WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 

Pages:     || 2 | 3 | 4 | 5 |

«Разработка месторождений природных газов Москва НЕДРА 1999 и\ The Development Разработка of Natural месторождений Gas природных Fields газов R.M.Ter-Sarkisov The Development of Natural Gas Fields Moscow NEDRA 1999 УДК ...»

-- [ Страница 1 ] --

Р.М.Тер-Саркисов

Разработка

месторождений

природных

газов

Москва

НЕДРА

1999

и\

The Development Разработка

of Natural месторождений

Gas природных

Fields газов

R.M.Ter-Sarkisov

The Development

of Natural Gas

Fields

Moscow

NEDRA

1999

УДК 622.279. 23/4

Р е ц е н з е н т зав. кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных

месторождений РГУ НГ им. Й.М. Губкина, доктор технических наук, профессор К.С. Басниев Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. — М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 659 с : ил. - ISBN 5-247-03833-9 Книга посвящена научным основам разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Рассмотрены особенности эксплуатации крупных газовых залежей и залежей газоконденсатного типа. Анализируются режимы разработки месторождений. Широко освещены результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований процессов углеводородоотдачи пласта. Дается научное обоснование методов повышения газоконденсатоотдачи на завершающей стадии разработки месторождений природного газа.

Для широкого круга специалистов газодобывающей промышленности. Может быть полезна студентам, аспирантам, преподавателям высших учебных заведений.

Тег-Sarklsov R.M. The Development of Natural Gas Fields.

The book is devoted to the scientific foundations for the development of gas and gas condensate fields.

The peculiarities of exploitation of large area gas and gas condensate fields are discussed. The regimes of field develompent are analyzed. The results of theoretical and experimental investigations of a hydrocarbon bed yield are widely covered for many years. The scientific bases for the methods to increase the gas condensate yield at the final stage of the development of natural gas fields are given.

Advisable for various groups of specialists engaged in the gas production industry. Also useful to students, post-graduate students, and lecturers at high educational institutes.

Книга выпущена при содействии ОАО "Газпром" и ПО "Севергазпром" ISBN 5-247-03833-9 © P.M. Тер-Саркисов, © Оформление. ОАО "Издательство "Недра", Предисловие Представляемая вниманию специалистов книга профессора P.M. Тер-Саркисова является результатом его многолетних исследований в области разработки месторождений природных газов. Этот обобщающий труд представляет собой крупное исследование широкого круга научно-практических вопросов, включающих в себя современные представления о природном газе как физико-химической системе и научных основах повышения эффективности разработки газоконденсатонефтяных месторождений. В этой области автором проведены новейшие фундаментальные исследования по повышению степени извлечения углеводородов из недр как применительно к газоконденсатонасыщенному пласту в целом, так и для повышения эффективности эксплуатации скважин. Реальные проекты, разрабатываемые под руководством профессора P.M. Тер-Саркисова, реализуются на крупном истощенном Вуктыльском газоконденсатном месторождении и имеют, на наш взгляд, большие перспективы. Большое внимание автор уделяет современному состоянию и проблемам последующей разработки базовых месторождений отрасли — Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского. Он впервые анализирует наступающий период добычи низконапорного газа с учетом геолого-физических, термобарических и природно-климатических условий этих месторождений.

Автор показывает, что период добычи больших объемов низконапорного газа потребует применения новых технологий и дополнительных инвестиций. Научно-инженерное обеспечение этого периода совпало с разработкой и созданием нового технологического оборудования. Таким образом, предлагаемая читателям книга представляет собой капитальный научный труд по результатам исследований, которые проводятся P.M. Тер-Саркисовым во ВНИИГАЗе.

Отметим, что профессор P.M. Тер-Саркисов не только автор и руководитель научных исследований. Он постоянно уделяет внимание подготовке молодых ученых и инженеров. Книга профессора P.M. Тер-Саркисова будет весьма полезной для научных работников и инженеров газовой и нефтяной промышленности, аспирантов и студентов высших учебных заведений.

Председатель Правления Р.И. Вяхирев ОАО "Газпром", доктор экономических наук, профессор Введение Характерной особенностью развития отечественной энергетики является неуклонное повышение использования природного газа. Газовая промышленность имеет большие потенциальные возможности дальнейшего роста.

Это основано на значительных запасах и достигнутом высоком уровне добычи природного газа. По ресурсам и добыче газа Россия занимает ведущее место в мире. У нас накоплен большой уникальный опыт разработки месторождений природных газов.

Научные основы разработки газовых месторождений в нашей стране заложены академиком Л.С. Лейбензоном. Им впервые изучены особенности фильтрационных течений газов, получены соответствующие дифференциальные уравнения и введена потенциальная функция, носящая его имя.

На основе комплексного подхода к исследованиям, описанным в этих работах, в известном Проектно-исследовательском бюро МНИ им.

И.М. Губкина развивали теоретические основы разработки месторождений природных газов. На этом этапе основополагающий вклад в создание теории разработки газовых месторождений внесли Б.Б. Лапук, В.П. Савченко, А.Л. Козлов, Н.М. Николаевский.

В эти же годы развивались технология и практика добычи газа. Значительный вклад в исследование этих вопросов внесли М.Х. Шахназаров, И.Н. Стрижов и др.

Дальнейшее развитие теории и практики разработки месторождений определялось потребностями интенсивно развивающейся газовой промышленности, изменением геолого-физических и природно-климатических условий разработки месторождений. В связи с этим в головном институте газовой промышленности — ВНИИГАЗе сформировалось направление разработки газовых месторождений и эксплуатации газовых скважин, в основе которого лежали фундаментальные исследования в области физики пласта и теории фильтрации газа, а также теормодинамики и фазовых превращений углеводородов. Большой вклад в развитие этого направления внесли Е.М. Минский, А.Л. Козлов, А.А. Ханин, А.С. Великовский, Ю.П. Коротаев, С.Н. Бузинов и их ученики.

Во ВНИИГАЗе проводились также исследования, позволившие обосновать научные основы создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Крупные исследования в области разработки месторождений природных газов проводятся в Баку под руководством А.Х. Мирзаджанзаде и М.Т. Абасова.

Основные исследования в этой области связаны с именами А.Л. Хейна и С.Н. Бузинова.

Вместе с тем в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина продолжались фундаментальные исследования по внедрению компьютерных методов в решение задач разработки месторождений природных газов, развивались новые методы подземного хранения газа.

Указанные исследования связаны с именами Ф.А. Требина, Б.Б. Лапука, И.А. Чарного и их школ.

Происходит интенсивное научно-технологическое развитие газовой промышленности, которое связано с плодотворной научно-инженерной деятельностью многих ведущих специалистов в области разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

В результате у нас к настоящему времени созданы теоретические основы и практика разработки месторождений природных газов. Анализ показывает, что в этом направлении Россия занимает ведущее место в мире.

Книга представляет собой обобщенное изложение результатов многолетних исследований автора, проводившихся во ВНИИГАЗе и внедрявшихся на месторождениях природных газов в России. В ней учтен зарубежный опыт, изучавшийся автором в процессе его работы в Международном Газовом Союзе. В книге также учтен опыт преподавания соответствующих дисциплин студентам и аспирантам РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Ухтинского технического университета и других вузов.

Ссылки на результаты исследований ученых и практиков, обобщаемых в представляемой на суд читателя работе, приводятся в тексте книги.

Большое значение для исследования представленных в книге проблем имели тесное сотрудничество и творческие дискуссии с ближайшими коллегами по работе: А.И. Гриценко, В.А. Николаевым, Н.Г. Степановым, Г.А. Зотовым, Б.В. Макеевым, М.И. Фадеевым, С.Г. Рассохиным, В.А. Кобилевым, П.Г. Цыбульским, Г.М. Гереш, М.А. Пешкиным, Н.А. Гужовым.

Особую благодарность автор выражает своему учителю профессору С.Н. Бузинову за постоянное плодотворное и творческое сотрудничество и внимание.

Автор выражает благодарность сотрудникам ВНИИГАЗа, и в особенности научного центра термодинамики и физики пласта, за большую помощь в работе, а также работникам "Севергазпрома" за многолетнее сотрудничество. Глубоко признателен автор профессору А.И. Гриценко за постоянное благожелательное внимание на протяжении всего времени, пока велись исследования, шла реализация результатов на объектах добычи газа и конденсата, готовилась к изданию настоящая книга.

Проблемы разработки месторождений природных газов Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.

В связи с этим автор счел полезным перед тем, как остановиться на собственно проблемах разработки, напомнить о составах природных углеводородных смесей, их физико-химических и реологических особенностях, а также о реализуемых в газопромысловой практике режимах отбора запасов газа и газового конденсата из продуктивного пласта, поскольку основные научно-технические проблемы разработки месторождений природных газов обусловлены именно конкретными характеристиками пластовых флюидов и динамикой термобарического состояния залежи, т.е. режимом отбора запасов углеводородов.

Автор сознательно не рассматривает в этой главе такие весьма важные особенности газовой залежи, как фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и неоднородность вмещающих углеводородное скопление породколлекторов, также, несомненно, играющих заметную роль в комплексе проблем разработки месторождения. Влияние ФЕС и степени неоднородности пород на углеводородоотдачу и другие параметры разработки, несмотря на значительное количество посвященных этому вопросу публикаций, изучено, по существу, недостаточно и требует дальнейших исследоваи ний. Природно-климатические особенности региона в большей степени оказывают влияние на проблемы практики разработки месторождения, и поэтому этого аспекта автор касается в главах, где анализируются конкретные проекты эксплуатации объектов добычи газов (главы 1 и 2).

