|
Читайте также: |
Несмотря на принципиальную простоту превращения истощенной залежи в хранилище, реально при этом часто возникают серьезные затруднения. Во-первых, газовая залежь может быть расположена не там, где необходимо хранилище. Во-вторых, оборудование залежи может быть старым и непригодным для эксплуатации и все приходится строить заново, в том числе н бурить скважины, что связано не только с дополнительными затратами, но и с ликвидацией старых скважин, которые могут быть каналами перетоков и утечек газа. В-третьих, залежь может оказаться слишком большой.
Во всяком хранилище следует предусматривать так называемый буферный объем газа. Этот газ никогда из хранилища не извлекают. Он необходим для обеспечения притока газа к скважинам и дальнейшего его движения хотя бы до КС. Кроме того, буферный объем газа позволяет сдерживать поступление в хранилище пластовой воды. Расчет показывает, что из тех-нолого-экономических соображений буферный объем газа примерно равен активному.
Если же залежь велика, то буферный объем созданного в ней хранилища будет значительно больше этой величины и хранилище окажется очень дорогим. Если такой объем уменьшить, то снизится давление, потребуется большое число скважин или значительная мощность КС. Кроме того, в пласт начнет внедряться вода и скважины станут выходить из строя. Имеются и другие, не менее важные обстоятельства. Таким образом, при сооружении хранилища газа в истощенной залежи необходимы предварительные исследования и расчеты.
Хранилища газа в водоносных пластах сооружают в тех случаях, когда вблизи крупных газопотребляющих центров нет подходящих истощенных газовых залежей.
Водоносный пласт пригоден для хранения газа, если:
ловушка не изолирована по простиранию, в противном случае она не заполняется газом, так как пластовую воду нельзя вытеснить из пласта. Имеет большое значение высота ловушки (амплитуда), при небольшой амплитуде будет незначителен этаж газоносности, в этом случае эксплуатация скважин затрудняется;
герметична и четко выдержана покрышка;
глубина пласта не более 1000 м сильно удорожает разведку объекта, а менее 300 м не удобна в том отношении, что создаваемые на их базе хранилища сооружаются очень долго из-за небольших допустимых репрессий при закачке в пласт газа.
Свойства водоносного пласта, намечаемого для создания хранилища, устанавливают при разведочных работах, проводимых, как правило, 3—5 лет. Поэтому большое практическое значение приобретает методика их выполнения. Она основана на комплексном поэтапном и строго последовательном получении информации о пласте с постепенным замещением разведочных работ строительными, если не появляется оснований к общему прекращению работ.
Обычно работы выполняют в 5 этапов.
Этап I — оценивают необходимые объемы хранения газа И выясняют по геологическим данным перспективы подходящего водоносного пласта в рассматриваемом районе.
Этап II — поисковые работы относительно дешевыми методами—геофизическими и неглубокого бурения скважин. При положительном исходе этой серии работ переходят к этапу III.
Этап III— детальная геологическая разведка выявленного на этапе II поднятия с помощью бурения скважин и всесторонних комплексных исследований глубоких скважин. Если получают положительные результаты, переходят к этапу IV — в пласт.нагнетают природный газ, при этом получают информацию о пласте и устанавливают пригодность его для намеченной цели. Если ответ положительный, то хранилище заполняют газом.
Этап V — циклическая эксплуатация хранилища.
Газ в водоносный пласт нагнетать начинают через одну, обычно находящуюся на своде поднятия скважину. Остальные подключают по мере подхода к ним газа по принципу сверху вниз и при небольших перепадах давления. По такой схеме легче интерпретировать показатели закачки газа и полней вытесняется вода, что в случае создания искусственной газовой залежи имеет немаловажное значение.
 |
^ 4nkhpH (Рн - Рпл) Гст____________
п * т їм 4nxtnahpHTCT ' [Ліп.J)
МвРст[6]н'пл1п ---------------------------- ^н ст
^гРст^плгн
Здесь?г — расход газа при стандартных условиях, м[7]/с; рПл — начальное давление в пласте, приведенное к некоторой плоскости, например к середине пласта, МПа; ри — давление нагнетания на границе раздела газоносной и водоносной областей, МПа.
