Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
1 996.
4. Chierici G.L., Pizzi G., Cincci G.M. Water drive gas reservoirs: Uncertainty in reserves equation from past history // J. Petrol. Technol. 1967. N 2.
5. Булавинов Л.Б. Исследование капиллярного вытеснения газа водой из естественных песчаников // Новости нефтяной и газовой техники. Сер. Газовое дело. — 1966. — № 7.
6. Кондрат P.M. Экспериїентальное исследование процесса вытеснения газа водой и извлечения защеїленного газа // Разведка и разработка нефтяных и газовых їесторождений. — 1974. — № 11.
7. Ширковский А.И. Новые їетоди расчета газонасыщенности, газоотдачи, начальных запасов газа и испарения связанной воды при разработке газовых залежей и подзеїної хранении газа // Обзор. — M.: изд-во ВНИГОгазпрої, 1967.
8. Blunt M.J., King P. Relative permeabilities from two and tree dimensional pore scale network modelling // Transport porous Media. 1991. N 6.
9. Koplik J., Lesseter T.J. Two-phase flow in random network models of porous media // SPE J. 1985. Vol. 25, N 1.
10. Panfilova 7.V., Muller J. Two-scale method for the saturation transport simulation in the network model of porous media. — Proc. International Congress "Recent Advances in Problems of Flow and Transport in Porous Media",
Maroc, Marrakech, 9— 1 2 June, 1 996.
11. Singhal A.K., Somerton W.H. Quantitative modelling of immiscible displacement in porous media: A network approach // Rev. Inst. fr. petrol. 1 977.
Vol. 32, N 6.
12. Ромм Е.С. Структурные їодели пористых сред. — M.: Недра, 1984.
13. Abrams A. The influence of fluid viscosity, interfacial tension and flow velocity on residual oil saturation left by waterflood // SPE J. 1 965. Vol. 1 5, N 5.
14. Chatzis 7., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPE Res.
Eng. 1 988. Vol. 3, N 3.
1 5. Chatzis 7., Morrow N.R., Lim H.T. Magnitude and detailed structure of residual oil saturation // SPE J. 1 983. N 4.
16. Ксенжек О.С. Капиллярное равновесие в пористых средах с пересе-кающшлися пораїи // Журнал физ. хиїии. — 1963. — Т. 37. — № 6.
17. Маркин В.С. О капиллярної равновесии в їодели пористого тела с пересекающшлися пораїи переїенного сечения // Докл. АН СССР. —
1 963. — Т. 1 51 . — № 3.
334
18. Панфилов М.Б. Влияние структуры пористой среды на остаточную газонасыщенность при капиллярном впитывании жидкости // Изв. АН СССР. МЖГ. — 1981. — № 5.
19. Панфилов М.Б. Перколяционные характеристики ветвящихся моделей пористых сред // Изв. АН СССР. МЖГ. — 1990. — № 6.
20. Чизмаджев Ю.А., Маркин B.C., Тарасевич М.Р., Чирков Ю.Г. Макрокинетика процессов в пористых средах (Топливные элементы). — М.: Наука,
1 971 .
21. NickeI B., WiIkinson D. Invasion percolation on the Cayley tree: exact solution of a modified percolation model // Phys. Rev. Lett. 1983. Vol. 51.
22. Панфилов М.Б., Жиденко Г.Г. Газоотдача обводняющихся неоднородных пластов // Обзор информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1 997.
23. Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т. 2. — М.: Гостоптехиздат, 1961.
24. Панфилов М.Б. Гидродинамика процессов разработки нефтегазовых пластов: Конспект лекций. — М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1989.
РАЗРАБОТКА СЛОЖНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОСТАВУ ГАЗА И КОЛЛЕКТОРСКИМ СВОЙСТВАМ
ПЛАСТА
8.1. ОПЫТ ОСВОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Месторождения сложного состава, освоение и эксплуатация которых возможны только на основе создания газохимических комплексов, содержат помимо метана значительные количества более тяжелых углеводородов, включая конденсат, сероводород, углекислый газ, азот, меркаптаны, гелий, серо-окись, а также целый ряд микрокомпонентов.
В табл. 8.1 приведен компонентный состав пластовой смеси по некоторым месторождениям природного газа.
Рассмотренные месторождения можно разбить на следующие группы, исходя из компонента, определяющего подход к разработке месторождения.
1. Метановые (Медвежье, Уренгойское, Северо-Ставро-польское, Газлинское). Полностью доминирует метан. Концентрация этана еще не промышленная.
2. Этано-метановые (Шебелинское, Березанское, Шатлык-ское).
3. Этано-конденсатогазовое (Вуктыльское).
4. Сероводородсодержащее, газоконденсатное, гелионос-ное (Оренбургское).
5. Конденсатное, сероводородсодержащее (Карачаганак-ское).
6. Серогазоконденсатное (Астраханское).
336
Таблица 8.1
Молярная доля компонента в составе месторождений природного газа, %
Месторождение Компонент Коэффициент С + С 2 5 С + С 3 4
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 + N2 СО2
Медвежье 99,3 0,08 0,001 0,001 0,01 0,6 0,02 - 40
(сеноман)
Уренгойское 98,8 0,07 0,001 0,001 0,01 0,8 0,29 — 40
(сеноман)
Северо-Став- 98,4 0,48 0,17 0,06 0,016 0,06 0,2 — 20
ропольское
(хадум)
Газлинское 95,3 2,8 0,04 0,05 0,020 1,6 0,2 — 30
(IX пласт)
Шатлыкское 95,6 2,3 0,28 0,22 0,19 1,1 1,27 — 5,0
Шебелинское 92,5 4,1 1,0 0,32 0,31 1,5 0,1 — 4,2
Березанское 87,1 5,2 1,2 0,46 0,29 1,3 4,4 — 3,3
