НЕФТЬ-ГАЗ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

Теперь на нашем сайте можно за 5 минут создать свежий реферат или доклад

Скачать книгу целиком можно на сайте: www.nglib.ru.

<< Разработка газовых месторождений <<

Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Скачать книгу здесь
Автор: Алиев З.С.
Название: Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений
Год издания: 2002
УДК:
Число страниц: 895
Содержание книги:
ПРЕДИСЛОВИЕ
1. ВВЕДЕНИЕ
КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.1. Основные недостатки временного регламента по решаемым при проектировании проблемам
2.2. Степень обоснованности объема текста, рисунков и таблиц проекта разработки по регламенту
3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
3.1. География района расположения месторождения
Перспективы нефтегазоносности
Расстояние до существующих нефтегазопроводов
3.4. Возможные потребители газа
4. ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ
4.1. Краткие сведения о геологической и геофизической изученности и разведке месторождения с учетом количества пробуренных скважин и их технической характеристики
4.2. Краткая стратиграфия с указанием выявленных и перспективных продуктивных горизонтов
4.3. Тектоника месторождения и ее возможное влияние на разработку
4.4. Условия и сроки проводки скважин и геолого-техническое состояние разведочных скважин
4.5. Результаты опробования и исследования скважин, данные о притоке флюидов и устойчивости призабойных зон
Общие и эффективные толщины газонефтеводонасыщенных пластов
4.6.1. Данные о пористости продуктивного разреза
4.6.2. Данные о проницаемости продуктивного разреза
4.6.3. Данные о газонефтеводонасыщенности продуктивного разреза
4.6.4. Общие и эффективные толщины газонефтеводонасыщенных пластов
4.7. Пластовое давление и температура
4.9. Гидрогеологическая характеристика и режим залежи. Данные о составе и свойствах пластовой воды, границы водоносного бассейна. Положение газоводяного (газонефтяного и водонефтяного при наличии нефтяной оторочки) контакта
4.10. Тип месторождения
4.11. Система разработки месторождения
4.12. Рекомендации по доразведке месторождения
5. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ГАЗА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
5.1.Основные свойства газа, используемые при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений
5.1.1. Определение типа залежи углеводородов
5.1.2. Критические и приведенные параметры газа
5.1.3. Плотность газа
5.1.4. Коэффициент сверхсжимаемости газа
5.1.5. Вязкость газа
5.1.6. Теплоемкость газов
5.1.7. Коэффициент адиабатического расширения газа — Джоуля-Томсона
5.1.8. Теплопроводность газа
5.1.9. Влагосодержание газа
5.1.10. Гидраты природных газов
5.2. Свойства нефти
5.2.1. Плотность нефти
5.2.2. Плотность нефти с растворенным в ней газом
5.2.3. Молекулярная масса нефтей
5.2.4. Вязкость нефти
5.2.5. Теплоемкость нефти
'5.2.6. Теплопроводность нефти
5.2.7. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
5.2.8. Растворимость газов в нефти
5.3. Свойства пластовой воды
5.3.1. Плотность воды
5.3.2. Вязкость пластовых вод
5.3.3. Сжимаемость пластовых вод
5.3.4. Растворимость природных газов в воде
5.3.5. Тепловое расширение воды
5.3.6. Объемный коэффициент пластовой воды
5.4. Свойства гелия
6. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, СВЯЗАННЫЕ С ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКОЙ И СПОСОБЫ ИХ ПОЛУЧЕНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
6.1. Исходные данные о газоконденсатной характеристике залежи, получаемые промысловыми исследованиями
6.2. Получение исходных данных о газоконденсатной характеристике залежи лабораторными исследованиями пластового газа
6.3. Приближенные методы определения газоконденсатной характеристики залежи
6.3.1. Определение группового состава конденсата
6.3.2. Определение содержания конденсата в газе
6.3.2.1. Определение содержания конденсата в газе при известных N, Р|п, Тг
6.3.2.2. Определение содержания конденсата в газе при известных N, Аи Рпл
6.3.3. Определение давления начала конденсации Р||к
6.3.4. Определение коэффициента извлечения конденсата Ки
6.3.5. Определение выхода конденсата при различных давлениях и температурах сепарации
6.3.5.1. Определение выхода конденсата qK при содержании конденсата в газе С5+<60 . 10-6м3/м3
6.3.5.2. Определение выхода конденсата qK при содержании в газе в '"диапазоне 40 6.4. Приближенные аналитические методы оценки газоконденсатной характеристики залежи
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА
7.1. Методы определения давления
7.1.1. Определение пластового давления
7.1.2. Определение забойного давления вертикальных скважин
7.1.3. Определение забойного давления вертикальных газовых скважин различных конструкций
7.2. Определение забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах
7.2.1. Определение забойного давления наклонной скважины
7.2.2. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций
7.2.2.1. Определение забойного давления скважины с большим радиусом кривизны, не оборудованной фонтанными трубами в горизонтальной части ствола
7.2.2.2. Определение забойного давления скважины с большим радиусом кривизны и частично оборудованной фонтанными трубами горизонтального ствола
