Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава XIII
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ВИДЫ ХРАНИЛИЩ
Современные системы газоснабжения — совокупность сложных, дорогих, размещенных на значительных расстояниях сооружений. Все они представляют собой технологически единый комплекс, эксплуатирующийся непрерывно и с полной нагрузкой.
Для системы снабжения городов и промышленных предприятий характерна неравномерность потребления газа. Это объясняется тем, что потребители расходуют его неравномерно по временам года, месяцам, неделям, суткам. Например, зимой газа расходуется всегда больше, чем летом; в дневное время, как правило, больше, чем ночью; в холодные и напряженные с точки зрения производства дни потребность в газе увеличивается по сравнению со среднегодовой в 5—10 и более , раз, Для покрытия этой неравномерности сооружают хранилища, способные вместить летние избытки газа и выдать газ потребителям зимой или в непредвиденных ситуациях.
Типичное место расположения хранилища — район потребителя. Однако возможны случаи, когда хранилища целесообразно размещать в иных местах, например в центре крупного промышленного района или рядом с "газоперерабатывающим заводом, с целью обеспечить его равномерную работу.
Существует много типов газохранилищ. Однако практический интерес представляют подземные хранилища, которые можно подразделить на два основных типа: 1) хранилища, сооруженные в пористых горных породах; 2) хранилища в полостях горных пород — шахтах, пещерах, рудниках, а также в отложениях каменной соли. ,т
Пористые газохранилища, в свою очередь, подразделяются на те, которые созданы в истощенных газовых, нефтяных и га-зоконденсатных месторождениях, и те, которые образованы закачкой газа в водонасыщенные пласты.
Исходя из технико-экономических соображений, основная масса газа (80—85 % ) хранится в истощенных газовых и газо-конденсатных месторождениях, 15—20 % хранится в водоносных пластах, на долю солянокаменных каверн приходится менее 1 %.
288
Что касается нефтяных пластов, то их использование вследствие ряда технологических затруднений носит эпизодический характер.
Вместимость хранилищ ство газа
и извлекаемое количе-
Для определения вместимости хранилища необходимо знать характер расхода газа потребителем. На рис. XIII. 1 показан типичный график потребления газа в течение года.
Неравномерность потребления газа, обусловленная погодными условиями, не имеет известной закономерности, поэтому ее изображают в виде вероятных в течение месяца значений.
При хорошо сбалансированной системе газодобывающая и транспортная системы работают на постоянном режиме, обеспечивая среднегодовой расход газа qcr. Расходы более qcr удовлетворяются за счет хранилища.
Расчетный объем газа, который ежегодно нагнетают в хранилище и отбирают в течение этого времени, называют активным, Этот объем можно определить по графику потребления газа.
Для расчетов обычно применяют следующие коэффициенты неравномерности потребления: сезонный /Ссез; суточный /ССуТ; часовой Кч:
Здесь С*.
§• 0.9
10,8
41
I °'7
t 0,6
т .тгдгжгггнгиг-кх
Время, месяцы
Рис. XIII.1. Типичный график потребления газа 19 Заказ N° 3597
<сг
о.
289
Потребную активную вместимость хранилища Qa можно найти как площадь, ограниченную ординатой среднегодового потребления газа и реальной кривой потребления в течение сезона. Qa определяют н по коэффициентам неравномерности с помощью формулы
12
где Qr — потребляемое количество газа за год; п. — число коэффициентов, значение которых >1 (обычно 5 — 6).
Значение Qa обусловлено главным образом влиянием отопительной нагрузки и составляет около 10 % от годового расхода газа Qr.
Сложней решить вопрос о необходимом расходе газа, извлекаемого из хранилища. В первом приближении можно принимать, что этот расход должен быть равен разности между расчетным потребным количеством газа в данный момент времени и средней за год подачей газа по транспортной системе. Следовательно, расходы газа по хранилищу будут носить вероятностный характер, но подсчитать их, имея график газопотребления, нетрудно. Однако обеспечение пиковых расходов предполагает значительные капиталовложения в обустройство хранилища при кратковременности использования мощностей, что невыгодно. Кроме того, часть пиковой нагрузки может быть покрыта за счет самой газотранспортной системы использованием заводов искусственного газа и т. д. Многое зависит и от геологических характеристик хранилища.