1. Компонентный состав природных газов Условия и процессы образования природных газов исключительно разнообразны. Это — биохимические и термокаталитические превращения органического вещества (ОВ), химические реакции, процессы, протекающие при воздействии на горные породы высоких температур и давлений, радиоактивный распад и др. Образующиеся при этом газы по химическому составу весьма различны. Нередко одни и те же процессы могут привести к образованию газовых смесей неодинакового состава. Часто одни и те же компоненты способны образовываться за счет разных процессов. Например, метан, азот, двуокись углерода могут быть биохимического генезиса и термокаталитического (абиогенного). Отличить компоненты по генетическому признаку часто практически невозможно. Обладая высокой подвижностью, газы в процессе миграции могут значительно изменять свой первоначальнй химический состав в результате процессов сорбции, растворения, окисления и др. В связи с этим генетически чистые ассоциации (скопления) газов в природе практически отсутствуют, что создает определенные трудности при систематизации природных газов и создании оптимального варианта их классификации. Существует более различных классификационных схем, основанных на различиях происхождения газов, условий нахождения их в природе, фазового состояния и форм проявления, связи газов с породами и флюидами, химического состава и т.д. Выбор той или иной классификации зависит от целей и задач исследований. Наиболее важными при решении общих и глобальных задач являются генетические схемы классификации. Однако в связи с полигенностью газов подобные классификации часто дискуссионны. Наиболее объективны классификации по химическому и фазовому составу газов, их морфологии (условиям нахождения в природе). Вместе с тем указанные схемы имеют ограниченное применение и менее информативны.

Первая классификация природных газов была дана В.И. Вернадским (1912). По морфологии им выделены две группы: 1) газы в свободном состоянии; 2) жидкие и твердые растворы газов. В первую группу включены:

а) газы атмосферы; б) газы, содержащиеся в порах горных пород; в) газовые струи; г) газовые испарения. Ко второй группе отнесены газы: а) морей, океанов и различных водоисточников; б) адсорбированные горными породами и минералами. По химическому составу и условиям нахождения выделены три группы газов: 1) земной поверхности; 2) связанные с высокой температурой; 3) проникающие в земную кору. В последней группе выделены газы: а) атмосферы и б) тектонических струй. Газы тектонических струй по химическому составу В.И. Вернадским подразделены на азотные, углекислые, метановые и водородные.

И.М. Губкин (1932) подразделил природные газы Апшерона на метановые, азотно-метановые, углекисло-азотисто-метановые, азотистые и углекислые. По содержанию главного компонента (метана) и двух основных примесей (азота и углекислоты) газы территории образуют непрерывный ряд от метановых до азотных и углекислых. В.А. Соколов (1932) по химическому составу выделил три основных типа газов: 1) углеводородные, 2) углекислые и 3) азотные.

Генетическое направление в классификации В.И. Вернадского в дальнейшем было развито В.В. Белоусовым. Все газы он разделил на четыре типа: биохимического, воздушного, химического и радиоактивного происхождения. А.Л. Козлов по генезису выделил еще одну группу газов — газы ядерных реакций.

И.В. Высоцкий предложил в своей классификации различать газы, формирующиеся в земной коре, циркуляционные и реликтивные (космические), определяя для них исходный материал, характер газообразующих процессов, формы нахождения или проявления и химический состав.

Поскольку генетически чистые скопления газов в природе не встречаются, М.И. Суббота предложил выделить газовые ассоциации: 1) газы преимущественно биохимического происхождения, 2) газы преимущественно метаморфического происхождения и 3) газы преимущественно радиоактивного происхождения.

В предложенной Н.А. Еременко и С П. Максимовым классификации, которая охватывает наиболее часто встречающиеся в природе газы, выделено десять классов газа: 1 — углеводородные, 2 — утлеводородно-углекисло-азотные, 3 — углеводородно-азотные, 4 — углеводородно-углекислые, 5 — азотные (воздушные), 6 — азотно-углеводородно-углекислые, 7 — азотно-углекислые, 8 — углекислые, 9 — углекисло-углеводородные, 10 — равносмешанные углеводородно-углекисло-азотные.

К. П. Флоренский разработал диагностическую классификацию, основанную на характерных отношениях между газовыми компонентами, позволяющими, по его мнению, определить условия газообразования. По величине отношения гелия к аргону природные газы им подразделены на три основные группы — современные, смешанные и древние.

Наиболее полная классификация природных газов, основанная на обобщении большого фактического материала, предложена В.А. Соколовым в 1956 г. и дополнена им в 1971 г. Эта классификация составлена с учетом условий нахождения, химического состава и генезиса газов. По условиям залегания выделены газы атмосферы, земной поверхности, осадочных пород, океанов и морей, метаморфических пород, магматических пород, вулканические и космоса. В группу газов осадочных пород, изучению которых посвящена настоящая работа, входят следующие газы: нефтяных, газовых, угольных месторождений, а также пластовых вод и рассеянные.

По генезису различаются газы биохимического, химического, радиогенного и радиационно-химического происхождения. Для каждой группы газов определены состав и место развития их в земной коре.

Близка к классификации В.А. Соколова и схема А.И. Кравцова (1957).

Главные типы природных газов А.И. Кравцов выделял, основываясь на геологических и геохимических условиях образования природных газов и их химическом составе.

Схемы классификации природных газов, касающиеся главным образом углеводородной части, предложены К.П. Кофановым, В.Ф. Никоновым, И.С. Старобинцем и др. Так, К.П. Кофанов подразделяет природные газы по содержанию в них этана и пропана. По соотношению метана и его гомологов выделены сухие газы с содержанием тяжелых углеводородов (ТУ) от нуля до 5 %, полужирные — 6—15%, жирные — 16 — 25%, высокожирные — более 25 %.

В.И. Ермаков для Предкавказья выделил пять типов газов: 1) утлекислометановый и азотно-метановый, 2) метановый, 3) метановый с тяжелыми гомологами, 4) метановый с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана и негорючих газов, 5) углекисло-метановый и азотно-метановый с повышенным содержанием тяжелых гомологов. 1-й и 2-й типы газов характерны для газовых, 3-й, 4-й — для газоконденсатных, 3, 4, 5-й — для газонефтяных и нефтяных месторождений. По соотношению ТУ различаются три подтипа газов: 1) этановый, 2) пропан (бутан)-этановый, 3) бутанпропановый. Эта классификация была использована в дальнейшем многими исследователями при районировании территорий на газоносные и нефтеносные области. По условиям нахождения газы осадочных толщ В.И. Ермаковым подразделены на газы: 1) сорбированные породами;

2) растворенные в подземных водах; 3) растворенные в нефти; 4) образующие свободные скопления.

Известны классификации природных газов по содержанию гелия, конденсата, сероводорода и других компонентов, фазовому состоянию и т.д. Для изображения различных типов газа Е.И. Гайло, И.В. Гришиной, В.И. Ермаковым и другими разработана специальная индексация, которая была положена в основу составления карты районирования газоносных территорий СНГ (тогда СССР) по составу природного газа. Е.В. Стадником предложена классификация газов нефтегазоносных бассейнов по условиям залегания и связи их с породами и флюидами. По условиям залегания выделяются газы, рассеянные в породах, растворенные в подземных водах и заключенные в породах, растворенные в подземных водах и заключенные в залежах. Однако разделение газов по условиям фазового состояния на рассеянные в породах, растворенные в подземных водах (или нефтях) и заключенные в залежах (свободные газы) является довольно условным. При изменении термодинамической обстановки и особенностей залегания вмещающих пород газы из одного фазового состояния могут переходить в другое.

Эта классификация принимается, в частности, авторами работы [16].

В табл. 1.1 приводятся примеры составов природных газов ряда газовых и газоконденсатных месторождений.

Данные табл. 1.1 свидетельствуют о том, что при всем их разнообразии газы большинства месторождений состоят в основном из углеводородов метанового ряда (алканов). Бывают и исключения. Так, одно из крупнейших в России по запасам месторождений природного газа Астраханское является уникальным, в частности, по составу газа: суммарное содержание агрессивных компонентов (диоксида углерода и сероводорода) превышает 40 %. Таким же уникальным является месторождение Южный Маккалум в США (штат Колорадо), газ которого более чем на 90% представляет диоксид углерода. Однако чаще всего газы месторождений не только чисто газовых, но и газоконденсатных — это смеси алканов с преобладанием метана.

Таблица 1. Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений " Включая примеси редких газов.

Развитие глубокого бурения (около 4000 — 5000 м) привело к открытию залежей углеводородов (нефти и конденсата), обладающих сходными физико-химическими свойствами (плотность, усадка, цвет и др.). Характерно, что при исследовании таких объектов соотношение жидкой и газообразной фаз в сепараторе находится в зависимости от дебита скважины и, следовательно, от депрессии в призабойной зоне и скорости восходящего потока в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Например, при исследовании Зайкинского месторождения при дебитах пластового газа 97 — 195 тыс. м3/сут скорость газового потока у башмака НКТ составила 1,8 — 4,3 м/с, а конденсатогазовый фактор находился в пределах от 893 до 1997 см /м. При этом отмечена дифференциация выхода конденсата в зависимости от скорости восходящего потока газа: 1750см3/м3 при скорости до 2,6 м/с и 850 — 900 см 3 /м 3 при меньшей скорости.