7.2.2.3. Определение забойного давления скважины с малым радиусом кривизны при наличии и отсутствии фонтанных труб в горизонтальной части ствола
7.4. Учет потерь давления в забойных оборудованиях при определении забойного давления
7.4. Методы определения температуры газа
7.4.1. Распределение температуры газа в пласте при фильтрации в пористой среде
7.4.2. Распределение температуры газа по стволу работающей скважины
7.4.3. Распределение температуры газа при его движении по шлейфу (коллектору) до УКПГ
7.5. Прогноз изменения температуры газа в процессе разработки залежи
8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
8.1. Исходные данные, получаемые при газогидродинамических исследованниях скважин
8.2. Исследование вертикальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления
8.2.1. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой зоны и свойств газа от давления при различных режимах работы скважин
8.2.2. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой зоны и свойств газа от давления в процессе разработки залежи
8.3. Исследование горизонтальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления
8.4. Исследование горизонтальных нефтяных скважин
8.5. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации
8.5.1. Определение параметров пласта по KB Д
8.5.2. Оценка тектонических особенностей залежи в зоне влияния исследуемой скважины
8.5.3. Оценка параметра анизотропии продуктивного пласта по КВД
8.5.4. Использование кривых стабилизации давления и дебита для определения параметров пласта и коэффициентов а и б
ПРОЕКТИРОВАНИИ
9.1. Методы подсчета запасов газа, применяемые для оценки запасов при проектировании разработки газовых месторождений
9.1.1. Объемный метод подсчета запасов газа
9.1.2. Метод падения пластового давления, используемого при подсчете запасов газа
9.2. Учет продвижения воды в газовую залежь при подсчете запасов газа методом падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи
9.3. Учет подъема подошвенной воды в газовую залежь при подсчете запасов газа методом падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи
9.4. Метод использования геолого-математических моделей для подсчета извлекаемых запасов газа
9.4.1. Теоретические основы метода использования геолого-математического моделирования залежи для подсчета запасов газа
9.4.2. Требования к исходным данным для подсчета запасов газа различными методами
9.4.3. Исходные данные, необходимые при подсчете запасов газа с использованием геолого-математических моделей
9.4.4. Технология подсчета запасов газа с использованием геолого-математических моделей залежи массивного и пластового типов
9.5. Категорийность запасов газа, применяемых при различных методах подсчета, и ее приемлемость при использовании геолого-математических моделей месторождений
10. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
10.1. Общие замечания
10.3. Рекомендации для выбора критериев технологических режимов работы скважин при проектировании
10.4. Обоснование технологического режима работы скважин в условиях деформации призабойной зоны и разрушения пласта
10.5. Обоснование технологического режима работы проектных скважин в условиях возможного образования песчаных пробок
10.5.1. Вертикальные скважины
10.5.2. Горизонтальные скважины
10.5.3. Удаление из горизонтального ствола примесей, поступающих к скважине в условиях разрушения призабойной зоны
10.6. Обоснование технологического режима работы скважин при возможности их обводнения подошвенной водой
10.6.1. Вертикальные скважины
10.6.1.1. Учет изменения параметров пористой среды, флюидов и положения ГВК при прогнозировании предельных безводных дебитов проектных скважин
10.6.1.2. Рекомендации по повышению предельного безводного дебита проектных скважин
10.6.1.3. Определение величины оптимального вскрытия пласта на стадии проектирования разработки
10.6.1.4. Изменение оптимальной величины вскрытия пласта в процессе разработки залежи
10.6.1.5. Увеличение предельного безводного дебита газовых скважин путем создания искусственных непроницаемых перегород ок
10.6.2. Горизонтальные скважины
10.7. Температурный технологический режим эксплуатации скважин
10.7.1.Оценка возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта
10.7.2. Оценка возможности образования гидратов в стволе скважин
10.7.2.1. Оценка возможности образования гидратов в стволе при отсутствии в разрезе многолетней мерзлоты
10.7.2.2. Оценка возможности образования гидратов в стволе при наличии в разрезе многолетней мерзлоты
10.7.2.3. Оценка возможности образования гидратов в стволе наклонных скважин
10.7.3.Снятие ограничения дебита скважин при возможности образования гидратов
10.8.Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
10.8.1.Влияние углекислого газа на процесс коррозии
10.8.2. Влияние'Сероводорода на процесс коррозии
10.8.3. Влияние пластовой воды на коррозию
10.8.4. Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
10.8.5. Установление технологического режима эксплуатации скважин при наличии в газе коррозионно-активных компонентов
10.8.6. Влияние атомарной ртути на технологический режим эксплуатации газовых скважин
И.ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ИХ РАЗРАБОТКИ