Уравнение (XIII.3) решают методом подбора или графически. Следует учитывать, что расход газа в правой части зависимости стоит под знаком логарифма, поэтому незначительно влияет на результаты.
Интересно, что связь расхода газа с давлением нагнетания несколько большая, чем линейная.
Нетрудно учесть влияние на закачку газа в водоносный пласт числа нагнетательных скважин. Для этого можно решить уравнение (XIII.3) совместно с уравнением притока газа к скважине и с зависимостью, описывающей движение газа по скважине. Расчеты показывают, что влияние скважин в этом случае невелико, поскольку основное сопротивление закачке газа оказывает оттесняемая в законтурную область вода.
На рис. XIII.3 показана зависимость давления нагнетания газа в водонасыщенный пласт от расходов газа при разном числе скважин.
Следует учитывать, что давление нагнетания ограничено условиями сохранения герметичности покрышки и отсутствия утечек газа в виде языков за пределы ловушки.
Практически принимают, что рн< (1,3—1,5) /?0, где р0 — гидростатическое давление в хранилище. Заполнение хранилища газом продолжается несколько лет. Причем зимой некоторое количество газа отбирают из резервуара, а летом нагнетают в него с таким расчетом, чтобы общий объем увеличивался и достиг со временем проектной величины.
При этом влияние числа скважин на приемистость пласта возрастает до тех пор, пока не достигнет максимального значения по той причине, что оттеснять воду уже не потребуется она будет только перемещаться под влиянием переменного давления в хранилище.
Параметры процесса создания водоносного хранилища равно можно установить по формулам разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, считая расходы газа знакопеременными.
Имеются и специальные зависимости. Их можно найти в литературе по подземному хранению.
допустимое давление нагнетания
 |
После сформирования нижней части каверны начинается размыв верхней. Промежуточная колонна поднимается до проектного уровня размываемой каверны, а вместе с ней — и уровень нерастворителя. По мере образования верхней части создаваемой емкости колонна периодически опускается, уровень нерастворителя понижается, этим достигается прикрытие потолочины и сдерживается ее расширение. Процесс продолжается до соединения двух частей полости.
На растворение 1 м3 соли приходится примерно 8 м3 воды. В зависимости от объема каверны изменяются и сроки размыва. При объеме полости 150—200 тыс. м3 размыв продолжается 3—4 года.
Возможны два метода эксплуатации хранилища газа в кавернах. Первый предполагает переменное давление и наличие буферного объема, второй основан на вытеснении газа рассолом при извлечении газа и рассола газом во время его нагнетания. Давление в этом случае изменяется незначительно. Одно из больших достоинств хранения газа в кавернах — высокая производительность скважины.
Стоимость создания каверны существенно зависит от конкретных условий и. размера емкости. Чем больше емкость, тем меньше удельные затраты. Особенно большое влияние на затраты оказывает проблема реализации добываемого рассола. Расходы, отнесенные к активному объему каверн, заметно снижаются с ростом давления. Емкость каверн прямо зависит от давления. Последнее же определяется ее глубиной: чем больше глубина, тем выше может быть допустимое давление в хранилище. Связь максимально допустимого давления (в МПа) в хранилище и глубины каверны определяется выражением
Рдоп<(0,015~0,017)Я0, (XIII.4)
где Но — глубина хранилища по своду (каверны), м.
В связи с этим каверны для хранения газа предпочтительней делать на больших глубинах, но не превосходящих те, на которых вследствие высоких давлений соль приобретает пластичность, в результате чего образуется неустойчивая каверна. Эти глубины равны 1500—2000 м.