Исследования проб всех объектов показали близость фракционных составов углеводородов С 5 + : 80% по объему выкипает при температуре 328 —340 °С, остаток (3%) — свыше 550 —590 "С. В групповом углеводородном составе преобладают алканы; ряд нормальных алканов до С 32 с максимумом С 7 —С 9. Больше половины нормальных алканов приходится на низкокипящие С 5 — С 8. Доля высококипящих невелика и не превышает 5 % от суммы нормальных алканов. Количество аренов во фракциях по мере повышения температуры отбора увеличивается и, достигая максимального значения 23 — 24% во фракции 122—150 °С, снижается до 14—17% во фракции 300 —350 °С. Для конечных фракций рассматриваемых жидкостей характерно высокое содержание аренов.

По характеру распределения концентрации аренов, по температуре кипения фракций и фракционному составу рассмотренные флюиды могут быть отнесены к нефтям, по распределению ряда нормальных алканов — к конденсатам.

Установление типов флюида (нефть — конденсат) в бомбе равновесия PVT также вызывало затруднение.

Некоторые авторы в качестве критерия для оценки продукции скважины предлагают использовать газовый фактор: при его значениях более 900 см 3 /м 3 углеводородную смесь относить к газоконденсатной. В промежуточном интервале значений газового фактора считается, что флюид в зависимости от давления и температуры в залежи может находиться как в газовом состоянии (газоконденсатная залежь), так и в жидком (нефтяная залежь).

Эйлертом (1958) предложен еще один показатель — соотношение плотности углеводородов С 5 + и газового фактора. Он считает, что при эксплуатационных газовых факторах 900 —1100 м 3 /м 3 и плотности С 5 +, не превышающей 0,78 г/см3, пластовые флюиды являются газоконденсатными.

Если же плотность стабильной фазы выше 0,78 г/м3 и газового фактора ниже 630 — 650 м3/м3, то залежь является "типично нефтяной".

Наименьший газовый фактор у флюида из залежи В Артюховского месторождения — 760 м3/м3. Фазовое поведение этой системы изучено на рекомбинированных пробах и установлено, что данная залежь является газоконденсатной. При таком же соотношении жидких и газообразных углеводородов залежь В, Анастасиевского месторождения оказалась нефтяной. Пластовые системы рассматриваемых залежей имеют практически одинаковую плотность углеводородов С 5 + (0,8 г/см3) и близкий состав пластового газа. Различия отмечаются лишь в свойствах тяжелых компонентов. Жидкость залежи Анастасиевского месторождения содержит углеводороды, в молекуле которых число атомов углерода достигает 34, а в залежи Артюховского месторождения при близких значениях температуры и давления в залежи — 26. Причем для рассматриваемых залежей в характере распределения углеводородов в ряду С 5 + различий нет, лишь в конечных фракциях компонентный состав нефти характеризуется относительно высоким по сравнению с конденсатом содержанием углеводородов С,6: соответственно 23 и 16 % от их общего содержания. В индивидуальном составе флюидов Карачаганакского месторождения отсутствуют и эти отличительные признаки.

Характеры распределения ряда нормальных алканов нефти (глубина 5190 м) и конденсата (глубина 4980 м) идентичны: протяженность гомологического ряда до С40, максимум приходится на С,о —С 15, содержание углеводородов С 1 2 + в нефти составляет 38 % от общего их содержания, в конденсате — 32 %. Интересно, что распределение углеводородов в ряде нормальных алканов конденсата, отобранного на 500 м выше, иное: при несколько укороченном ряде углеводородов (С37) концентрированный максимум расположен на С 6 —С 10, сумма С 1 7 + составляет 19%.

Из сказанного выше следует, что ни соотношение между количеством газа и жидкости в системе, ни индивидуальный состав углеводородов С 5 + не являются определяющими в прогнозе типа флюидов глубоко залегающих залежей.

В работе [31] рассмотрена возможность определения типа залежи по свойствам стабильной жидкости. До недавнего времени считали, что конденсаты отличаются от нефти тем, что имеют плотность ниже 0,827 г/см, молекулярную массу до 160, они бесцветные или светло-соломенные. Однако, по данным И.С. Старобинца (1974), в месторождении Кульбешкак имеется газоконденсатная залежь на глубине 1630 м плотностью конденсата 0,857 г/см3, стабильная жидкость месторождения Килгрэн имела черный цвет, плотность 0,863 г/см3, молекулярную массу 278. Несмотря на такие свойства, пластовый флюид этого месторождения относится к газоконденсатному типу. В то же время в Крыму, на Октябрьской площади, была открыта залежь нефти плотностью 0,784 г/см3.

Следовательно, свойства стабильной жидкости не могут быть показателями типа залежи. Не может быть показателем наличие или отсутствие асфальтенов. Так, по данным А.И. Дзюбенко, в Днепровско-Донецкой впадине, залежи в которой находятся в жестких термобарических условиях (давление 50МПа, температура 120 °С), встречены газоконденсатные системы, массовая доля асфальтенов в которых достигает 0,1 (Котелевское месторождение) и > 0,3 % (Матвеевское). В то же время в практике встречены месторождения нефти, не содержащие асфальтенов. А.И. Дзюбенко и Г.С. Степанова указывали, что фракционный и групповой углеводородный составы нефтей и конденсатов значительно различаются. В нефтях содержание фракций, по мере повышения температуры кипения последних, постепенно возрастает. В конденсатах же выход отдельных десятиградусных фракций возрастает до 80—130 "С, затем величина их начинает сначала резко, а затем медленнее уменьшаться. Конец кипения, как правило, не превышает 350 °С. Такой характер изменения фракционного состава конденсатов существовал для залежей, находящихся на глубинах до 3000 — 3500 м. Исследование истинных точек кипения конденсатов глубоко залегающих месторождений показало, что они выкипают при температуре 550 °С, и при этом остаток составляет 4 % и более (табл. 1.2). Под влиянием высокой температуры и давления в них велика доля высококипящих углеводородов. Распределение выходов фракций по температуре кипения в этих углеводородах занимает промежуточное положение между нефтями и конденсатами неглубоких залежей.

По групповому углеводородному составу нефти от конденсатов отличаются характером распределения концентрации аренов по фракциям: в нефтях, по мере повышения температуры кипения фракций, содержание последних возрастает, в конденсатах — увеличивается до фракции 140 — 180 "С, а в высококипящих фракциях — снижается. В залежах на глубинах свыше 4000 м составы нефтей и конденсатов, в том числе и групповой углеводородный состав, сглаживаются. Содержание ароматических углеводородов в них достигает максимума не во фракции 140—180 "С, а во фракции 200 — 300 "С. В конденсате же Астраханского месторождения, находящемся в жестких термобарических условиях (давление 64 МПа, температура 109 °С), уже на глубине 3980 м концентрация ароматических углеводородов непрерывно возрастает по мере роста температуры кипения фракции:

от 10% по массе во фракции 95—122"С до 63 во фракции свыше 500"С, т.е. в данном случае по характеру изменения группового углеводородного состава невозможно однозначно решить вопрос о типе флюида.

Ю.П. Коротаевым, А.К. Карповым и другими (1968) был предложен метод, позволяющий определить тип залежи по соотношению в газе изо-С4/н-С4. Ими показано, что при значении этого коэффициента 0,9 — 1,05 залежь является газоконденсатной, а при значении 0,5 — 0,8 — нефтяной. Результаты исследований, проведенных А.И. Дзюбенко (1976), показали, что в глубокозалегающих газоконденсатных залежах значение Таблица 1. Фракционный состав конденсатов и нефтей ра,'С кипения, °С Выход фракций (% по массе) при температурных пределах отбора фракций, °С:

' С.Ф. Моисейков и АР- (1971).

отношения изо-С4/н-С4 в ряде случаев равно 0,55 — 0,31, что значительно ниже, чем в залежах легких нефтей.

Следовательно, использовать и этот критерий для распознавания типа залежей не представляется возможным. Г.С. Степановой для прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах использован метод главных компонентов. В качестве нормативных факторов рассматривались следующие: С,/С 5 + ; С 2 + С 3 + С 4 /С 5 + ; С2/С3; С 5 +. Контрольная выборка показала, что в 90 случаях из 100 распознавание типа залежи будет верным. Однако при проверке объектов из глубоких горизонтов, особенно в условиях АВПД, информативность метода резко снижается.

Многочисленные исследования состава попутных газов (растворенных в нефти) и газов конденсатных месторождений Западной Сибири показали существенное различие между ними. Характерной особенностью газоконденсатных газов является уменьшение концентрации от этана к пропану и от пропана к бутанам. В попутных газах указанная закономерность отсутствует; содержание этана всегда меньше пропана — С 2 /С 3 более 1. В газоконденсатных месторождениях значение указанного коэффициента находится в пределах от 2 до 6. Отношение метана к сумме тяжелых углеводородов С 2 + в газах газоконденсатных месторождений, как правило, примерно 40 — 50, в газах, растворенных в нефти, — до 13. Значение этого отношения непостоянно по площади месторождения — оно возрастает от сводовой части залежи к контуру. Газы газоконденсатных залежей, имеющих даже сравнительно небольшие нефтяные оторочки, содержат относительно меньше этана, чем залежей, не имеющих оторочек. Значение коэффициента С 2 /С 3 в первых находится в пределах от 2 до 6, при наличии нефтяных оторочек — от 1 до 3. Влияние нефтяной оторочки сказывается и на сумме тяжелых углеводородов. Значение коэффициента С,/С 2 + в таких залежах равно 15 — 40, без оторочек — более 40.

Выявленные особенности в составе газов месторождений различных типов на глубинах до 3500 — 4000 м сведены в табл. 1.3.

