- •0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2
- •§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 5. Физико-химические свойства природных газов
- •1 Газоконденсатное.
- •§ 6. Свойства пластовой нефти и воды
- •Глава II
- •§ 1. Виды пластовой энергии.
- •§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
- •§3 Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •§ 4. Учет совершенства забоев скважин
- •3 Заказ № 3597 33
- •Глава III
- •§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов
- •§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •2Л khTct
- •2NkhTct
- •2NkhTct ггпр
- •2NkhTct . У1п*п
- •§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождении
- •§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения свойств и строения неоднородных коллекторов
- •§ 5. Гидропрослушивание пластов
- •§6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин
- •§ 7 Нормы отбора нефти и газа из скважин
- •Глава IV
- •Глава VII
- •§ 1. Способы подъема нефти на поверхность
- •§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах эксплуатации
- •§3. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •§ 4. Зависимости для расчета подъемника
- •§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
- •§ 6. Определение условии фонтанирования
- •§ 7. Выбор диаметра лифта
- •§ 8. Оборудование скважин
- •§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
- •§ 10 Пуск газлифтных скважин
- •§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин
- •§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин
- •§ 13. Внутрискважинный газлифт
- •§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Глава VIII
- •§ 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 электронасосами
- •§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин
- •§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин
- •§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин
- •Глава IX
- •§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин
- •Глава I
- •§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа
- •Глава I
- •§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •Глава III
- •§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки
- •§ 2. Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
- •§ 3. Проектирование процесса разработки нефтяного месторождения при «жестком» водонапорном режиме
- •§ 4. Разработка залежей нефти при упругом режиме
- •§ 5. Разработка залежей нефти при режиме растворенного газа и при вытеснении газированной нефти водой
- •1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.
- •6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j
- •1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по скважине во времени при известном значении с) из соотношения
- •2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее разработки (для рККон) — по формуле (III.55).
- •3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).
- •1. Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии.
- •2. За счет увеличения перепада давления между забоями скважин и областью питания увеличиваются текущие дебиты нефти (при некотором снижении коэффициентов продуктивности скважин).
- •1*Н Рнас
- •§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.
- •2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
- •3. Желательно применение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного характера.
- •2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзовидного характера.
- •§ 8. Разработка залежей с вязкопластичной нефтью
- •§ 9. Разработка газовой залежи при газовом режиме
- •§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •§ 11. Параметры «средней» скважины
- •§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений
- •1. Запасы «жирного» газа находят по формуле
- •I плгр с t) Рст
- •§ 13. Экономическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений
§ 5. Физико-химические свойства природных газов
Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана (СпН2л+2) и неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (С02), сероводорода (H2S), редких газов: гелия, аргона, крептона (Не, Аг, Сг), паров ртути (Hg).
Основу природных газов составляет метан (СН4). В значительно меньших объемах содержатся более тяжелые углеводороды: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и др. Каждая залежь характеризуется своим составом газа, даже в пределах залежи он может изменяться. В табл. 1.2 приведены составы газов типичных газовых, газоконденсатных
и нефтяных месторождений.
Состав газа — важнейшая характеристика, определяющая пути дальнейшего использования его отдельных компонентов. Кроме того, по этому показателю можно оценить тип залежи.
Если поданным, полученным при бурении первой скважины, отношение iC^H]0/nCAHi0>\ и находится в пределах 1,1—4, то данная залежь будет чисто газовая. Если это отношение ^ 1 (в пределах от 0,9 до 1,1), то данная залежь газоконденсат-ная; если *С4Н10/пС4Н10< 1 (в пределах от 0,5 до 0,8), то дан-
Таблица 1.2
Состав газов некоторых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений СССР
Месторождение |
Объемная доля газа, % |
Относительная плотность по воздуху |
|||||||
СН4 |
|
C3HS |
|
с5н,2 |
N..+ R |
со, |
|
||
Самотлорское |
53,4 |
7,2 |
15,1 |
8,3 |
6,3 |
9,6 |
0,1 |
|
1,01 |
(нефтяное) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Уренгойское |
98,84 |
0,1 |
0,03 |
0,02 |
0,01 |
1,7 |
0,3 |
- |
0,56 |
(сеноман) | |
|
|
|
|
|
|
|
|
9 |
Уренгойское1, |
88,3 |
5,3 |
2,4 |
1,00 |
2,52 |
0,48 |
|
- |
0,64 |
БУ-8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
щ |
Оренбургское1 |
84,0 |
5,0 |
1,6 |
0,70 |
1,80 |
4,2 |
1,1 |
1,5- |
0,68—0,70 |
Медвежье (се- |
|
|
|
|
|
|
|
5,0 |
|
98,78 |
0,1 |
0,02 |
0,76 |
- |
1,0 |
0,1 |
—— |
0,56 |
|
номан) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Шатлыкское |
95,6 |
2,0 |
0,34 |
0,10 |
0,05 |
0,76 |
1,15 |
|
0,58 |
Шебелинское1 |
90,0 |
4,0 |
1,1 |
0,52 |
0,26 |
1,00 |
1,12 |
|
0,61 |
Астраханское1 |
58,86 |
1,88 |
0,6 |
0,23 |
0,12 |
1,38 |
11,0 |
26,5 |
0,85 |