- •А. Газовые и газоконденсатные залежи (месторождения)
- •1. Физико-химические свойства природных газов и конденсата
- •Продолжение. Рисунок 5. Константы равновесия газ-гидрата компонентов природного газа при положительных температурах
- •Продолжение. Рисунок 5. Константы равновесия газ-гидрата компонентов природного газа при положительных температурах
- •Продолжение. Рисунок 6. Константы равновесия газ-гидрат компонентов природного газа при отрицательных температурах
- •2. Газовые и газоконденсатные залежи (месторождения).
- •Распределение температуры по стволу скважин
- •2.12. Режим газовых и газоконденсатных залежей
- •3. Методы подсчета запасов углеводородов
- •3.1. Объемный метод
- •3.2. Иногда пользуются методом по падению давления
- •3.4. Категории запасов углеводородов
- •4. Газо-гидродинамические методы (гдм) исследования газовых и газоконденсатных скважин и пластов
- •4.1. Подготовка скважин к гди
- •4.3. Методы исследования скважин и пластов
- •4.3.2. Газогидродинамические методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
- •4.3.3. Влияние различных факторов на форму квд
- •4.3.4. Обработка кривых стабилизации забойного давления
- •5. Системы добычи газа и газоконденсата
- •5.1. Виды промышленной эксплуатации залежей (месторождений)
- •5.1.3. Промышленная разработка и эксплуатация месторождений
- •5.1.4.2. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •5.1.5. Разработка газоконденсатных месторождений (залежей)
- •5.1.6. Разработка газоконденсатного месторождения без поддержания давления
- •6. Интенсификация добычи газа и нефти
- •6.1. Кислотная обработка забоев и прискважной зоны пласта
- •7. Сбор и подготовка газа к транспортировке
- •7.5. Осушка газа
- •Б. Нефтяные залежи (месторождения)
- •8.Физико-химические свойства нефти в пластовых и нормальных (атмосферных) условиях
- •9. Модели пласта и процессов вытеснения нефти
- •9.1. Поршневое вытеснение нефти
- •9.2. Непоршневое вытеснение нефти
- •9.3. Бесконечный пласт однородного строения
- •10. Освоение скважин
- •10.1. Вызов притока флюида из скважины
- •10.2. Определение коэффициента конденсатоотдачи пласта. Исследование на укг-3
- •11. Методы повышения извлекаемых запасов нефти и условия их применения
- •11.2. Вытеснение нефти растворителями и газом высокого давления
- •11.4. Силы, удерживающие нефть и газ в пласте
- •11.5. Коэффициент конденсатоотдачи. Исследование на укг-3
- •1, 2, 3, 4 Соответственно при температуре 1 ступени сепарации 30; 40; 50; 60 °с
- •12. Установление технологического режима работы скважины
- •12.2. Технологический режим работы скважин при наличии песчаной пробки или столба жидкости на забое
- •12.2.1. Определение дебита скважины при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости
- •12.2.2. Влияние депрессии на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки
- •12.3. Технологический режим работы скважин при наличии подошвенной воды
- •12.3.1. Определение предельного безводного дебита газовых скважин без учета подъема контакта газ-вода
- •12.3.2. Определение предельного безводного дебита с учетом подъема контакта газ-вода
- •12.3.3. Определение оптимального вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой
- •12.4. Технологический режим работы скважины при одновременном притоке газа и подошвенной воды
- •12.5. Температурный технологический режим работы скважин
- •12.5.1. Безгидратный режим работы призабойной зоны и ствола скважины
- •12.6. Технологический режим работы скважин при наличии агрессивных компонентов в их продукции
- •12.7. Технологический режим работы скважин, вскрывших многопластовые залежи
- •13. Приборы и аппаратура для исследования скважин
- •13.1. Приборы и аппаратура для измерения давления
- •13.1.1. Пружинные манометры
- •13.1.2. Дифференциальные манометры
- •13.1.3. Глубинные манометры с местной регистрацией давления
- •13.2. Приборы и аппаратура для измерения температуры
- •13.3. Приборы и аппаратура для измерения дебита
- •13.3.1. Измерители расхода при докритическом течении газа
- •13.3.2. Измерители расхода при критическом течении газа
- •Коэффициента ∆ от рпр и Тпр
- •13.4. Дистанционные глубинные приборы и комплексы
- •13.6. Оборудование для спуска глубинных приборов
- •14. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа
- •14.1. Системы сбора нефти и газа
- •14.2. Установки и сооружения систем сбора и транспорта нефти и газа
- •14.2.1. Замерные установки
- •14.2.2. Сепарационные установки
- •14.2.3. Промысловые трубопроводы и трубопроводная арматура
- •Расчет промысловых газопроводов
- •14.2.4. Нефтяные резервуары
- •14.2.5. Насосы для перекачки нефти
- •14.3. Образование нефтяных эмульсий и методы их разрушения
- •14.3.1. Разрушение нефтяных эмульсий (обезвоживание и обессоливание нефти)
- •14.3.2. Деэмульгаторы (пав) и требования, предъявляемые к ним
- •14.4. Измерение количества товарной нефти и определение ее качества
- •14.5. Хранение нефти в резервуарах
- •Определение давления насыщения нефти газом, объемного коэффициента, удельного веса и усадки нефти и воды в пластовых условиях Задача 1