Если скважины высокодебитные, пласт-коллектор устойчив, а пластовая вода к скважинам при отборе газа не подходит, расходы газа по хранилищу могут быть близкими к необходимым по графику. В противном случае они бывают небольшими.
Реально расход газа по хранилищу устанавливают с учетом многих обстоятельств и он составляет от 1,5 до 3—4 средних за сезон величин.
§2. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ
Различие между залежью газа и хранилищем состоит главным образом в том, что из залежи газ только отбирается, подземные же хранилища эксплуатируются циклически. Полгода газ в них закачивается, полгода отбирается. Иногда хранилища покрывают недельные и даже суточные колебания спроса на газ, но это нетипично.
На рис. Х1П.2 показана типичная схема обустройства хранилища. Газ из магистрального газопровода / по трубопроводу 2 поступает на компрессорную станцию 3. Здесь он очи-
290
. С (.>
tlr* if I? \ , 1 1, I
-o-
-*- ^>
5- i -D ff
LJ — t и
Рис. X1IJ.2. Схема обустройства хранилища газа в пористом резервуаре
щается в пылеуловителях 4 и сжимается до необходимого давления. При этом газ загрязняется компрессорным маслом и нагревается до 80—120 °С. Перед закачкой в хранилище его очищают и охлаждают в сепараторах 5, градирне 6, угольных адсорберах 7 и фильтрах 8.
Подготовленный для нагнетания газ через газораспределительный пункт (ГРП) направляется в скважины 10. При отборе газ из скважин по индивидуальным шлейфам поступает на ГРП, где очищается от воды, породы и конденсата в сепараторах 11 и 12, проходит через штуцер 13 и расходомер 14 и по коллектору 15 поступает на установку осушки 9. Затем газ подается в магистральный газопровод или на прием компрессорной станции, если давление его недостаточно велико для подачи из хранилища в систему газоснабжения.
Нагнетаемое и отбираемое количества газа можно выполнить по формулам, используемым при проектировании и разработке газовых месторождений (расход газа в них принимают со знаком 4- во время отбора газа и со знаком — во время закачки). Пластовая вода внедряется в хранилище при пониженном в нем давлении, а может и оттесняться, если давление в нем выше начального пластового. Для расчета циклической работы хранилища предусмотрены формулы (здесь не приведены).
Активная вместимость хранилища при газовом режиме может быть выражена балансовой зависимостью 19* 291
(XIII. 1)
где Q — объем газонасыщенного перового пространства; pmax и Pmin — наибольшее и наименьшее средневзвешенное давление в хранилище; г — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Если режим водонапорный, то в формулу (XIII. 1) вводят коэффициент >., характеризующий степень подвижности пластовых вод. За поровый объем хранилища принимают среднее его значение за год:
* плРст V гтах ^rn
Значение Я колеблется от 1 до 2—3. При грубых расчетах этот коэффициент принимают приближенно.
Если пласт-коллектор имеет те же фильтрационно-емкост-ные параметры, что и газоносная область, а его толщина близка к толщине газонасыщенной части, то X можно принять равным 1,05—1,1. Если же гидропроводность водоносной области хранилища заметно выше, чем газонасыщенной, например за счет толщины, то X сильно возрастает, коэффициент X принимают равным 1,5 — 2 и даже 3.
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 и 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.
292
§ 3 ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТАХ
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,
293
Если пласт считать бесконечным, однородным, практически горизонтальным, постоянным по толщине, то связь расхода газа с давлением нагнетания выражается следующей зависимостью:
4л&/гр„ (р., — рг!„) Тп
п — _ гн \гн J-TI.I/ ст , V Т Т Г 1\
Чг — . , т- ' (Alll.o)
4яхтайрн7\.т
<7гРст' плгн
Здесь gv — расход газа при стандартных условиях, м3/с; рпл — начальное давление в пласте, приведенное к некоторой плоскости, например к середине пласта, МПа; />н — 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 (XII 1.3) 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) ро, где ро — 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.