29G
Рн рв £г Рг
ро
Рем
н
h
Лд
а
Оэ Ох, Оу П
V ■
В Р
Рнр
Рпл Рз
Ру Рб
Рпу с Ртр
т
плотность нефти; плотность воды; плотность газа; относительная плотность газа;
- плотность газа при атмосферном давлении ро;
- плотность нефте-водо-газо-вой смеси;
- пластовое давление, выраженное через функцию Христиановича; забойное давление, выраженное через функцию Христиановича;
глубина залегания пласта; расстояние статического уровня от устья; толщина пласта; высота столба жидкости над забоем в межтрубном пространстве действующей скважины;
поверхностное натяжение нефти на границе с водой; вертикальное горное давление;
■эффективное напряжение;
- боковое горное давление;
-коэффициент бокового распора; число ходов плунжера насоса в минуту;
-коэффициент Пуассона; -модуль Юнга материала труб и штанг;
- давление;
-критическое давление углеводородов; -критическая температура;
- пластовое давление; -забойное давление в скважине;
-давление на устье скважин;
- давление у башмака подъемных труб;
- пусковое давление: -потери давления на трение;
- коэффициент пористости горных пород;
-трещинная пустотность (коэффициент трещинной пористости);
-коэффициент проницаемости; показатель адиабаты;
kn' -Fn(S) -
5уд -•Scb
T
Tct Ти л
b
Ф
г
Pc Рж Рн Рв
р
-коэффициент проницаемости пород при начальном пластовом давлении;
-относительная проницаемость пород по нефти;
—относительная проницаемость пород по воде;
-относительная проницаемость пород для нефти в зависимости от насыщенности порового пространства газом;
—удельная поверхность горных пород;
-насыщенность пор остаточной нефтью;
—насыщенность пор связанной (остаточной) водой;
— температура; коэффициент извилистости пор; объемная плотность трещин;
— критическая температура углеводородов;
— стандартная температура;
— пластовая температура;
— раскрытость трещин; объемный коэффициент пластовой нефти;
— темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти; гидродинамический коэффициент совершенства скважин; истинная газонасыщенность газожидкостного потока; фактор динамичности штанговой насосной установки;
— густота трещин; газовый фактор; отношение объемного расхода газа (в стандартных условиях) к расходу жидкости;
— средний газовый фактор;
— коэффициент объемной упругости пород пласта;
— коэффициент сжимаемости жидкости;
— коэффициент сжимаемости нефти;
— коэффициент сжимаемости воды;
— коэффициент упругоемкости пласта; расходное газосо-
| держание газожидкостного | — суммарная добыча нефти и | ||
| потока; | воды в единицу времени; | ||
| X | — коэффициент пьезопровод- | Яг | — суммарная добыча газа в |
| ности пласта; | единицу времени; | ||
| Di | — коэффициент Джоуля—Том- | G | — балансовые запасы нефти |
| сона; | в залежи; газовый фактор; | ||
| I | — коэффициент гидравличе- | Q*(t) | — накопленная добыча нефти |
| ского сопротивления; ко- | по месторождению в зави- | ||
| эффициент теплопроводно- | симости от времени разра- | ||
| сти; | ботки; | ||
| с | — удельная теплоемкость по- | — нефтеотдача к концу срока | |
| род; | разработки месторождения; | ||
| a | — коэффициент температуро- | коэффициент конденсатоот- | |
| проводности; | дачи; | ||
| — коэффициент линейного рас- | Т) в ы т | — коэффициент вытеснения | |
| ширения пород; | нефти рабочим агентом; | ||
| a | — коэффициент растворимо- | В | — обводненность продукции |
| сти газов в жидкости; ко- | скважин; | ||
| эффициент подачи насоса; | S | — длина хода полированного | |
| R | — универсальная газовая по- | штока; | |
| стоянная; | s» | — длина хода плунжера; | |
| Rk | — радиус контура питания; | е | — угол избирательного смачи- |
| Re | — число Рейнольдса; | вания; | |
| — радиус скважины (по до- | d | — внутренний диаметр насос- | |
| лоту); | но-компрессорных труб | ||
| '"пр | — приведенный радиус сква- | (НКТ); | |
| жины; | D | — внутренний диаметр обсад- | |
| V | — объем вещества; | ных труб; диаметр плунже- | |
| V | — скорость фильтрации жид- | ра насоса; | |
| костей и газов; | L | — глубина спуска НКТ; | |
| —критическая скорость тече- | А. ш т | — потерн хода плунжера из-за | |
| Qa | ния газов; | удлинения штанг; | |
| — запасы газа в залежи; | А-тр | — потери хода плунжера из-за | |
| Q | — объемный расход жидкости; | удлинения труб; | |