Материалы изучения состава газа глубоко залегающих скоплений углеводородов показали, что по соотношениям С 2 /С 3 и С,/С 2 также невозможно однозначно судить о типе залежи (табл. 1.4). Широкими исследованиями нефтей и конденсатов Западной Сибири и Сахалинского шельфа (выполнено свыше 500 определений) выявлены с помощью применения метода инфракрасной спектроскопии особенности строения ароматических углеводородов нефтей в сравнении с конденсатами и разработан метод отличия нефти от конденсатов. Установлено, что в составе ароматических углеводородов нефтей присутствуют сложные ароматические конденсированные би- и трициклические структуры, тогда как в конденсатах они отсутствуют. Эти структуры фиксируются на ИК-спектрах полосой поглощения при длине волны 820 см". В конденсатах в указанной области поглощения вместо одной широкой полосы появляются две узкие. В пробах конденсатов, имеющих примесь нефти, отмечается некоторое расширение сигнала (рис. 1.1).

Таким образом, установленное различие в строении аренов позволяет не только отличать нефти от конденсатов, но и прогнозировать наличие нефтяных оторочек либо свободной жидкой фазы, поступающей при опробывании скважин вместе с газом и конденсатом. Данный метод разработан в результате исследования флюидов, находящихся при пластовых давлении не выше 30 МПа и температуре до 10 °С. На рис. 1.2 представлеТаблица 1. пласты ны ИК-спектры конденсатов из месторождений, находящихся в более жестких термодинамических условиях. В конденсате месторождений Тасбулат и Астраханское пластовые давление и температура соответственно равны 60 МПа и 106 °С, 35 МПа и 130 "С (присутствует сложная ароматика). В конденсатах Ракушечного и Южно-Жетыбайского месторождений при таком же диапазоне пластовых температур, но давлении 26 МПа расширения сигнала при полосе поглощения 820 см" 1 не наблюдается.

Результаты исследований подтверждают вывод Я.Д. Саввиной (1962), что давление предопределяет состав аренов, а появление сложной ароматики в конденсатах ограничивает применяемость разработанного авторами критерия отличия нефтей от конденсатов.

На рис. 1.3 представлены ИК-спектры флюидов Даулетабадского месторождения: нефти скв. 50, интервал 2975 —3081 м, и конденсата скв. 56, интервал 2980 — 3086 м. В залежи при давлении 39,6 МПа и температуре 140 "С разница в структуре углеводородов различного фазового состояния исчезла. Выше, при рассмотрении характера изменения содержания аренов во фракциях нефтей и конденсатов и распределения углеводородов в ряду 1500-1620, 600-900 см" ). Среди последних наибольшее распространение имеют замещенные бензола (моно, би-тризамещенные), отмечено присутствие бициклических структур ароматических углеводородов, в основном нафталинового ряда (полоса поглощения 800 —900 см" ).

900 1100 1300 1500 1700 значительное количество ароматических структур сосредоточеДлина волны, см"' Рис. 1.2. Инфракрасные спектры конденсаДаулетабадского месторождения:

тов месторождений:

1 — Астраханского; 2 — Тасбулат; 3 — Ра- 1 — конденсат, интервал отбора 2980 — кушечного; 4 — Южно-Жетыбайского 3086 м; 2 — нефть, интервал отбора 2975 — рактер распределения аренов в дистиллатной части. Во фракции 122 — 150 °С количество аренов достигает 20 — 24 %, в вышекипящих 50-градусных фракциях ее количество либо остается на том же уровне, либо повышается до 26 —27 %, достигая 33 % во фракции 500 — 550 "С.

Для группового углеводородного состава нефтей и конденсатов Карачаганакского месторождения характерно преобладание класса нормальных алканов. Нафтеновые углеводороды во флюидах составляют небольшую часть, в структурном отношении обладают преимущественно циклогексановой структурой (полоса поглощения 970 см" 1 ). Характерно, что в составе аренов моноциклические (бензол, толуол, дизамещенные бензолы) имеют ограниченное развитие (полоса поглощения 690, 700, 750 — 660 см" 1 ), тогда как бициклические составляют основу класса углеводородов.

Анализ представленных материалов показывает, что ни по структурному составу углеводородов, ни по распределению ароматики по фракциям в глубокозалегающих месторождениях не получено отличия нефтей от конденсатов, а именно: при большой протяженности гомологического ряда (до С 28 — С32) низкомолекулярные соединения (С5 — С8) составляют около половины всего количества нормальных алканов, что позволяет отнести флюиды к конденсатам, характер же распределения аренов по фракциям и наличие в них бициклов придают изученным углеводородам признаки, присущие нефтяному веществу.

Таким образом, анализ фактического материала исследований глубокозалегающих залежей углеводородов показал, что свойства нефтей и конденсатов в них сближаются, поэтому однозначно определить тип залежи и прогнозировать фазовые превращения пластовых систем существующими методами не представляется возможным.

Природные газоконденсатные системы характеризуются большим многообразием условий нахождения, компонентного состава газовой фазы (углеводородной и неуглеводородной) и степени их насыщенности углеводородами С 5 +. Проведенный по отдельным регионам СНГ сравнительный анализ количественной и качественной характеристик углеводородов С 5 + в газоконденсатных залежах указал на тесную взаимосвязь состава, содержания конденсата в пластовом газе и термобарических условий нахождения последних. В целом же для пластовых газоконденсатных систем факторы, влияющие на количество и состав конденсатов, сложны и многообразны.

Количество конденсата в газоконденсатных залежах зависит от растворимости индивидуальных высококипящих углеводородных смесей в пластовом газе.

В природных условиях все факторы, действуя одновременно, оказывают друг на друга взаимовлияние и предопределяют содержание конденсата в пластовом газе. Так, при изучении закономерностей растворимости углеводородов С 5 + вниз по разрезу многопластовых месторождений установлено, что, несмотря на улучшение условий растворимости (рост, давления и температуры), из-за увеличения роли аренов в высококипящей фракции способность перехода С 5 + в газовое состояние снижается.

Существует тесная зависимость состава и количества углеводородов С 5 + от степени насыщенности залежей, значений соотношения начальных пластовых давлений залежей и гидростатических. В условиях аномально высоких пластовых давлений, несмотря на повышенную концентрацию аренов в составе углеводородов С 5 +, их содержание может быть высоким.

Только комплексный подход к изучению взаимовлияния всех факторов позволяет установить закономерности растворимости углеводородов С 5 + в природных пластовых системах и, следовательно, глубже понять особенности фазовых превращений газоконденсатных систем, наблюдаемых как в момент опробывания разведочных скважин, так и в процессе разработки газоконденсатных залежей.

Применение структурно-хроматографического метода изучения углеводородов позволило авторам книги [31] разработать во ВНИИГАЗе способ идентификации нефтей в случаях, когда залежь расположена на глубине до 3000 — 3500 м. На больших глубинах свойства нефтей и конТаблица 1. Физико-химическая характеристика жидкой фазы скв. 555 Зайкинского месторождения Температура (°С) отгона, % по объему:

Объемная доля, %:

Массовая доля, %:

денсатов сближаются. Тип залежи в этих случаях можно установить лишь ориентировочно и лишь путем тщательного лабораторного изучения особенностей фазовых превращений пробы флюида. Следует отметить, что в случае глубокозалегающих залежей обеспечение представительности пробы пластового флюида является весьма сложной исследовательской задачей.

Таблица /. Характеристика глубокозалегающих залежей флюидов Пластовые:

Молярная доля компонента в пластовой системе, %:

С5Н12 + ратура пластовой системы, *С В табл. 1.2, 1.5 и 1.6 в качестве примеров приведены характеристики пластовых флюидов глубокозалегающих залежей газоконденсатного и нефтяного типов, включая свойства конденсатов и нефтей (фракций пентан плюс вышекипящие).

1. Свойства газа и газового конденсата Природные смеси углеводородов состоят из многих десятков и даже сотен индивидуальных углеводородов, различающихся физико-химическими свойствами и представляющих как газы, так и жидкости, причем в стандартных условиях многие из последних переходят в твердую фазу.

В пластовых условиях в массообменных процессах в значительной степени проявляет себя селективность, обусловленная сложным составом углеводородных смесей. Одним из следствий сложного многокомпонентного состава природных углеводородных смесей на стадии формирования месторождений газоконденсатного типа является гравитационное разделение углеводородов, особенно заметное при значительных толщинах продуктивных отложений. Так, например, в пределах продуктивного пласта Карадагского газоконденсатного месторождения начальное содержание фракции С 5 + в пластовом газе изменялось от 145 г/м3 в своде до 214 г/м3 в приконтурных частях пласта. Аналогичным было начальное распределение углеводородов по толщине пласта и в других газоконденсатных месторождениях (Вуктыльском, Карачаганакском, Астраханском).

Вместилищем углеводородной залежи является поровое пространство пласта-коллектора, которое содержит в общем случае кроме углеводородов определенное количество воды; характеристика пластовых вод дается в конце данного раздела.

В зависимости от происхождения залежи смесь углеводородов имеет те или иные присущие только ей состав и свойства.

Состав углеводородной смеси влияет на распределение компонентов не только в одной фазе вследствие наличия гравитационного поля, но и между фазами в двухфазной системе вследствие изменения давления перехода системы из одно- в двухфазное состояние. Результаты обширных экспериментальных исследований по динамике констант фазового равновесия индивидуальных углеводородов позволяют судить об особенностях конкретных смесей углеводородов. Так, например, чем больше высокомолекулярных компонентов содержится в системе, тем ниже константы фазового равновесия фракции С 7 +, т.е. тем меньше потенциальное содержание конденсата в пластовой газовой фазе. Константы фазового равновесия углеводородных компонентов при прочих равных условиях зависят от характеристического фактора [47]. Особенно значительна разница в константах равновесия между углеводородами метанового ряда, с одной стороны, и углеводородами нафтенового и ароматического ряда, с другой стороны. В соответствии с результатами экспериментальных исследований, выполненных под руководством автора, повышение содержания в газоконденсатной системе промежуточных углеводородных компонентов метанового ряда (этана, пропана, бутанов) сверх равновесного для газовой фазы при определенных термобарических условиях приводит к смещению фазового равновесия в пластовой системе в сторону либо газовой, либо жидкой фазы, что можно использовать для создания технологических процессов воздействия на пласт с целью повышения компонентоотдачи [50].