- •Задача 2
- •Задача 3
- •Определение вязкости нефти и газа в пластовых условиях Задача 4
- •Задача 5
- •И температур от удельного веса газа
- •Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти и газа Задача 6
- •Задача 7
- •Определение скорости продвижения водонефтяного контакта Задача 8
- •Определение нефтеотдачи при водонапорном режиме Задача 9
- •Задача 10
- •Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы Задача 11
- •Определение запасов нефти и оценка эффективности использования пластовой энергии Задача 12
- •Задача 13
- •Определение давления нагнетания, количества нагнетаемой жидкости и числа нагнетательных скважин Задача 14
- •Задача 15
- •Задача 16
- •Определение коэффициента нефтеотдачи и продолжительности процесса при площадном заводнении Задача 17
- •Определение количества газа, нагнетаемого в пласт для поддержания пластового давления Задача 18
- •Задача 19
- •Исследование фонтанных скважин методом установившихся отборов Задача 20
- •Задача 21
- •Задача 22
- •Задача 23
- •Задача 24
- •Исследование фонтанных скважин методом восстановления забойного давления Задача 25
- •Исследование газовых скважин методом установившихся отборов Задача26
- •Задача 27
- •Задача 28
- •Исследование газовых скважин методом восстановления забойного давления Задача 29
- •Исследование пластов
- •Задача 30
- •Задача 31
- •Задача 32
- •Оглавление
- •Список рисунков
- •Список таблиц
- •Список литературы
6. Интенсификация добычи газа и нефти
Уменьшение производительности скважин связано, в основном, с уменьшением проницаемости пласта или закупоркой каналов. Чтобы увеличить притоки нефти и газа из пласта на сегодня разработаны три группы методов воздействия на пласты: химическая, тепловая и механическая. Их можно сочетать.
6.1. Кислотная обработка забоев и прискважной зоны пласта
6.1.1. Солянокислотная (основана на способности НС1 реагировать с СаСО3 и MqCO3) приводит к растворению известняка, в результате чего образуются каналы и пустоты, т.е. образуется большая свободная поверхность призабойной зоны. Эффективность соляно-кислотной обработки зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера породы и т.д. Наилучшая концентрация НС1-10-15% кислоты. Больше нельзя - действует на металл и на гипс. Количество рассчитывает от h, mo, радиус обработки. Применяют ингибиторы и стабилизаторы. Различные приемы соляно-кислотной обработки, стадийная, серийная закачка НС1. Особая ТБ. Кислотные ванны - до 0,3 м³ на 1м коллектора.
6.1.2. Глино-кислотная (грязевая) обработка: применяется для песчаных пластов. Это смесь соляной и плавиковой (флористо-водородной) кислот. Обычно берут 3-6% плавиковую и 10-12% соляную кислоту. Обычно проводят ее в 3 этапа: соляная ванна, затем закачивают соляную кислоту и в конце глино-кислотную закачку производят. Эта кислота растворяет глинистые фракции и частично кварц, полевые шпаты. Глины теряют пластичность, способность к разбуханию, а взвесь теряет свойства коллоидов. Выдержка кислоты в пласте - не менее 12 часов. Тщательно очищают забой. Кпр увеличивается в 2 и более раз. Иногда производят термокислотные обработки - когда необходимо избавиться и от перафина. Горячая кислота ускоряет реакции до 5 раз. Нагревание производят на забое. При реакции Mg с НС1 выделяется большое количество тепла. Ингибируют формалином. Загущенная кислота, аэрированная и подогретая сухим паром с помощью ППУ обеспечивает большой охват пласта; обрабатывают под давлением, вибрации на забое и т.д.
6.2. Тепловая обработка пласта и забоя скважины: когда парафинистые и смолистые нефти добывают, выпадают смолы и парафины в трубах и в пласте. Лучшим способом очистки является подогрев. Промывают горячей нефтью, электроподогрев призабойной зоны. Электропечь - сердечник в трубе.
6.3. Механические методы: а) торпедирование; б) повторная перфорация (в т.ч. пескоструйная); в) торпедная перфорация; г) ГРП - гидравлический разрыв пласта - на забое скважины создают большое давление, создающее трещины в пласте, в которые при этом же давлении закачивают отсортированный песок, чтобы трещины не сомкнулись. Ррп*>Рпл на 15,0 – 25,0 мПа. На устье Р достигает 20,0-30,0 мПа. Применяют нефть, сульфит-спиртовую барду или воду. Песконосители: нефть, мазут, загущённый керосин, соляная кислота с сульфит-спиртовой бардой, в зависимости от литологического состава пород. Порядок работ определяется проектом (планом операции).
6.3.1. Строительство горизонтальных скважин: производят в определенных условиях – когда позволяет мощность пласта, увеличение добычи нефти доходит до 5 и более раз из-за увеличения поверхности притока в скважину. В газовых скважинах этот показатель измеряется 2-3. Экономическое обоснование процесса. Длина горизонтального ствола достигает 2 и более километров. Нередко выполняют ПГДБК (пороховой генератор давления боковой концентрации) - из-за большого количества пороховых газов столб жидкости в скважине поднимается на 50-100м и затем всем весом ударяет по отстрелянному интервалу пород, создавая в них трещины из-за большого давления.