| дебит нефтяной скважины; | F | — площадь сечения плунжера; | |
| я | — объемный расход газа; де- | и | — площадь сечения штанг: |
| бит газовой скважины; | h | — площадь сечения труб (по | |
| — суммарная добыча нефти | металлу); | ||
| в единицу времени; | Рш | — вес штанг; | |
| Яш | — суммарная добыча воды в | Рж | — вес жидкости в насосно- |
| единицу времени; | компрессорных трубах. |
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Блажсвич В. А., Уметбаев В. Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1985.
2. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового
пласта. М., Недра, 1982.
3. Лутошкын Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту.
М. Недра, 1972.
4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи/И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон, Г. И. Богомольный. М., Недра, 1984.
5. Справочник по нефтепромысловому оборудованию/Е. И. Бухаленко, Э. С. Ибрагимов, Н. Г. Курбанов и др. М., Недра, 1983.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М., Недра, 1983.
7. Сургучив М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985.
8. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1979.
9. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................................................................,.... 3
ГЛАВА I. Физические свойства горных пород нефтегазовых коллекторов,
пластовых жидкостей и газов................................................................................... 4
§ 1. Условия залегания в пластах нефти, воды и газа................................... 4
§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород............................ 7
§3. Коллекторские свойства карбонатных (трещиноватых) пород. 11
§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород.. 12
$ 5. Физико-химические свойства природных газов.................................... 14
§ 6. Свойства пластовой нефти и воды.............................................................. 22
ГЛАВА II. Источники пластовой энергии. Вскрытие пластов. Вызов при-
тока нефти и газа в скважины.................................................................................. 25
§ 1. Виды пластовой энергии. Режим разработки нефтяных и газо-
вых залежей............................................................................................................... 25
§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти и газа в скважины......... 27
§ 3. Закономерности притока нефти и газа в скважины при раз-
личных режимах разработки пласта................................................................... 30
§ 4. Учет совершенства забоев скважин................................................................. 33
ГЛАВА 111. Гидродинамические исследования пластов и продуктивно-
сти скважин............................................................ '............................................................. 36
§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов.. 36
§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их экс-
плуатации................................................................................................................. 45
§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождений.. 51
§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения
свойств и строения неоднородных коллекторов............................................. 52
§ 5. Гидропрослушивание пластов..................................................................... 55
§ 6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих
и нагнетательных скважин.................................................................................... 58
§ 7. Нормы отбора нефти и газа из скважин.......................................................... 60
ГЛАВА IV. Разработка нефтяных месторождений............................................. 61
§ 1. Объект, система и технология разработки............................................... 61
§ 2. Классификация и характеристика систем разработки.... (Jj
§ 3. Показатели разработки................................................................................ 64
§ 4. Разработка нефтяных месторождений без воздействия на пласт 71
§ 5. Разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт.