Аналогичного характера смещение равновесия в двухфазной углеводородной системе наблюдается и при увеличении содержания в системе такого неуглеводородного компонента, как азот, причем в широком диапазоне изменения давлений и температур.

Известен также эффект высаждения фракции С 2 + при вытеснении "жирного" газа чистым метаном в области давлений, начиная от давления максимальной конденсации пластовой смеси и выше, что также может быть использовано при создании технологических процессов повышения компонентоотдачи пласта.

В еще более значительной степени, чем при изменении состава системы, могут происходить массообменные процессы при изменении в пласте термобарических условий. Так, разработка газоконденсатного месторождения на режиме истощения сопровождается ретроградной конденсацией смеси вплоть до давления максимальной конденсации, причем по мере снижения давления уменьшается содержание в газовой фазе фракции С 2 +, снижается ее молекулярная масса, плотность, изменяются групповой и компонентный состав и другие параметры.

При давлении максимальной конденсации (5 — 15МПа) в жидкой фазе находится преобладающая часть запасов углеводородов С 2 + (рис. 1.4). Экспериментальные исследования показали, что, напротив, увеличение давления в максимальной конденсации вследствие нагнетания тех или иных агентов в Рис. 1.4. Зависимость констант К, фазового равновесия н-алканов С, от давления р для газоконденсатной смеси с давлением схождения 34,3 МПа при температуре Пунктир — линия минимальных значений констант пласт способствует переходу углеводородов в газовую фазу. При существенном повышении давления возможен в принципе перевод пластовой системы в однофазное газовое состояние; практически не испаряются только высокомолекулярные асфальто-смолистые вещества (АСВ) и равновесная сорбированная породой часть углеводородной системы [32]. В связи с этим повышение давления, поддержание его на определенном уровне или замедление темпа снижения давления путем нагнетания в залежь газа — широко распространенный процесс, на котором основаны многие из предложенных и внедряемых на практике методов повышения углеводородоотдачи пласта.

Свойства пластовых смесей определяются совокупным проявлением свойств компонентов и зависят от особенностей межмолекулярного взаимодействия компонентов, образующих смесь.

Основные параметры компонентов природных газов приведены в табл. 1.7. Методы определения количественных значений этих параметров описаны в инструкции [17].

Таблица 1. Основные параметры компонентов природного газа Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт.ст.

Плотность при 0 °С и 760 мм рт.ст., кг/м Плотность при 20 °С и 760 мм рт.ст., кг/м Относительная плотность (по воздуху) Газовая постоянная, м/"С С /С ккдл/кг-°Р мической вязкости при 20 °С и 760 мм рт.ст., 10" 6 кг-с/м Фактор ацентричности молекул ш Параметры потенциалов:

ратура Г,,, К Критическое давлен и е Рцр, КГС/СМ Температура кипения Теплопроводность при 0 °С и 760 мм рт.ст., ккал/м • ч "С Продолжение табл. 1. при 0 °С и 760 ммрт.ст.

760 мм рт.ст., кг/м и 760 мм рт.ст., кг/м ность (по воздуху) м/'С Cp/Cv, ккал/кг'С при 20 *С и 760 мм рт.ст., 10~ кг-с/м ти молекул со Параметры потенциалов:

ратура Г.р, К Критическое давление Рцр, кгс/см 'кип' | Ч Теплопроводность при О ' С и 760мм рт.ст., ккал/м-ч-'С Продолжение табл. 1. при 0 ' С и 760 мм рт.ст.

760 мм рт.ст., кг/м и 760 мм рт.ст., кг/м ность (по воздуху) Газовая постоянная, 211, м/°С 0 'С и 760 мм рт.ст., 0, Cp/Cv, ккал/кг'С мической вязкости при 20 *С и 760 мм рт.ст., 10~6 кг-с/м Продолжение табл. 1. ти молекул со Параметры потенциалов:

ратура Г,р, К ние р, р, кгс/см Теплопроводность 0, при О ' С и 760 мм рт.ст., ккал/м-ч-'С Продолжение табл. 1. при 0 'С и 760 мм рт.ст.

760 мм рт.ст., кг/м 760 мм рт.ст., кг/м ность (по воздуху) ккал/кг-'С ческой вязкости при 20 'С и 760 мм рт.ст., 10~ 6 кг-с/м молекул ш Параметры потенциалов:

Критическое давление р,р, кгс/см т кип' к Теплопроводность при 0 *С и 760 мм рт.ст., ккал/м-ч-'С Термодинамические особенности газоконденсатных смесей хорошо иллюстрируются графиками поведения двухкомпонентной метан-гептановой (С,Н4 + н-С7Н16) смеси при изменении давления в системе. На рис. 1.5 представлены зависимости от давления содержания н-гептана при температуре 20 и 60 "С в равновесной газовой фазе. При давлениях выше 22 — 23 МПа смеси исследовавшихся авторами [5] составов находятся в однофазном состоянии: содержание н-С 7 Н 16 в газовой фазе максимально и неизменно, при изменении давления жидкой фазы не образуется, изменяется лишь плотность смеси, но не фазовое состояние. Уменьшение давления до давления начала конденсации и ниже приводит к образованию жидкой фазы, состоящей из н-гептана с растворенным в нем метаном, в отличие от сосуществующей газовой фазы, состоящей из метана с растворенным в нем н-гептаном. По мере снижения давления содержание н-гептана в газовой фазе уменьшается, а в жидкой фазе увеличивается. Это продолжается до тех пор, пока давление не упадет до давления максимальной конденсации н-гептана, составляющего для данных смесей около 7 МПа. При дальнейшем уменьшении давления массообменный процесс смещается в сторону испарения жидкой фазы, а поскольку содержание в ней н-гептана выше, чем в сосуществующей газовой фазе, последняя обогащается н-гептаном, причем в тем большей степени, чем ниже уровень давления;

эта область давлений называется областью нормального испарения.

Таким образом, термодинамика газоконденсатной смеси характеризуДавление, МПа Рис. 1.5. Зависимость потенциального содержания н-гептана в продукции от "пластового" давления.

Проницаемость: 1 — 0,04 • 10" 1 2 м 2, 2 — 1,49 • 10~ 12 м 2 ; 3 — сосуд PVT-соотношений; температура: 4 - 20 °С, 5 - 60 "С ется тремя областями давления: однофазного состояния; ретроградной конденсации; нормального испарения.

В природе достаточно часто встречаются газоконденсатные залежи, начальное пластовое давление в которых заметно превышает давление начала конденсации углеводородной смеси. К таким "недонасыщенным" относятся залежи месторождений Астраханского (недонасыщенность по давлению 14 МПа), Вуктыльского (4МПа), Восточно-Таркосалинского (8МПа), Харасавейского (4,7 МПа), Карачаганакского (10 МПа) и др.

В большинстве случаев, однако, давление начала конденсации пластового газа и начальное пластовое давление совпадают. Чаще всего это обусловливается наличием в залежи свободной жидкой углеводородной фазы, что означает, что пластовое давление, будучи равным давлению начала конденсации пластового газа, ниже давления начала конденсации пластовой смеси в целом. Область давлений, в которой пластовые массообменные процессы смещены в сторону ретроградной конденсации, достаточно хорошо исследована, поскольку именно при таких давлениях осуществляется во многих случаях разработка месторождений (режим истощения, см. раздел 4.1). На рис. 1.6—1.11 приведены зависимости от давления равновесного содержания компонентов С,Н4 —С 5 Н 1 2 +, а также молекулярной массы С 5 Н 1 2 + в газовой фазе газоконденсатной смеси (ГКС), моделирующей наДавление, МПа Рис. 1.6. Изменение содержания метана в газовой фазе при истощении системы, со- газовой фазе при истощении системы, содержащей газоконденсатную смесь Печоро- держащей газоконденсатную смесь ПКГКМ кожвинского ГКМ (ПКГКМ) Рис. 1.8. Изменение содержания пропана в Рис. 1.0. Изменение содержания «-бутана в газовой фазе при истощении системы, со- газовой фазе при истощении системы, содержащей газоконденсатную смесь ПКГКМ держащей газоконденсатную смесь ПКГКМ Рис. 1.10. Изменение содержания фракции Рис. 1.11. Динамика молекулярной массы пентаны плюс вышекипящие в газовой фазе фракции пентаны плюс вышекипящие в гапри истощении системы, содержащей газо- зовой фазе при истощении системы, содерконденсатную смесь ПКГКМ жащей газоконденстную смесь ПКГКМ турную пластовую смесь Печорокожвинского месторождения ПКГКМ (табл. 1.8). Графики построены по результатам экспериментов, выполненных на сосуде PVT-соотношений. Вид графиков — типичный для газоконденсатных смесей. Обращает на себя внимание резкое увеличение содержания компонентов С 2 Н 6 + в газовой фазе смеси после уменьшения давления до значений ниже давления максимальной конденсации. В табл. 1. приведены значения последних для всех компонентов смеси.