294
Расход газа q
Рис. XIII.3. Зависимость давления нагнетания рн от расхода газа Я
Рк ДОГ]— допустимое давление нагнетания
Рис. XI 11.4. Схема размыва каверны комбинированным способом:
/ и // — соответственно первая и вторая стадии создания камеры; I — рассол; 2 — вода; 3 — нерастворнтель
§ 4. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ПОЛОСТЯХ ГОРНЫХ ПОРОД
При сооружении хранилищ газа в горных породах чаще всего используют отложения каменной соли, толщина которых может достигать несколько километров.
В результате разработок солевых отложений образовались огромные подземные каверны, в которых можно хранить нефть, керосин, бензин, природный и другие газы. Однако такие каверны оказались неустойчивыми, так как представляли собой неправильный перевернутый конус и нередко обрушивались.
В связи с этим были предложены различные специальные способы размыва отложений соли и образования в ней полостей заданной устойчивой формы (обычно эллипсоид вращения).
Технология размыва соляных каверн. Наиболее распространен комбинированный способ размыва каверны с применением гидровруба. Он заключается в следующем (рис. XIII.4). На пласт соли бурят скважину диаметром 250— 300 мм. Верхнюю часть крепят колонной диаметром 225— 246 мм до зоны, подлежащей размыву. Последняя остается свободной. В скважину почти до забоя спускают два ряда труб. Через первое, считая от оси скважины, кольцевое пространство на забой нагнетают пресную воду, которая омывает стенки незакрепленной части скважины и растворяет соль. Рассол удаляется через центральные трубы. Второе кольцевое пространство (заштриховано на рис. XIII.4) заполнено перастворите-лем — керосином, соляровым маслом или нефтью, прикрывающим верхнюю часть каверны и не позволяющим соли интенсивно растворяться.
295
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 масти 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
где Я0 — глубина хранилища по своду (каверны), м.
В связи с этим каверны для хранения газа предпочтительт ней 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 3500—2000 м.
290
ОБОЗНАЧЕНИЯ ОСНОВНЫХ ВЕЛИЧИН
Рн —плотность нефти; рв — плотность зоды; рг—-плотность газа;
рг — относительная плотность
газа;
ро — плотность газа при атмосферном давлении р0; ргм —плотность нефте-водо-газо-
вой смеси;
Нпа — пластовое давление, выраженное через функцию Христиановича;
Н3 —забойное давление, выраженное через функцию Христиановича;
Я — глубина залегания пласта; //ст — расстояние статического
уровня от устья; h — толщина пласта; йд — высота столба жидкости над забоем в межтрубном пространстве действующей скважины;
о — поверхностное натяжение нефти на границе с водой; а2 — вертикальное горное давление;
сгэ—эффективное напряжение; , аи — боковое горное давление; п — коэффициент бокового распора; число ходов плунжера насоса в минуту; и— коэффициент Пуассона; Е — модуль Юнга материала
труб и штанг; р — давление;
Ркр —критическое давление углеводородов;
7*»р—критическая температура; Рпл—пластовое давление; рз — забойное давление в скважине;
ру—давление на устье скважин; рб—давление у башмака подъемных труб;
пус—пусковое давление; ртр — потерн давления на трение; т — коэффициент пористости
горных пород;
m-г — трещинная пустотность (коэффициент трещинной пористости);
k — коэффициент проницаемости; показатель адиабаты;
ko —коэффициент проницаемости пород при начальном пластовом давлении; kw' —относительная проницаемость пород по нефти; Лв' — относительная проницаемость пород по воде; FH ($) — относительная проницаемость пород для нефтл в зависимости от насыщенности порового пространства газом;
5УЛ — удельная поверхность горных пород;
SHO — насыщенность пор остаточной нефтью;
Sen—насыщенность пор связанной (остаточной) водой;
Т — температура; коэффициент извилистости пор; объемная плотность трещин; Ткр — критическая температура
углеводородов;
Тот — стандартная .температура; 7"пл—пластовая температура;
b — раскрытость трещин; объемный коэффициент пластовой нефти;
<р— темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти; гидродинамический коэффициент совершенства скважин; истинная газонасыщенность газожидкостного потока; фактор динамичности штанговой насосной установки;
Г —густота трещин; газовый фактор; отношение объемного расхода газа (в стандартных условиях) к расходу жидкости;
Г—средний газовый фактор;
PC —коэффициент объемной
упругости пород пласта; РЖ — коэффициент сжимаемости
жидкости; РН —коэффициент сжимаемости
нефти;
рв —коэффициент сжимаемости воды;