Системы заводнения............................................................................................... 77
§ 6. Модели пласта и процесс вытеснения нефти................................................ 80
§ 7. Методы прогнозирования показателей процесса разработки
объекта............................................................................................................................. 85
§ 8. Основы проектирования разработки нефтяных месторождений. 102
ГЛАВА V. Методы повышения нефте-газо-конденсатоотдачи пластов.. 106
§ 1. Факторы, влияющие на нефтеотдачу............................................................. 106
§ 2. Методы позышення нефтеотдачи................................................................ ПО
§ 3. Газо- и конденсатоотдача газовых и газоконденсатных залежей 117
ГЛАВА VI. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений..119
§ 1. Основные положения и принципы разработки........................................ 119
§ 2. Разработка газовой залежи при газовом режиме и равномерном
размещении скважин.................................................................................................. 121
§ 3. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме...
§ 4. Разработка газоконденсатных месторождений........................................
§ 5. Экономика разработки месторождений..................................................
§ 6. Прогноз добычи и запасы газа.....................................................................
ГЛАВА VII. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин...
§ 1. Способы подъема нефти на поверхность................................................
§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных спо-
собах эксплуатации................................................................................................
§ 3. Основы теории подъема жидкости в скважине.......................................
§ 4. Зависимости для расчета подъемника.......................................................
§ 5. Методы расчета промысловых подъемников...........................................
§ 6. Определение условий фонтанирования...................................................
§ 7. Выбор диаметра лифта и режима эксплуатации фонтанных сква-
жин...................... •.............................. щіЬщЩ '-щщЩщ^; • •
§ 8. Оборудование скважин..................................................................................
§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
§ 10. Пуск газлифтных скважин...........................................................................
§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных сква-
жин.............................................................................................................................
§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин.................................
§ 13. Внутрискважинный газлифт... '..................................................
§ 14. Периодическая эксплуатация компрессорных скважин....
ГЛАВА VIII. Эксплуатация скважин глубиннонасосными установками.
§ 1. Устройство штанговой насосной установки..........................................
§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы.......................................
§ 3. Оборудование штанговых насосных установок......................................
§ 4. Исследование скважин...................................................................................
§ 5. Эксплуатация штанговых насосных -установок в осложненных
условиях...................................................................................................................
§ 6. Проектирование установки...........................................................................
§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин....
§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электрона-
сосами.......................................................................................................................
§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплу-
атации нефтяных скважин.....................................................................................
§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой сква-
жин.....................:..............................................................................
§ 11. Выбор рационального способа эксплуатации скважин...
ГЛАВА IX. Оборудование и эксплуатация газовых скважин....
§ 1. Конструкция скважин.....................................................................................
§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин.......................................................
ГЛАВА X. Методы воздействия на призабойную зону пласта. Ремонт
скважин...................................................................................................................
§ 1. Кислотная обработка пласта......................................................................
§ 2. Гидравлический разрыв пластов.................................................................
§ 3. Гидропескоструйная перфорация...............................................................
§ 4. Теплофизическне методы воздействия...................................................
§ 5. Импульсно-ударное и вибрационное воздействие.................................
§ 6. Ремонт скважин................................................................................................
ГЛАВА XI. Сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и нефтепромысло-
вых сточных вод............................................................................................................
§ 1. Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки
продукции нефтегазодобывающим предприятием..........................................
§ 2. Системы сбора продукции............................................................................
^ 3. Измерение дебитов скважин на промыслах.................................................... 254
§ 4. Промысловые трубопроводы................................................................ 259
§ 5. Движение нефтегазоводяных смесей по трубопроводам............. 260
§ 6. Оптимальная скорость движения газожидкостноіі смеси в тру-
бопроводах........................................................................................................................................... 265
§ 7. Основные процессы промысловой подготовки нефти........ 266
§ 8. Подготовка нефтепромысловых сточных вод нефтяных место-
рождений............................................................................................................................................ 274
Дата добавления: 2015-08-27; просмотров: 37 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Крил - Q 14 страница | | | Крил - Q 16 страница |