 |
| Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений |
|
|
|
|
|
|
|
|
Содержание:
ПРЕДИСЛОВИЕ 3
1. ВВЕДЕНИЕ 5
2. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 12
2.1. Основные недостатки временного регламента по решаемым при проектировании проблемам 15
2.2. Степень обоснованности объема текста, рисунков и таблиц проекта разработки по регламенту 18
3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 26
3.1. География района расположения месторождения 26
3.2. Краткая характеристика газонефтеносного района, сведения о наличии газовых и нефтяных месторождений. Перспективы нефтегазоносности 28
3.3. Газонефтепроводная сеть. Расстояние до существующих нефтегазопроводов 30
3.4. Возможные потребители газа 30
4. ИСХОДНЫЕ
4.1. Краткие сведения о геологической и геофизической изученности и разведке месторождения с учетом количества пробуренных скважин и их технической характеристики 33
4.2. Краткая стратиграфия с указанием выявленных и перспективных продуктивных горизонтов 36
4.3. Тектоника месторождения и ее возможное влияние на разработку 41
4.4. Условия и сроки проводки скважин и
4.5. Результаты опробования и исследования скважин, данные о притоке флюидов и устойчивости призабойных зон 47
4.6. Краткая
4.6.1. Данные о пористости продуктивного разреза 50
4.6.2. Данные о проницаемости продуктивного разреза 51
4.6.3. Данные о газонефтеводонасыщенности продуктивного разреза 55
4.6.4. Общие и эффективные толщины газонефтеводонасыщенных пластов 56
4.7. Пластовое давление и температура 58
4.8. Составы газа, конденсата и нефти с указанием содержания сопутствующих компонентов (сероводорода, гелия и т.д.). Для газоконденсатных месторождений — изотермы конденсации, фазовое состояние смеси. Групповой и фракционный составы конденсата и нефти 58
4.9. Гидрогеологическая характеристика и режим залежи. Данные о составе и свойствах пластовой воды, границы водоносного бассейна. Положение газоводяного (газонефтяного и водонефтяного при наличии нефтяной оторочки) контакта 60
4.10. Тип месторождения 71
4.11. Система разработки месторождения 74
4.12. Рекомендации по доразведке месторождения 76
5. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ГАЗА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ 78
5.1.Основные свойства газа, используемые при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений 80
5.1.1. Определение типа залежи углеводородов 81
5.1.2. Критические и приведенные параметры газа 86
5.1.3. Плотность газа 89
5.1.4. Коэффициент сверхсжимаемости газа 89
5.1.5. Вязкость газа 93
5.1.6. Теплоемкость газов 100
5.1.7. Коэффициент адиабатического расширения газа —
5.1.8. Теплопроводность газа 109
5.1.9. Влагосодержание газа 115
5.1.10. Гидраты природных газов 125
5.2. Свойства нефти 130
5.2.1. Плотность нефти 130
5.2.2. Плотность нефти с растворенным в ней газом 132
5.2.3. Молекулярная масса нефтей 134
5.2.4. Вязкость нефти 135
5.2.5. Теплоемкость нефти 138
5.2.6. Теплопроводность нефти 139
5.2.7. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент 139
5.2.8. Растворимость газов в нефти 141
5.3. Свойства пластовой воды 141
5.3.1. Плотность воды 141
5.3.2. Вязкость пластовых вод 145
5.3.3. Сжимаемость пластовых вод 145
5.3.4. Растворимость природных газов в воде 147
5.3.5. Тепловое расширение воды 149
5.3.6. Объемный коэффициент пластовой воды 153
5.4. Свойства гелия 157
6. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, СВЯЗАННЫЕ С ГАЗОКОНДЕНСАТНОИ ХАРАКТЕРИСТИКОЙ И СПОСОБЫ ИХ ПОЛУЧЕНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ 161
6.1. Исходные данные о газоконденсатной характеристике залежи, получаемые промысловыми исследованиями 164
6.2. Получение исходных данных о газоконденсатной характеристике залежи лабораторными исследованиями пластового газа 168
6.3. Приближенные методы определения газоконденсатной характеристики залежи у. 177
6.3.1. Определение группового состава конденсата 186
6.3.2. Определение содержания конденсата в газе 188
6.3.3. Определение давления начала конденсации Рик 190
6.3.4. Определение коэффициента извлечения конденсата Ки 190
6.3.5. Определение выхода конденсата при различных давлениях и температурах сепарации 192
6.4. Приближенные аналитические методы оценки газоконденсатной
характеристики залежи 196
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА 199
7.1. Методы определения давления 199
7.1.1. Определение пластового давления 200
7.1.2. Определение забойного давления вертикальных скважин 201
7.1.3. Определение забойного давления вертикальных газовых скважин различных конструкций 209
7.2. Определение забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах 213
7.2.1. Определение забойного давления наклонной скважины 213