Р — коэффициент упругоемкости пласта; расходное газосо-
297
держание газожидкостного
потока; к — коэффициент пьезопровод-
ностн пласта; Di—коэффициент Джоуля—Том-
сона;
К — коэффициент гидравлического сопротивления; коэффициент теплопроводности;
с — удельная теплоемкость пород;
а —коэффициент температуропроводности;
а* —коэффициент линейного расширения пород;
а — коэффициент растворимости газов в жидкости; коэффициент подачи насоса; R — универсальная газовая постоянная;
#н — радиус контура питания; Re —число Рейнольдса; гс —радиус скважины (по долоту) ;
Пр—приведенный радиус скважины;
V — объем вешества; v — скорость фильтрации жидкостей и газов;
КР—критическая скорость течения газов;
Q3—запасы газа в залежи; Q — объемный расход жидкости; 1 дебит нефтяной скважины; q — объемный расход газа; дебит газовой скважины; да—суммарная добыча нефти
в единицу времени; <7В — суммарная добыча воды в единицу времени;
9ж — суммарная добыча нефти и
воды в единицу времени; ?г — суммарная добыча газа в
единицу времени; G—балансовые запасы нефти в залежи; газовый фактор; QB(0 —накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки;
т)к — нефтеотдача к концу срока
разработки месторождения;
коэффициент конденсатоот-
дачи;
Пвыт —коэффициент вытеснения
нефти рабочим агентом; В — обводненность продукции
скважин; •S — длина хода полированного
штока;
•Sn—длина хода плунжера; 6—угол избирательного смачивания;
d—внутренний диаметр насос-но-компрессорных труб
(НКТ);
D — внутренний диаметр обсадных труб; диаметр плунжера насоса;
L — глубина спуска НКТ; Ашт — потери хода плунжера из-за
удлинения штанг; АТР — потери хода плунжера из-за
удлинения труб; F — площадь сечения плунжера; /щ—площадь сечения штанг: /т-—площадь сечения труб (по
металлу); Рш — вес штанг;
Ра,—вес жидкости в насосно-компрессорных трубах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Влажевич В. А., Умвтбаев 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. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа п 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 if эксплуатации нефтяных месторождений. М., Недра, 1983.
7. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985.
8. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газокон-денсатных 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 терригенным 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 притока нефти и газа в скважины................ 25
§ 1. Виды пластовой энергии. Режим разработки нефтяных и газовых залежей..................... 25
§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти и газа в скважины . 27 § 3. Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта . . .......... 30
§ 4. Учет совершенства забоев скважин........... 33
ГЛАВА III. Гидродинамические исследования пластов и продуктивности скважин...................... 36
§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов . . 36 § 2. Исследование скважи^ при неустановившемся режиме их эксплуатации . -.................... 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......... 00
ГЛАВА IV. Разработка нефтяных месторождений........ 61
'-„ § 1. Объект, система и технология разработки......... 61
V § 2. Классификация и характеристика систем разработки . ... 63
§ 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 повышения 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.................. 1'21
300
§ 3. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме . . .127
§ 4. Разработка газоконденсатных месторождений...... .130
§ 5. Экономика разработки месторождений........ .135
§ 6. Прогноз добычи и запасы газа........... .137
ГЛАВА VII. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин . . . . ]42
§ I. Способы подъема нефти на поверхность......... 142
§ 2. Изменение давлении по глубине скважин при различных способах эксплуатации.................• . . 143
§ 3. Основы теории подъема жидкости в скважине...... 145
§ 4. Зависимости для расчета подъемника.......... 150
§ 5. Методы расчета промысловых подъемников........151
§ 6. Определение условий фонтанирования.......... 155
§ 7. Выбор диаметра лифта и режима эксплуатации фонтанных скважин ....................... 157
§ 8. Оборудование скважин............... 160
§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование 162
§ 10. Пуск газлифтных скважин.............. 164
§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин........................ 168
§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин...... 177
