свойств газа 45
3.2.4.3. Влияние изменения ёмкостных и фильтрационных свойств пласта от давления на форму индикаторных кривых 46
3.2.4.4. Влияние процессов загрязнения или очищения забоя скважины на форму индикаторной кривой. 47
3.2.4.5. Влияние стабилизации забойного давления и дебитов на форму индикаторной кривой 48
3.2.4.6. Влияние включения новых интервалов в процессе исследования скважин на форму индикаторной кривой 49
3.3. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации 49
3.3.1. Методы снятия и обработки кривых нарастания забойного давления (КВД) 50
3.3.1.1. Методика получения исходных данных для КВД 50
3.3.1.2. Методы обработки КВД 50
3.3.2. Определение пластового давления 52
3.3.2.1. Бесконечный пласт 52
3.3.2.2. Конечный пласт 52
3.3.3. Влияние различных факторов на форму КВД 53
4.2.5. Характер и обработка КВД в неоднородных пластах 54
4.2.5.1. Неоднородность по радиусу 54
4.2.5.2. Неоднородность по разрезу 56
4.2.6. Обработка КВД в газоконденсатных скважинах 56
4.3. Методы снятия и обработки кривых стабилизации давления ( КСД) 56
4. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 58
4.1. Тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин [10] 58
4.2. Основные принципы установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин[10] 59
4.3. Изменение технологического режима эксплуатации скважин 61
4.4. Принципы и математические критерии 66
4.4.1. Влияние несовершенства газовых скважин на 66
4.4.1.1. Влияние степени вскрытия на производительность 67
4.4.1.2. Влияние характера вскрытия на производительность 69
4.4.1.3. Влияние степени вскрытия полосообразного пласта 70
4.4.2. Влияние разрушения призабойной зоны на 72
4.4.2.1. Влияние упругих свойств и депрессии на 72
4.4.2.2. Процесс разрушения коллекторов и методы ограничения 73
4.4.2.3. Влияние песчаной пробки или столба жидкости на 74
4.4.2.4. Влияние депрессии на образование 76
4.4.2.5. Связь пробкообразования и наличия жидкости в стволе скважины с диаметром и глубиной спуска фонтанных труб[10] 77
4.4.3. Технологический режим работы скважин при 79
4.4.3.1. Закономерности изменения предельного безводного дебита 80
4.4.3.2. Методы увеличения предельного безводного дебита Qпр[10] 82
4.4.3.3. Одновременный приток газа и подошвенной воды к газовой скважине 84
4.4.3.3. Одновременный приток газа и нефти к газовой скважине, вскрывшей газонефтяной пласт 86
4.4.3.5. Технологический режим эксплуатации горизонтальных 87
4.5. Определение дебита скважины при безгидратном режиме её работы 87
4.6.1. Влияние углекислого газа 88
4.6.2. Влияние сероводорода 88
4.6.3. Влияние воды 89
4.6.4. Влияние скорости потока 89
5. СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИИ КОМПОНЕНТООТДАЧА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. 90
5.1. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений [5] 90
5.2. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов 92
5.3. Технологический режим эксплуатации газовых скважин 95
5.5. Особенности разработки и эксплуатации 101
5.5.1. Разработка газоконденсатных месторождений 102
5.5.2. Разработка газоконденсатных месторождений 103
5.5.3. Разработка газоконденсатонефтяных месторождений 104
5.6. Компонентотдача месторождений природных газов и методы её увеличения 105
5.6.1. Компонентотдача месторождений природных газов 105
5.6.2. Методы увеличения компонентоотдачи 108
5.7. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений 109
6. методы интенсификации добычи газа 112
6.1. Способы увеличения дебита 112
6.2. Использование горизонтальных скважин 113
6.3. Кислотная обработка призабойной зоны 114
6.3.1. Области применения кислотной обработки 114
6.3.2. Виды кислотных обработок. 114
6.3.2.1. Солянокислотная обработка 114
6.3.2.2. Глинокислотная обработка. 115
6.3.3. Способы проведения кислотных обработок 115
6.3.4. Технология проведения кислотных обработок. 116
6.3.5. Выбор объекта для кислотной обработки пласта. 117
6.3.6. Выбор кислотного раствора. 118
6.4. Гидравлический разрыв пласта 119
6.4.1. Выбор объекта для ГРП. 119
6.4.2. Технология проведения и эффективность ГРП. 119
6.4.3. Виды и условия проведения ГРП 120
6.4.3.1. Виды ГРП 120
6.4.3.2. Условия проведения ГРП 121
7.1. Особенности конструкций газовых скважин 122
7.2. Виды обсадных колонн 123
7.3. Оборудование устья газовой скважины 124
7.4. Подземное оборудование ствола газовых скважин 125
7.5. Оборудование забоя газовых скважин 128
7.6. Расчет внутреннего диаметра 129
7.6.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ 129
7.6.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину 130
7.7. Вскрытие продуктивного пласта 130
7.8. Методы освоения газовых скважин 132
8.1. Схемы сбора газа и конденсата на промысле 134
8.1.1. Схемы сбора 134
8.1.2. Расчет газосборных сетей 136
ЛИТЕРАТУРА 138