При разработке газоконденсатных месторождений нормальное испарение ретроградного конденсата наблюдается далеко не во всех случаях, поскольку эффект испарения проявляется лишь при достаточно высоких пластовых температурах (более 50 — 60 °С) и в коллекторах с не очень низкой проницаемостью. Низкопроницаемые пористые среды обусловливают гистерезисные процессы, смещая область давлений нормального испарения, так что она оказывается за пределами пластовых давлений, в которых осуществляется разработка продуктивного пласта, т.е. лежит ниже давления забрасывания последнего. Область нормального испарения газоконденсатных систем до настоящего времени исследована недостаточно. В то же время роль этой области давлений будет возрастать в связи с объективной необходимостью максимально понижать значения давлений забрасывания газоконденсатных месторождений.

Поэтому в настоящей работе достаточное внимание уделено изучению поведения газоконденсатных систем в области нормального испарения, в Состав модельной газоконденсатной смеси Печорокожвинского месторождения смеси, % (молярная доля) том числе при воздействии на пласт внешними агентами с целью повышения углеводородоотдачи.

Вступление многих российских ГКМ и НГКМ в завершающую стадию разработки поставило целый ряд вопросов, объединенных проблемой повышения углеводородоотдачи пласта на этой стадии и, в частности, на конечном этапе завершающей стадии. Приобрел практическое значение вопрос о возможности доизвлечения фракции С 2 + за счет процесса прямого испарения при давлениях ниже давления максимальной конденсации пластовой смеси. В связи с этим возникла необходимость более глубокого исследования процессов, происходящих в газоконденсатном пласте при низких давлениях. Автором с сотрудниками были выполнены эксперименты в сосуде PVT-соотношений и на физической модели пласта, результаты которых позволили более четко представить физику массообменных процессов при низких давлениях в газоконденсатном пласте, разработка которого осуществляется как на режиме истощения, так и с прокачкой внешнего агента. Подробно изучена селективность процесса испарения в этой области давлений. Эксперименты дали возможность предложить методы доразработки газоконденсатного пласта на конечном этапе завершающей стадии его эксплуатации и контроля за полнотой вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом.

При разработке газоконденсатного месторождения важно знать реологические характеристики пластовой углеводородной смеси как функцию текущего пластового давления, поскольку последнее меняется (снижается) по мере отбора запасов углеводородов, а разработка с поддержанием пластового давления, как будет показано ниже, является в отечественной практике лишь редким исключением.

Ниже на примере исследования пластовых флюидов ЗападноСоплесского ГКМ рассмотрены кратко методика и результаты измерения реологических параметров в условиях, соответствующих пластовым.

Западно-Соплесское газоконденсатное месторождение относится к сложным объектам разработки, поскольку продуктивный пласт залегает на глубинах до 4000 м и более, пластовая температура достигает и в некоторых случаях превышает 90 °С, крайне неравномерен темп падения давления по площади, скважины работают в широком диапазоне депрессий на пласт (1,5-20 МПа).

В пластовом флюиде содержатся тяжелые компоненты парафинового ряда, что может приводить к парафиноотложениям не только непосредственно в скважине и коммуникациях, но и в призабойных зонах.

Как известно, при разработке месторождений, содержащих нефтяную оторочку, к которым относится и ЗСГКМ, отмечается заметное превышение содержания жидких углеводородов в продукции скважин по сравнению с результатами соответствующих исследований газожидкостного равновесия рекомбинированных проб пластовых смесей. Этот факт объясняется тем, что или в пласте до начала его разработки присутствует рассеянная пластовая жидкость, или определенная часть пористой среды занята свободной углеводородной фазой. Подвижность такого флюида свидетельствует о том, что его фазовая насыщенность равна или превышает значения порога гидродинамической подвижности, что в условиях малопроницаемого пласта соответствует насыщенностям 30 — 40 % объема пор и выше.

Если в продукции скважин, работающих в центральной части месторождения, содержание С 1 7 + не превышает единиц процентов (до 8 %, массовая доля), то в жидкой углеводородной фазе коллектора количество парафинов может быть в несколько раз больше. Опасность массовой кристаллизации парафинов многократно возрастает для призабоиных зон эксплуатационных скважин, поскольку таким участкам коллектора присуще резкое уменьшение площади фильтрации и при выпадении равных количеств твердых углеводородов в удаленном от скважин фрагменте коллектора, и в окрестности скважины доля блокируемого сечения пористой среды в указанной зоне резко возрастает. Накопление высокомолекулярных соединений возможно в призабойной зоне в результате работы при высоких депрессиях, как это отмечалось для Карачаганакского НГКМ.

Из анализа литературных источников по химии нефти следует, что доминирующим фактором, влияющим на фазовое состояние парафинов, является температура. Исходя из того, что при температуре выше 40 — 50 "С парафин растворяется в нефти или смеси нефти и газоконденсата неограниченно, а ЗСГКМ характеризуется относительно высокими пластовыми температурами, можно предположить, что опасность массовой кристаллизации С 1 7 + в пласте-коллекторе невелика. Тем не менее ухудшение продуктивных характеристик скважин может наступать из-за пониженной подвижности пластовой жидкости вследствие значительного содержания в ней парафинов.

Эксперименты, проведенные применительно к условиям ЗСГКМ, показали значительное влияние парафинов, имеющихся в газоконденсатной смеси, которое выражается в ухудшении фильтрационно-емкостных свойств пористой среды независимо от того, в какой фазе находятся эти углеводороды. Выпадение в пласте жидких углеводородов, содержащих растворенные парафины, приводит к нарушению линейного закона фильтрации и появлению предельного градиента давления, что может приводить к полной остановке скважины. На Западно-Соплесском месторождении отмечается зависимость между повышенным содержанием парафина в продукции скважин и пониженными коллекторскими свойствами пласта, то есть чем ниже проницаемость участка пласта, тем больше осложнений может быть вызвано явлениями, сопутствующими повышенной парафинонасыщенности пластовой смеси.

Наиболее информативным параметром, который характеризует близость или удаленность состояния от критического (в фильтрационных критериях), является подвижность системы.

Исходя из этого, в качестве объекта изучения мы выбрали "фильтрационную" вязкость пластовых флюидов Западно-Соплесского ГКМ — физический параметр, рассчитываемый из формулы закона Дарси в предположении, что в конкретных условиях опыта эта формула справедлива.

В случае, когда в пористой среде происходит фильтрация флюида, обладающего в определенных условиях неньютоновскими свойствами, фильтрационную вязкость и параметр проводимости k/\i^ экспериментально можно определить с точностью до некоторых коэффициентов, которые определяют степень отклонения данной системы от течения жидкости, подчиняющегося закону Ньютона. Газовый конденсат и нефть ЗападноСоплесского ГКМ, имеющие в своем составе высококипящие углеводороды, в определенных термобарических условиях, очевидно, могут проявлять неньютоновские свойства, когда отсутствует прямая пропорциональность между скоростью деформации и напряжением сдвига.

Следовательно, экспериментально определенные величины фильтрационной вязкости и параметра проводимости являются функциями степени отклонения системы от ньютоновской:

где ц ф и А/Цф — фильтрационная вязкость и параметр проводимости для ньютоновской системы; ац и а^ ц — коэффициенты, определяющие степень отклонения системы от ньютоновской.

Для проведения исследований была разработана методика, спроектирована и построена портативная экспериментальная установка.

Установка (рис. 1.12) рассчитана на рабочие давления до 60 МПа и температуры до 100 "С. Основной частью установки является сменная насыпная измерительная модель пласта внутренним диаметром 0,4 см и длиной 100 см, расположенная в термостатируемом блоке. Корпусом модели служит трубка из нержавеющей стали, пористой средой — фракция кварцевого песка с размерами зерен 0,06 — 0,50 мм. Конструкция установки предусматривает оперативную смену моделей с различающимися коллекторскими свойствами. Песок предварительно тщательно промывали раствором соляной кислоты и дистиллированной водой с целью удаления глинистых частиц и органики. Такая операция выполнялась с целью получения гарантии, что равновесие в системе жидкость — порода не смещается под влиянием глинистых частиц в сторону твердой фазы.

В качестве термостата при монтаже установки использован блок распространенного хроматографа ЛХМ-8МД, что обеспечило портативность Рис. 1.12. Схема экспериментальной установки:

1 — контейнер-поджимка; 2 — пробоотборник с конденсатом; 3 — пресс измерительный;

4 — сосуд PVT-соотношений; 5 — измерительная модель пласта; б — термостат; 7 — сепаратор низкого давления; 8 — счетчик газовый; 9 — вентиль точной регулировки; 10 — манометр образцовый; 11 — дифманометр; 12 — вентиль игольчатый основного узла аппарата. Чтобы в этой термостатической камере разместить измерительную модель пласта, последнюю навивали на стандартный фиксирующий цилиндрический каркас для хроматографических колонок.

Перепад давления на модели пласта фиксировали дифференциальным манометром типа ДМ-3577 со вторичным прибором. При превышении перепада давления 0,4 МПа предусматривалась возможность контроля перепада по образцовым манометрам, которыми были оборудованы вход и выход измерительной модели пласта.

На основании результатов предварительной серии экспериментов с использованием дифманометра ДМ-3577 в качестве охранного элемента гидравлической части прибора, предотвращающего попадание флюида в дифманометр, установили разделительный дрип емкостью 50 см3, заполненный толуолом.

Рекомбинированные пробы сырого западно-соплесского конденсата готовили в сосуде PVT-соотношений данной установки. При помощи измерительного электропресса ИП-6 в сосуд подавали стабильный конденсат в количестве, рассчитанном при рабочем давлении загрузки 20 МПа. После этого в сосуд PVT подавалась равновесная газовая фаза при постоянном перемешивании магнитной мешалкой и постоянной температуре опыта 90 °С. После выдержки во времени давление доводили до величины, принимаемой за базовую в конкретной серии опытов.

