- •Лекция №1
- •Классификация месторождений природного газа
- •Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •Режимы разработки месторождений природных газов
- •Особенности разработки газоконденсатных месторождений
- •Особенности притока газа к забою газовой скважины
- •Лекция 3
- •Состав и физико-химические свойства природных газов. Классификация природных газов
- •Газовые смеси. Плотность газов
- •Состав газовой смеси
- •Так появились уравнения состояния Битти - Бриджмена с пятью константами, Бенедикта – Вебба - Рубина с восемью константами и др.
- •Вязкость газов
- •Термодинамические характеристики газа
- •Классификация газовых топлив
- •Требования к качеству газового топлива
- •Опасные свойства природных газов
- •Взрывы газовоздушных смесей
- •Жидкие смеси. Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объём паров после испарения жидкости
- •Фазовые состояния углеводородных систем. Словия равновесия двухфазной системы
- •Количественное решение двухфазной системы заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных давлении и температуре.
- •Упругость насыщенных паров
- •Термодинамические характеристики газа
- •Эффект Джоуля – Томсона
- •Эффект Ранка
- •Лекция №7
- •Лекция № 8
- •Состояние призабойной зоны пласта
- •Проницаемость призабойной зоны пласта
- •Классификация дисперсных систем по межфазному взаимодействию
- •Фильтрация дисперсных систем через пористые среды
- •Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины
- •Принцип работы газлифта
- •Системы и конструкции газлифтных подъёмников
- •Разновидности газлифта, их технологические схемы
- •Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти
- •Оборудование газлифтных скважин
- •Пусковое давление
- •Методы снижения пускового давления
- •Газлифтные клапан
- •Тарировка газлифтных клапанов
- •Спуск и подъём съёмных клапанов, используемый инструмент
- •Торпедная перфорация
- •Сверлящая перфорация
- •3.Свабирование
- •4. Имплозия
- •Приборы для измерения давления
- •Устройства для измерения температуры
- •Устройства для измерения расхода природного газа
- •Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям
- •Технология проведения исследований
- •Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "в"
- •Обработка результатов исследований газовой скважины на стационарных режимах
- •Пожары и фонтаны на нефтяных и газовых скважинах
- •Лекция №22
- •Средства и методы борьбы с пескопроявлением скважин
- •Лекция 23
- •Основные мероприятия по предупреждению и ликвидации обводнения газовых скважин
- •Классификация методов восстановления производительности обводняющихся скважин
- •Лекция №24
- •Лекция №25
- •8М-136 н2о или же м-17 н2о.
- •I – с4н817н2о,
- •Лекция №26
- •Основы ингибирования процесса гидратообразования
- •Ликвидация гидратов природных газов в газопроводах
- •Метод снижения давления в газопроводе
- •Метод устранения гидратов повышением их температуры
- •Устранение гидратных пробок с использованием ингибиторов гидратообразования
- •Метод сублимации гидрата
Режимы разработки месторождений природных газов
Понятие режима разработки месторождения природного газа подразумевает под собой, проявление движущихся сил в пласте, которые обуславливают приток природного газа к забою скважины.
При прогнозировании разработки месторождений природных газов различают два вида режима – газовый и водонапорный (упруговодонапорный). В первом случае, приток газа к забою скважины обусловлен упругой энергией сжатого газа. Этот режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная пластовая вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. Во втором случае, в процессе разработки газовой залежи наблюдается поступление контурной или подошвенной воды, и как следствие, уменьшение газонасыщенного объёма порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забою скважины обусловлен как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в залежь контурной или подошвенной воды. Вторжение в газовую залежь воды приводит к замедлению темпа падения пластового давления. На рисунке 1.2. приведены характерные зависимости изменения давления в залежи от суммарно добытого объёма природного газа.
Изменение среднего пластового давления при газовом режиме определяется из уравнения следующего вида:
(1)
где Рн– начальное пластовое давление;
Qдоб(t) – суммарное добытое количество природного газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению Рати стандартной температуре Тст;
- газонасыщенный объём порового пространства;
- коэффициент газонасыщенности;
Ωн– поровый объём залежи;
Zни- соответственно коэффициенты сверхсжимаемости природного газа при пластовой температуре Тпл, и давлениях Рни.
Рисунок 1.2. Примеры зависимости вида для газовой залежи:
1 – жесткий водонапорный режим;2, 2а, 3 и 5 – разновидности водонапорного режима;4 – газовый режим
В соответствии с уравнением (1.1) для газового режима характерна прямолинейность зависимости вида .
При водонапорном режиме зависимость вида отклоняется от соответствующей зависимости справедливой для газового режима. В начальный период разработки зависимость видавполне достоверно описывается уравнением (1.1). Если с самого начала разработки идет активное вторжение в залежь воды, то водонапорный режим проявляется на ранней стадии разработки. Следовательно, для водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений – естественный процесс.
Для более достоверной оценки проявления режима разработки необходимо привлекать ещё и дополнительную информацию:
- данные об изменении уровней в пьезометрических скважинах, падение в них уровней свидетельствует о поступлении воды в залежь;
- данные геофизических исследований – контроль за положением границы раздела "газ – вода" на различные моменты времени;
- проявление водонапорного режима отражается на процессе обводнения скважин по различным причинам, носящим массовый характер;
- контроль за содержанием ионов хлора в воде, добываемой вместе с газом, обводнению скважин предшествует резкое увеличение ионов хлора в воде.
Значительные толщины продуктивных пластов многих месторождений Крайнего Севера, а также слоистость коллектора предопределяют реальную активность проявления водонапорного режима (не вся толща продуктивного разреза реагирует на снижение давления в разрабатываемой залежи). Для решения данной задачи такого рода на месторождениях можно осуществлять глубинное зондирование (см. рисунок 1.3).
Рисунок 1.3. Схема глубинного зондирования водонапорного бассейна.
Сущность глубинного зондирования заключается в том, что на водоносный пласт бурится несколько пьезометрических скважин с разной глубиной вскрытия водоносного пласта. Каждая скважина бурится до соответствующего ближайшего глинистого пропластка, а затем перфорируется чуть выше его. В этом случае, реакция тех или иных пьезометров позволяет установить толщину водонапорного бассейна, влияющую на степень активности проявления водонапорного режима.