11.1. Оценка предложений приближенной методики прогнозирования показателей разработки
11.1.1. По величине пластового давления
11.1.2. По величине коэффициентов фильтрационного сопротивления аср и Ьср
И. 1.3. По величине забойного давления
11.1.4. По величине температуры газа
11.2. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме и естественном истощении
11.3. Обоснование годового отбора газа 0,од(0 из месторождения
11.4. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме в период падающей добычи газа
11.5. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме залежи в периоды нарастающей и постоянной добычи газа
11.5.1.Определение QB(t) при круговой форме залежи
11.5.2.ОпределениеС)вО:) при полосообразной форме залежи
11.7. Использование "средней" скважины при приближенном методе прогнозирования основных показателей разработки
12. ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖИ ИЛИ ЕЕ ФРАГМЕНТОВ
12.1. Общие положения
12.2. Перечень исходных данных для численного прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений
12.3. Методические основы численного прогнозирования показателей разработки с использованием геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов
12.4. Алгоритм численного решения неустановившейся фильтрации газа к скважине
12.5. Особенности численного решения двухмерных задач фильтрации упругой жидкости
12.6. Теоретические основы численного решения трехмерной однофазной фильтрации газа в пористой среде
12.7. Теоретические основы численного решения трехмерной двухфазной фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газовых месторождений с подвижным контактом газ-вода
12.8. Теоретические основы численного решения трехмерной трехфазной фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газонефтяных месторождений с учетом продвижения нефти и воды
12.9. Учет нелинейности закона фильтрации газа при численном методе прогнозирования основных показателей разработки газонефтяных месторождений
12.10. Комплексная геолого-математическая модель численного прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений
12.11. Создание геолого-математической модели месторождения
12.12. Прогнозирование показателей разработки газонефтяного месторождения численным методом системой вертикальных скважин
12.12.1. Влияние вскрытия оторочки на дебит вертикальной скважины
12.12.2. Влияние изменения формы и размеров границы раздела и газонефтенасыщенности пласта на дебит нефтяных скважин
12.12.3. Прогноз дебита нефти и газа при одновременном притоке их к забою с различной нефтенасыщенной толщиной
12.12.4. Обоснование способа эксплуатации скважин газонефтяного месторождения
12.13 Прогнозирование показателей разработки газонефтяного месторождения численным методом с учетом наличия конденсата и гелия в составе добываемого газа
12.13.1. Основные показатели разработки газонефтяного месторождения при различных системах разработки
12.13.1.1. Разработка залежи как газовой отбором только газа из газовой шапки
12.13.1.2. Разработка залежи как газонефтяной с использованием двухфазной модели с поддержанием пластового давления и на истощение
12.13.1.3. Разработка залежи как газонефтяной с использованием трехфазной и трехмерной модели с поддержанием пластового давления и на истощение
12.14. Прогнозирование показателей разработки фрагмента газонефтяной залежи численным методом с использованием горизонтальной скважины
ИХ КОНСТРУКЦИИ
13.1. Вскрытие пласта вертикальными скважинами
13.2. Вскрытие продуктивного разреза горизонтальным стволом
13.3. Вскрытие многослойных неоднородных залежей горизонтальными скважинами
13.4. Выбор конструкции скважин
13.4.1. Выбор диаметра эксплуатационной колонны
13.4.2. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб
13.4.3. Выбор диаметра фонтанных труб в вертикальных, горизонтальных скважинах
13.5. Размещение скважин
13.5.1. Размещение газовых скважин
13.5.2. Выбор расстояния между скважинами
13.6. Размещение скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области
13.7. Размещение горизонтальных газовых скважин
13.8. Размещение наблюдательных и пьезометрических скважин
14. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ
14.1. Общие положения
14.2. Выбор схемы сбора и подготовки скважинных продукций
14.3. Основные способы подготовки газа, газоконденсатной смеси и нефти на газовых и газонефтяных месторождениях
14.3.1. Условия выбора низкотемпературной сепарации
14.3.2. Определение основных параметров теплообменника
14.3.3. Условия выбора абсорбционного способа подготовки газа
14.3.4. Регенерация гликолей при абсорбционном способе подготовки газа
14.3.5. Условие выбора адсорбционного способа подготовки газа
14.3.6. Заводская подготовка газа
14.3.7. Подготовка продукции скважин газонефтяных месторождений
15. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
15.1. Общие положения
15.2. Анализ показателей разработки месторождения, прогнозированных приближенным методом проектирования
15.3. Анализ результатов, полученных после проектирования по геологическому строению залежи
15.4. Анализ составов и свойств газа, конденсата и нефти при наличии оторочки
15.5. Анализ гидрогеологической характеристики водоносного бассейна
15.6. Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи запасов газа, конденсата и нефти