Методика экспериментальных исследований заключалась в следующем.

После проведения подготовительных операций, предусматривающих промывку модели пласта набором углеводородных растворителей и продувку сухим газом (метаном) с целью регенерации свойств пористой среды, проводили загрузку сосуда PVT-соотношений 4 (см. рис. 1.12) рабочим флюидом. Затем сосуд разогревали до температуры эксперимента (90 °С) и выдерживали для равномерного прогрева и установления термодинамического равновесия в течение четырех часов. Для загрузки использовали следующее оборудование: измерительный пресс ИП-6 3 с пробоотборником 2, а также поршневой контейнер-поджимку /, необходимый для подачи в сосуд PVT или модель пласта сжатых углеводородных газов.

Окончив этот этап подготовки исходных условий опыта, начинали основную часть эксперимента по определению фильтрационной вязкости и параметра проводимости. Для этого из сосуда PVT-соотношений через разогретую в термостате 6 до рабочей температуры модель пласта проводили фильтрацию исследуемой системы.

Перепад давления, измеряемый дифференциальным манометром //, задавали игольчатым вентилем точной регулировки 9. Далее смесь, вышедшая из модели пласта, поступала в жидкостный сепаратор низкого давления 7, где система разделялась на жидкую и газовую фазы. Здесь проводили точный замер количества жидкости. Объем газовой фазы измеряли с помощью газового счетчика барабанного типа ГСБ-400 8.

Данные, полученные после достижения стационарного режима фильтрации (заданный перепад давления и скорости фаз постоянны), который поддерживался в течение четырех часов, использовались для расчета фильтрационной вязкости и параметра проводимости по формуле Дарси.

На следующем этапе устанавливали другую величину перепада давления, после чего операции и расчеты повторяли. Таким образом, после нескольких опытов по стационарной фильтрации исследователи располагали информацией о зависимости расчетных параметров от перепада давления, приведенного перепада давления (отношения перепада к общему фону "пластового" давления). Эти данные в последующем анализировали и строили соответствующие графические зависимости.

Экспериментальное и аналитическое определение фильтрационных и реологических характеристик флюида при пластовых давлении и температуре производилось с целью оценки гидродинамических условий фильтрации в разрабатываемой залежи.

Характеристики определяли как для однофазной газоконденсатной смеси — при высоком пластовом давлении, соответствующем начальным условиям залежи, — так и для равновесных фаз при давлениях, соответствующих двухфазной области. Компонентные составы равновесных фаз принимали на основании результатов термодинамических расчетов, используя разработанную специально математическую модель пластовой смеси Западно-Соплесского ГКМ. Поскольку предварительные термодинамические и геохимические (спектрографические) исследования свидетельствовали о существовании термодинамического равновесия в залежи на всех этапах ее разработки, включая начальные (до начала отбора газа и конденсата), при проведении расчетов принималось существование межфазного равновесия в системе. Экспериментальные и аналитические исследования дают близкие результаты. В процессе разработки на режиме истощения по мере снижения пластового давления газоконденсатная и нефтяная системы претерпевают глубокие фазовые превращения. При этом в газоконденсатной зоне увеличивается насыщенность порового пространства жидкой углеводородной фазой, в нефтесодержащей зоне, напротив, происходит дегазация нефти и снижение нефтенасыщенности порового пространства.

Одновременно с изменением относительных насыщенностей порового пространства по мере снижения пластового давления происходят изменения плотности и вязкости фаз (табл. 1.10—1.13, рис. 1.13 — 1.14). Плотность и вязкость газовой фазы уменьшаются, жидкой фазы, наоборот, увеличиваются, что приводит к резкому увеличению относительной плотности и относительной вязкости жидкой фазы. Следствием таких изменений фазовых насыщенностей, плотности и вязкости фаз является очень значительное ухудшение гидродинамической подвижности жидкой углеводородной фазы и смеси в целом за счет соответствующей динамики фазовых проницаемостей флюидов.

Таблица 1. Основные данные экспериментов по фильтрации проб флюидов газоконденсатной залежи Западно-Соплесского ГКМ да СКВ. б.

масса фракции С 5 + 140,0 г/моль Продолжение табл. 1. масса фракции С 5 + 113,8 г/моль 104,3 г/моль масса фракции С 5 + 100,1 г/моль да СКВ. масса фракции С 5 + 171,7 г/моль 146,4 г/моль ' ВЯЗКОСТ!> определена вибрационным Таблица 1. Основные данные экспериментов по фильтрации проб флюидов жидкостной зоны Западно-Соплесского ГКМ ' Молекулярная масса жидких углеводородов 197,8 г/моль. Средняя вязкость, эксперимент (расчет): 0,5115 (0,490) мПа-с.

Молекулярная масса жидких углеводородов 199,8 г/моль. Средняя вязкость, эксперимент (расчет): 0,5111 (0,490) мПа-с.

0,4 -5, Рис. 1.13. Относительная плотность флюи- Рис. 1.14. Относительная вязкость флюидов дов Западно-Соплесского ГКМ (ЗСГКМ) в ЗСГКМ в условиях, соответствующих пласусловиях, соответствующих пластовым товым (газоконденсатная зона) (газоконденсатная зона) Относительная плотность флюидов ЗСГКМ Относительная вязкость флюидов ЗСГКМ в пластовых условиях (расчетные значения) в пластовых условиях (расчетные значения) Все изложенное выше объясняет ухудшение эксплуатационных характеристик продуктивных скважин в процессе разработки залежи, во многих случаях вплоть до прекращения отборов продукции. Это обстоятельство следует рассматривать в качестве определяющего при оценке перспектив воздействия на пласт Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения с целью повышения углеводородоотдачи.

Сопутствующие флюиды (рассеянные жидкие углеводороды, нефть, связанная и пластовая вода) В большинстве случаев в продуктивном газовом пласте поровое пространство частично занято другими флюидами. Это рассеянные жидкие углеводороды (РЖУ), нефть, связанная и пластовая вода. Количество сопутствующих флюидов и пространственное их распределение в поровом пространстве пласта-коллектора определяются особенностями образования залежи.

1.3. Рассеянные жидкие углеводороды, нефть Результаты газоконденсатных исследований скважин, исследований проб пластовых флюидов, изучение кернового материала, экспериментальные исследования нефтегазоконденсатных систем, а также практика разработки газоконденсатных месторождений свидетельствуют о наличии в газоконденсатной зоне продуктивных пластов жидкой углеводородной фазы еще до начала разработки месторождений.

Так, при выполнении газоконденсатных исследований и одновременно с ними исследований проб пластовых флюидов [22] в ряде случаев на форсированных режимах работы скважин отбор жидкофазных углеводородов превышает равновесное для двухфазной смеси количество, а молекулярная масса и плотность этих углеводородов указывают, что в составе продукции присутствует не просто выпавший газовый конденсат, а именно РЖУ (разумеется, такой вывод делается после исключения других вероятных версий для объяснения данного факта, например, за счет выноса свободной жидкости, находящейся на забое скважины). Далее, при физикохимических исследованиях образцов керна, отобранных в процессе бурения из продуктивной части разреза, обнаруживается, что экстракт представляет собой высокомолекулярную жидкость нефтяного типа, которая не может являться газовым конденсатом. Результаты экспериментов, выполняемых с целью изучения фазовых и термодинамических особенностей нефтегазоконденсатных смесей, свидетельствуют также о том, что поведение типичной для месторождений смеси при фазовых превращениях может быть объяснено только присутствием в системе свободной жидкой фазы при условиях, соответствующих типичным начальным условиям нефтегазоконденсатных систем [30]. Наконец, широко известны результаты разработки нефтегазоконденсантных месторождений, когда поступление в составе продукции скважин высокомолекулярной темной жидкости доказывает вовлечение в процесс фильтрации в пласте углеводородной фазы типа РЖУ, что обусловлено либо относительно высокой насыщенностью пласта РЖУ, либо преодолением порога гидродинамической подвижности жидкой углеводородной фазой благодаря суммированию насыщенностей РЖУ и выпавшего конденсата, либо, наконец, вымыванием РЖУ законтурной водой при внедрении последней в залежь [32].

Одним из первых промысловых свидетельств наличия в газонасыщенной зоне пласта РЖУ являются данные А. Г. Дурмишьяна об опережающем снижении дебитов газа по сравнению с дебитами углеводородной жидкости (нефти) при эксплуатации в 60-е годы горизонта VI3 Карадагского ГКМ.

Автор [7] объясняет это двухфазным состоянием пластовой углеводородной системы с самого начала разработки и оценивает по керновым данным начальное содержание РЖУ в коллекторах горизонтов VI—VIII месторождения в 30 — 70 % объема пор. Интересные данные о естественном вовлечении в разработку совместно с выпавшим конденсатом РЖУ содержатся в работах И.А.Леонтьева, В.И.Петренко, Г.В.Рассохина [22, 38], посвященных анализу эксплуатации ГКМ Северного Кавказа и других газодобывающих регионов. Авторами показано, что отбор части РЖУ происходил, например, на начальной стадии эксплуатации Ленинградского, Степновского, Восточно-Камышанского, Оренбургского месторождений и на завершающей стадии эксплуатации Березанского, Мирненского и других ГКМ. Однако лишь по некоторым месторождениям Краснодарского края объемы добычи РЖУ имели промышленное значение. Так, на Староминском ГКМ в 1960—1974гг. дополнительная добыча углеводородов благодаря поступлению части РЖУ в скважины составила 134 тыс. м3 [22]. В большинстве случаев РЖУ извлекаются только как незначительная по содержанию примесь в составе пластового газового конденсата [34, 35].