§ 13. Внутрискважинный газлифт............. 179
§ 14. Периодическая эксплуатация компрессорных скважин .... 181
ГЛАВА VIII. Эксплуатация скважин глубиннонасосными установками . 184
§ 1. Устройство штанговой насосной установки ........ 184
§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы......186
§ 3. Оборудование штанговых насосных установок.......189
§ 4. Исследование скважин...........„ . . . . 192
§ 5. Эксплуатация штанговых насосных установок в осложненных
условиях......................196
§ 6. Проектирование установки .............. 199
§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин .... 204 § 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами .......................207
§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин................217
§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин .....;.....^......... 221
§ 11. Выбор рационального способа эксплуатации скважин . . . 224
ГЛАВА IX. Оборудование и эксплуатация газовых скважин .... 226
§ 1. Конструкция скважин................226
§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин..........229
ГЛАВА X. Методы воздействия на призабойную зону пласта. Ремонт
скважин...................... 234
§ 1. Кислотная обработка пласта............. 234
§ 2. Гидравлический разрыв пластов............ 237
§ 3. Гидропескоструйная перфорация............ 238
§ 4. Теплофизические методы воздействия......... 240
§ 5. Импульсно-ударное и вибрационное воздействие...... 241
§ 6. Рсмонт_скваж11н.................. 243
ГЛАВА XI. Сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых сточных вод.....................250
§ 1. Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки
продукции нефтегазодобывающим предприятием........250
§ 2. Системы сбора продукции..............253
301
§ 3. Измерение дебитов скважин на промыслах .... . . 254
§ 4. Промысловые трубопроводы........... . 259
§ 5. Движение нефтегазоводяных смесей по трубопроводам . . . 260 § 6. Оптимальная скорость движения газожидкостной смеси в трубопроводах ................... • - 265
§ 7. Основные процессы промысловой подготовки нефти .... 260 § 8. Подготовка нефтепромысловых сточных вод нефтяных месторождений............. ......• 274
ГЛАВА XII. Сбор газа и подготовка его к транспорту.......275
§ 1. Системы сбора................• - 275
§ 2. Подготовка газа к транспорту............ . 276
§ 3. Технологический расчет газосборных сетей....... . 285
ГЛАВА XIII. Подземное хранение газа........... . 288
§ 1. Назначение и виды хранилищ............ . 288
§ 2. Хранение газа в истощенных газовых залежах.......290
§ 3. Хранение газа в водоносных пластах..........293
§ 4. Хранение газа в полостях горных пород.......• . 295
Обозначения основных величин.............- . 297
Список литературы..................- - 299
Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газо-Р17 конденсатных месторождений: Учеб. для вузов/Ш. К. Ги-матудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев и др.; Под ред. Ш. К. Гиматудинова.— -М.: Недра, 1988.— 302 с.: ил. ISBN 5—247—00299—7
Приведены физические свойства горных пород и пластовых флюидов, рассмотрены источники пластовой энергии, описаны способы исследования нефтяных и газовых скважин и методики интерпретации результатов исследований. Изложены основы разработки нефтяных и газовых месторождений, описаны методы повышения нефте- и газо-ртдачи. Рассмотрены технологии эксплуатации скважин различными способами, сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа, газового конденсата и воды. Описаны технические средства, даны их технические характеристики.
Для студентов инженерно-экономических, геологоразведочных и механических факультетов нефтяных вузов.
2504030300—184
043(0.)-88
УЧЕБНИК
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Заведующий редакцией Н. Е. Игнатьева
Редактор издательства Е. А. Петрова
Технические редакторы Л. А. Мурашова, Г. В. Лсхова
Корректор Е. В. Наумова
И Б № 7409
Сдано в набор 01.12.87. Подписано в печать 06.04.88. Т-05882. Формат 60X88'/i4. Бумага офсетная № 2. Гаркитура Литературная. Печать офсетная. Усл. псч. л. 19.0. Усл. кр. отт. 19.0. Уч-изд. л. 19.3. Тираж 6400 экз. Заказ 3597/1622—5. Цена 95 коп. •
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра». 125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3
Ленинградская типография JVe 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союэполнграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.

На главную страницу