Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Крил - Q 15 страница

Крил - Q 4 страница | Крил - Q 5 страница | Крил - Q 6 страница | Крил - Q 7 страница | Крил - Q 8 страница | Крил - Q 9 страница | Крил - Q 10 страница | Крил - Q 11 страница | Крил - Q 12 страница | Крил - Q 13 страница |


Читайте также:
  1. 1 страница
  2. 1 страница
  3. 1 страница
  4. 1 страница
  5. 1 страница
  6. 1 страница
  7. 1 страница

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.


 
 

Если пласт считать бесконечным, однородным, практически горизонтальным, постоянным по толщине, то связь расхода газа с давлением нагнетания выражается следующей зависимостью:

^ 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


 
 

Размыв начинается с образования в нижней части буду­щей каверны небольшой камеры — гидровруба, которая нужна для скапливания в ней нерастворимых включений и интенси­фикации последующего размыва. Затем начинают размыв ка­верны методом снизу вверх. Он заключается в том, что сред­няя колонна труб постепенно поднимается. Соответственно повышается и уровень нерастворителя. В связи с этим открыва­ется верхняя часть каверны — потолочина и начинается ее ин­тенсивное растворение. Растворяется и верхняя часть боковых стенок каверны, поскольку закачиваемая в полость свежая вода легче рассола. Она всплывает и распространяется поверху.

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; — 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

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.035 сек.)