7.2.2. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций 217
7.3. Учет потерь давления в забойных оборудованиях при определении забойного давления 229
7.4. Методы определения температуры газа 231
7.4.1. Распределение температуры газа в пласте при фильтрации в пористой среде 231
7.4.2. Распределение температуры газа по стволу работающей скважины 239
7.4.3. Распределение температуры газа при его движении по шлейфу (коллектору) до УКПГ 242
7.5. Прогноз изменения температуры газа в процессе разработки залежи 245
8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 249
8.1. Исходные данные, получаемые при газогидродинамических исследованиях скважин 250
8.2. Исследование вертикальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления 252
8.2.1. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой зоны и свойств газа от давления при различных режимах работы скважин 255
8.2.2. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой зоны и свойств газа от давления в процессе разработки залежи 258
8.3. Исследование горизонтальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления 263
8.4. Исследование горизонтальных нефтяных скважин 266
8.5. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации 272
8.5.1. Определение параметров пласта по KBД 273
8.5.2. Оценка тектонических особенностей залежи в зоне влияния исследуемой скважины 282
8.5.3. Оценка параметра анизотропии продуктивного пласта по КВД 284
8.5.4. Использование кривых стабилизации давления и дебита для определения параметров пласта и коэффициентов а и б 285
9. ЗАПАСЫ ГАЗА, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ И ОЦЕНКА ИХ ДОСТОВЕРНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ 289
9.1. Методы подсчета запасов газа, применяемые для оценки запасов при проектировании разработки газовых месторождений 292
9.1.1. Объемный метод подсчета запасов газа 292
9.1.2. Метод падения пластового давления, используемого при подсчете запасов газа 296
9.2. Учет продвижения воды в газовую залежь при подсчете запасов газа методом падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи 299
9.3. Учет подъема подошвенной воды в газовую залежь при подсчете запасов газа методом падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи 306
9.4. Метод использования
9.4.1. Теоретические основы метода использования
9.4.2. Требования к исходным данным для подсчета запасов газа различными методами 319
9.4.3. Исходные данные, необходимые при подсчете запасов газа с
использованием
9.4.4. Технология подсчета запасов газа с использованием
9.5. Категорийность запасов газа, применяемых при различных
методах подсчета, и ее приемлемость при использовании
10. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 365
10.1. Общие замечания 365
10.2. Основные принципы выбора технологических режимов работы проектных скважин при проектировании разработки залежи 369
10.3. Рекомендации для выбора критериев технологических режимов работы скважин при проектировании 370
10.4. Обоснование технологического режима работы скважин в условиях деформации призабойной зоны и разрушения пласта 381
10.5. Обоснование технологического режима работы проектных скважин в условиях возможного образования песчаных пробок 387
10.5.1. Вертикальные скважины 387
10.5.2. Горизонтальные скважины 392
10.5.3. Удаление из горизонтального ствола примесей, поступающих к скважине в условиях разрушения призабойной зоны 397
10.6. Обоснование технологического режима работы скважин при возможности их обводнения подошвенной водой 400
10.6.1. Вертикальные скважины 400
10.6.2. Горизонтальные скважины 421
10.7. Температурный технологический режим эксплуатации скважин 425
10.7.1.Оценка возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта 428
10.7.2. Оценка возможности образования гидратов в стволе скважин 430
10.7.3.Снятие ограничения дебита скважин при возможности образования гидратов 437
10.8.Технологический режим эксплуатации газовых скважин при
наличии в составе газа
10.8.1.Влияние углекислого газа на процесс коррозии 443
10.8.2. Влияние сероводорода на процесс коррозии 444
10.8.3. Влияние пластовой воды на коррозию 446
10.8.4. Влияние скорости потока на интенсивность коррозии 446
10.8.5. Установление технологического режима эксплуатации скважин
при наличии в газе
10.8.6. Влияние атомарной ртути на технологический режим эксплуатации газовых скважин 452
11.ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ИХ РАЗРАБОТКИ 457
11.1. Оценка предложений приближенной методики прогнозирования показателей разработки 459
11.1.1.По величине пластового давления 461
11.1.2. По величине коэффициентов фильтрационного сопротивления Аср и Вср 462
11.1.3. По величине забойного давления 464