15.7. Анализ результатов стандартных и специальных исследований скважин с позиции определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, параметров пласта и режима их эксплуатации
15.7.1. Анализ результатов исследований, проведенных для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления
15.7.2. Анализ результатов исследования скважин для обоснования режимов их эксплуатации
15.8. Анализ текущего состояния фонда скважин, числа и срока их ввода в эксплуатацию, конструкции
15.8.2. Состояние герметичности скважин
15.9. Анализ изменения пластового давления
15.9.1. Характер изменения пластового давления при приближенном методе его прогнозирования
15.9.2. Использование блочных, моделей участков месторождений для достоверного анализа характера изменения пластового давления
15.9.3. Анализ поведения пластового давления при разработке месторождения горизонтальным» скважинами
15.9.4. Анализ изменения забойного и устьевого давлений вертикальных и горизонтальных скважин
15.10. Анализ годовых отборов из месторождения
15.11. Анализ состояния обводнения месторождения
15.12. Анализ состояния системы сбора и подготовки газа
15.12.1. Анализ состояния сбора газа
15.12.2. Анализ работы принятой схемы подготовки газа
15.12.2.1. Анализ работы системы подготовки газа методом НТС
15.12.2.2. Анализ работы системы подготовки газа методом абсорбции
15.12.2.3. Анализ работы системы подготовки газа методом адсорбции
15.12.3. Анализ совместной работы промысловых установок и головных сооружений
15.12.4. Анализ мощности отдельных технологических линий при осушке газа методами НТС, абсорбции и адсорбции и их узлов
15.12.5. Анализ работы системы ингибирования скважин для предотвращения гидратообразования, коррозии и солеотложений
15.13. Анализ показателей разработки при использовании численных методов прогнозирования
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
16.1. Общие положения
16.2. Периодичность контроля за показателями разработки месторождений
16.3. Осуществление оперативного контроля за разработкой месторождений
16.4. Использование промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой
16.5. Физические основы геофизических методов исследования скважин
16.5.1. Гамма-каротаж (ГК
16.5.2. Стационарный нейтронный каротаж (СНК
16.5.3. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК
16.6. Контроль за обводнением залежи с использованием методов ядерной геофизики
16.7. Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенностей
16.7.1. Определение коэффициента газонасыщенности Sr по данным СНК
16.7.2. Определение коэффициента газонасыщенности Sr по данным ИНК
16.8. Термометрия
16.9. Дебитометрия
16.9.1. Тахометрический принцип измерения дебита
16.9.2. Термокондуктивный принцип измерения дебита
16.9.3. Другие методы промысловой геофизики, используемые для контроля за разработкой залежи
16.10. Определение профиля притока флюидов в ствол скважины
16.10.1. Выявление интервалов притока жидкости в ствол скважины и обводнявшихся пластов
16.10.2. Определение дебитов эксплуатируемых пла'стов
16.10.3. Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов
16.10.4. Изучение заколонных перетоков
16.10.5. Изучение дефектов в конструкции скважин
16.11. Газогидродинамические методы контроля за разработкой залежи
16.12. Использование данных эксплуатации месторождения для контроля за его разработкой
НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
17.1. Общие положения
17.2. Основные источники выбросов веществ, загрязняющих атмосферу по объектам
17.3. Основные источники загрязнения поверхностных и подземных вод
17.4. Основные причины нарушения земельного покрова и рекомендации по рекультивации таких земель
17.5. Основные причины нарушения естественного состояния растительного мира и рекомендации по его сохранению
17.6. Основные причины нанесения ущерба животному миру и рекомендации по устранению
17.7. Обеспечение сохранности геологической среды
ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
18.1. Общие положения
18.2. Выбор основного варианта разработки, рекомендуемого для реализации
18.3. Методические основы определения экономических показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений
18.4. Определение экономических показателей разработки газонефтяного месторождения при наличии в составе газа конденсата и гелия
18.5. Анализ экономических показателей вариантов разработки газонефтяного месторождения
19. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
20. СОДЕРЖАНИЕ
Глоссарий:
1 3 а б в г д е ж з и к л м н о п р с т у ф х ц ч ш ь э я
Смотреть страницы:
2 3 93 182 271 360 449 538 627 716 805 894 895
Полнотекстовый поиск по книге:
Введите слово или фразу для поиска:
Близкие по содержанию книги:
Избранные труды. Т.2
Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа >> Разработка и эксплуатация газовых месторождений >> Прочее
Добыча подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Т1
Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа >> Разработка и эксплуатация газовых месторождений >> Сбор, подготовка и транспорт газа

Просмотреть оригинальные страницы книг в формате djvu можно на сайте: www.nglib.ru.


Главный редактор проекта: Мавлютов Р.Р.
oglib@mail.ru