11.1.4. По величине температуры газа 465
11.2. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме и естественном истощении.. 466
11.3. Обоснование годового отбора газа Qгод(t) из месторождения 477
11.4. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме в период падающей добычи газа 486
11.5. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме залежи в периоды нарастающей и постоянной добычи газа 488
11.5.1.Определение Qb(t) при круговой форме зал ежи 491
11.5.2.Определение Qb(t) при полосообразной форме залежи 497
11.6. Приближенное определение основных показателей разработки газовых месторождений при упруговодонапорном режиме залежи в период падающей добычи газа 499
11.7. Использование «средней» скважины при приближенном методе прогнозирования основных показателей разработки 507
12. ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
12.1. Общие положения 522
12.2. Перечень исходных данных для численного прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений 525
12.3. Методические основы численного прогнозирования показателей
разработки с использованием
12.4. Алгоритм численного решения неустановившейся фильтрации газа к скважине 537
12.5. Особенности численного решения двухмерных задач фильтрации упругой жидкости 540
12.6. Теоретические основы численного решения трехмерной однофазной фильтрации газа в пористой среде 546
12.7. Теоретические основы численного решения трехмерной
двухфазной фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газовых
месторождений с подвижным контактом
12.8. Теоретические основы численного решения трехмерной трехфазной фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газонефтяных месторождений с учетом продвижения нефти и воды 553
12.9. Учет нелинейности закона фильтрации газа при численном методе прогнозирования основных показателей разработки газонефтяных месторождений 556
12.10. Комплексная
12.11. Создание
12.12. Прогнозирование показателей разработки газонефтяного месторождения численным методом системой вертикальных скважин 564
12.12.1. Влияние вскрытия оторочки на дебит вертикальной скважины 565
12.12.2. Влияние изменения формы и размеров границы раздела и газонефтенасыщенности пласта на дебит нефтяных скважин 570
12.12.3. Прогноз дебита нефти и газа при одновременном притоке их к забою с различной нефтенасыщенной толщиной 571
12.12.4. Обоснование способа эксплуатации скважин газонефтяного месторождения 575
12.13 Прогнозирование показателей разработки газонефтяного месторождения численным методом с учетом наличия конденсата и гелия в составе добываемого газа 582
12.13.1. Основные показатели разработки газонефтяного месторождения при различных системах разработки 589
12.14. Прогнозирование показателей разработки фрагмента газонефтяной залежи численным методом с использованием горизонтальной скважины 601
13. ВСКРЫТИЕ, РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН И ОБОСНОВАНИЕ ИХ КОНСТРУКЦИИ 622
13.1. Вскрытие пласта вертикальными скважинами 622
13.2. Вскрытие продуктивного разреза горизонтальным стволом 631
13.3. Вскрытие многослойных неоднородных залежей горизонтальными скважинами 636
13.4. Выбор конструкции скважин 642
13.4.1. Выбор диаметра эксплуатационной колонны 644
13.4.2. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб 648
13.4.3. Выбор диаметра фонтанных труб в вертикальных и горизонтальных скважинах 650
13.5. Размещение скважин 656
13.5.1. Размещение газовых скважин 656
13.5.2. Выбор расстояния между скважинами 663
13.6. Размещение скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области 665
13.7. Размещение горизонтальных газовых скважин 669
13.8. Размещение наблюдательных и пьезометрических скважин 673
14. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ 675
14.1. Общие положения 675
Ц.2. Выбор схемы сбора и подготовки скважинных продукций 677
14.3. Основные способы подготовки газа, газоконденсатной смеси и нефти на газовых и газонефтяных месторождениях 680
14.3.1. Условия выбора низкотемпературной сепарации 681
14.3.2. Определение основных параметров теплообменника 686
14.3.3. Условия выбора абсорбционного способа подготовки газа 690
14.3.4. Регенерация гликолей при абсорбционном способе подготовки газа 697
14.3.5. Условие выбора адсорбционного способа подготовки газа 699
14.3.6. Заводская подготовка газа 703
14.3.7. Подготовка продукции скважин газонефтяных месторождений 709
15. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 712
15.1. Общие положения 712
15.2. Анализ показателей разработки месторождения, прогнозированных приближенным методом проектирования 714
15.3. Анализ результатов, полученных после проектирования по геологическому строению залежи 717
15.4. Анализ составов и свойств газа, конденсата и нефти при наличии оторочки 720
15.5. Анализ гидрогеологической характеристики водоносного бассейна 723
15.6. Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи запасов газа, конденсата и нефти 726
15.7. Анализ результатов стандартных и специальных исследований скважин с позиции определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, параметров пласта и режима их эксплуатации 734
15.7.1. Анализ результатов исследований, проведенных для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления 734
15.7.2. Анализ результатов исследования скважин для обоснования режимов их эксплуатации 742
15.8. Анализ текущего состояния фонда скважин, числа и срока их ввода в эксплуатацию, конструкции 746
15.8.1. Анализ текущего состояния фонда скважин 746
15.8.2. Состояние герметичности скважин 747
15.9. Анализ изменения пластового давления 749
15.9.1. Характер изменения пластового давления при приближенном методе его прогнозирования 749
15.9.2. Использование блочных моделей участков месторождений для достоверного анализа характера изменения пластового давления 754
15.9.3. Анализ поведения пластового давления при разработке месторождения горизонтальными скважинами 756
15.9.4. Анализ изменения забойного и устьевого давлений вертикальных и горизонтальных скважин 761
15.10. Анализ годовых отборов из месторождения 766
15.11. Анализ состояния обводнения месторождения 769
15.12. Анализ состояния системы сбора и подготовки газа 774
15.12.1. Анализ состояния сбора газа 776
15.12.2. Анализ работы принятой схемы подготовки газа 778
15.12.3. Анализ совместной работы промысловых установок и головных сооружений 782
15.12.4. Анализ мощности отдельных технологических линий при осушке газа методами НТС, абсорбции и адсорбции и их узлов 783
15.12.5. Анализ работы системы ингибирования скважин для предотвращения гидратообразования, коррозии и солеотложений 784
15.13. Анализ показателей разработки при использовании численных методов прогнозирования 786
16. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 790
16.1. Общие положения 790
16.2. Периодичность контроля за показателями разработки месторождений 792
16.3. Осуществление оперативного контроля за разработкой месторождений 798
16.4. Использование
16.5. Физические основы геофизических методов исследования скважин 803
16.5.1.
16.5.2. Стационарный нейтронный каротаж (СНК) 805
16.5.3. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) 806
16.6. Контроль за обводнением залежи с использованием методов ядерной геофизики 809
16.7. Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенностей 812
16.7.1. Определение коэффициента газонасыщенности Sr по данным СНК 814
16.7.2. Определение коэффициента газонасыщенности Sr по данным ИНК 817
16.8. Термометрия 821
16.9.Дебитометрия 821
16.9.1. Тахометрический принцип измерения дебита 822
16.9.2. Термокондуктивный принцип измерения дебита 823
16.9.3. Другие методы промысловой геофизики, используемые для контроля за разработкой залежи 823
16.10. Определение профиля притока флюидов в ствол скважины 823
16.10.1. Выявление интервалов притока жидкости в ствол скважины и обводнившихся пластов 824
16.10.2. Определение дебитов эксплуатируемых пластов 829
16.10.3. Определение
16.10.4. Изучение заколонных перетоков 833
16.10.5. Изучение дефектов в конструкции скважин 834
16.11. Газогидродинамические методы контроля за разработкой залежи 835
16.12. Использование данных эксплуатации месторождения для контроля за его разработкой 837
17. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ПО ОХРАНЕ НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 839
17.1. Общие положения 839
17.2. Основные источники выбросов веществ, загрязняющих атмосферу по объектам 846
17.3. Основные источники загрязнения поверхностных и подземных вод 849
17.4. Основные причины нарушения земельного покрова и рекомендации по рекультивации таких земель 851
17.5. Основные причины нарушения естественного состояния растительного мира и рекомендации по его сохранению 852
17.6. Основные причины нанесения ущерба животному миру и рекомендации по устранению 853
17.7. Обеспечение сохранности геологической среды 854
18.
18.1. Общие положения 855
18.2. Выбор основного варианта разработки, рекомендуемого для реализации 857
18.3. Методические основы определения экономических показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений 860
18.4. Определение экономических показателей разработки газонефтяного месторождения при наличии в составе газа конденсата и гелия 872
18.5. Анализ экономических показателей вариантов разработки газонефтяного месторождения 876
19. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 880
20. СОДЕРЖАНИЕ 886