Физико-химические особенности газоконденсатных систем, содержащих до начала разработки жидкую углеводородную фазу, впервые исследовали К.В. Покровский и его сотрудники [37]. Например, этими исследователями было установлено, что в залежах VII—VIII горизонтов Карадагского ГКМ давление начала конденсации пластовой смеси точно равно начальному пластовому давлению. Факт равенства давлений свидетельствовал о наличии в пласте жидкой углеводородной фазы, что подтверждалось обнаружением РЖУ в кернах из газоконденсатных зон пластов и открытием нефтяной оторочки; наличие РЖУ в системе, в свою очередь, свидетельствовало о повышении давления начала конденсации системы при наличии жидкой углеводородной фазы. Изучение рекомбинированных проб пластовой газоконденсатной смеси залежи VII горизонтов Карадагского ГКМ в сосуде PVT-соотношений показало, что в присутствии РЖУ нефтяного типа процесс истощения системы сопровождается вдвое более интенсивной конденсацией углеводородов, нежели в отсутствие нефти; несколько интенсифицируется относительная конденсация наиболее тяжелых компонентов фракции С 5 + (молекулярная масса С 5 + в газовой фазе при наличии 18,5 % (по объему) нефти в системе на 2,5 — 5 % меньше, чем в отсутствие нефти).

Особенности фазового поведения и углеводородоотдачи газоконденсатных пластов, содержащих рассеянные жидкие углеводороды, изучали М.Т. Абасов, А.Г. Дурмишьян, А.Г. Ковалев, Н.Г. Куликова, P.M. Кондрат, И.А. Леонтьев, В.А. Николаев, Ф.Г. Оруджалиев, В.И. Петренко, Г.В. Рассохин, К.В.Покровский, М.С. Разамат и другие исследователи [1, 7, 18, 19, 22, 32, 37]. Установлено, что при наличии РЖУ компонентоотдача пласта на начальных стадиях разработки понижена по сравнению с пластом, лишенным РЖУ. На более поздних стадиях разработки текущая компонентоотдача определяется близостью насыщенности пласта РЖУ к порогу гидродинамической подвижности. При значительном содержании РЖУ возможно возникновение двухфазной фильтрации благодаря суммированию насыщенностей РЖУ и ретроградного конденсата. В этом случае в фильтрацию вовлекается часть ранее не двигавшейся углеводородной жидкости и углеводородоотдача пласта может возрасти. В общем случае, однако, практически всегда существует проблема вовлечения РЖУ в фильтрацию и повышения компонентоотдачи пласта, содержащего такие углеводороды.

Эксперименты свидетельствуют о существовании двойной обратной конденсации в системах, в которых один из компонентов представляет собой полярное вещество [5, 55]. Явление двойной обратной конденсации наблюдали С.Н. Бузинов и В.А. Николаев в совместных с М.А. Оприц исследованиях [3] на установке УФР-1 фазового поведения рекомбинированных проб глубокозалегающего ГКНМ Булла-Море (VII горизонт) — в этом случае в качестве полярного компонента выступали асфальтосмолистые вещества (АСВ), причем ввиду слабой растворимости АСВ в углеводородной смеси часть фазы наблюдалась как отдельная более темная и более тяжелая масса даже при давлениях свыше 70 МПа и температурах порядка 100 °С (начальное пластовое давление в залежи составляло от 45 до 55 МПа).

Этот факт свидетельствует о том, что до начала разработки ГКМ содержащиеся в нем РЖУ могут представлять сложную систему с гравитационным расслоением в соответствии с явлением двойной обратной конденсации.

Следует отметить физико-химическое сходство в конце разработки залежи на режиме истощения таких флюидов, как смесь РЖУ с выпавшим конденсатом газонасыщенной зоны и дегазированная до давления забрасывания нефть зоны нефтяной оторочки: оба флюида имеют близкую или равную критической насыщенность, близкие химический и групповой составы, хотя нефть оторочки имеет несколько более высокие среднюю молекулярную массу, плотность и содержание асфальто-смолистых веществ.

1.3. Связанная и пластовая вода Часть порового пространства углеводородсодержащих коллекторов занята водой, в большей или меньшей степени минерализованной.

В общем случае воды подразделяются на собственные продуктивных пластов (подошвенные, краевые, остаточная), посторонние — верхние и нижние, залегающие вне пределов углеводородсодержащего пласта, и промежуточные.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды могут залегать и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих продуктивных пластов.

Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом продуктивном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже продуктивного пласта.

Продуктивные пласты содержат также воду в углеводородсодержащей части залежи. Эту воду, оставшуюся в залежи со времени ее образования, называют остаточной. Связанные между собой водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и всякие изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния окружающей залежь водоносной части резервуара. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим углеводороды из пласта в процессе его разработки.

Большое значение для подсчета запасов углеводородов, проектирования разработки месторождений и осуществления различных мероприятий по воздействию на пласт имеет изучение свойств и закономерностей распределения остаточной воды в пористой среде, содержание которой может колебаться от десятых долей до 70 % от объема пор.

Состояние остаточной воды и начальное распределение жидких и газообразных углеводородов и воды в пористой среде пласта определяются многими свойствами пористой среды и пластовых жидкостей — структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.

Начальное распределение углеводородов и остаточной воды в пористой среде пласта имеет чрезвычайно важное значение в процессах фильтрации флюидов в пористой среде и вытеснения углеводородов из пласта.

Молекулярная природа поверхности коллекторов зависит от количества, состава и состояния остаточных вод.

Существенное влияние распределение остаточной воды в поровом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для газообразных и жидких флюидов. Многие другие явления, происходящие в пласте, а именно: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество и формы существования углеводородов, остающихся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, во многом также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении месторождений углеводородов предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а углеводороды, по-видимому, появились в пласте в более поздний период. Как отмечалось, вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть полностью удалена из пласта при образовании залежи, и часть ее оставалась в виде остаточной.

По вопросу о том, в каком виде остаточная вода находится в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании [4]:

1) капиллярно связанной воды, находящейся в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды;

молекулы адсорбированной воды ориентированы; по свойствам адсорбированная вода значительно отличается от свободной;

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре, захваченной механически; ограничивается менисками на поверхностях раздела вода — нефть (конденсат), вода —газ.

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного определения ее разных видов, так как недостаточно хорошо известно распределение воды и углеводородов в пористой среде.

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств, например, нефтесодержащих пород, покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М.М. Кусакова и Л.И. Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно-удержанном состоянии. При этом свойства воды имеют решающее влияние на состояние связанной воды. Увеличение концентрации солей в жесткой остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, приводит в последующем к увеличению степени гидрофобизации твердой фазы нефтью из-за десольватирующего (т.е. разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно-удержанном и пленочном состоянии.

Опытами М.М. Кусакова доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 5 10~ см.

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей.

На рис. 1.15 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов.

Приведенные кривые не универсальны. Для пород с иной структурой пор и содержащих другие количества глинистого материала зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости может количественно отличаться от приведенных. Однако характер зависимости в большинстве случаев тот же — с увеличением проницаемости количество остаточной воды в породе уменьшается.

В пластовой воде присутствует в растворенном состоянии большое количество составных минеральных частей в различных концентрациях.

Лишь немногие вещества входят в состав растворов. Это катионы Na', Са", Мд" и анионы СГ, СО 3 " + НСО 3 ', SO4". Остальные вещества присутствуют в воде в незначительных концентрациях. В пластовых водах были встречены следующие катионы и анионы: К\ NH 4 ', Li', Sr", Ba", V ', Mn", Fe", BO3', F', Г, Вг7, SiO2'.

Аналитические данные по составу и количеству перечисленных веществ в водах редки и несопоставимы по точности. Мы ограничимся в дальнейшем только шестью основными составными минеральными частями. Каждый анализ соленой воды выражается шестью показателями концентраций по отношению к основным минеральным составляющим. Рекомендуется изображать результаты анализов в виде двух треугольников концентраций — один для катионов, другой для анионов. Для этого показатели концентрации в г/л пересчитывают в мол/л и мол-экв/л. Так как второстепенные составные минеральные части не участвуют в анализе, то почти во всех случаях для получения правильного анализа количество катион-экв/л должно соответствовать количеству анион-экв/л при условии, что пластовая вода не является сильно щелочной или очень кислой. Тогда число эквивалент-катионов и анионов делят на 100 и определяют в абсолютных цифрах эквивалент-проценты для катионов и анионов. Соответственно числу процентов находят для каждого вида воды точку в концентрационных треугольниках катионов Na —Са —Мд и анионов С1 —SO4 —СО 3 + НСО 3. Чтобы установить абсолютное содержание растворенных ионов, следует вычислить сумму присутствующих катион-экв/л раствора.

Графическое изображение анализов воды в виде концентрационного треугольника очень наглядно и ясно. Этим методом можно объединить также большое количество анализов для определения содержания в водах катионов как характерного параметра.

Примером таких сводных анализов является рис. 1.16, где сопоставляется содержание катионов в пластовых водах Соединенных Штатов Америки. Содержание Мд во всех водах не превышает 10 % экв, а основная масса катионов находится в ряду Na —Са —Мд. Величина отношения Na/Ca сильно колеблется. Наивысшее содержание Са встречено в водах юрских Рис. 1.15. Зависимость остаточной водонасы- Рис. 1.16. Содержание катионов в пластовых щенности пород (содержания связанной водах нефтяных месторождений Северной 1 — мелкозернистые пески; 2 — среднезерТехас; 2 — третичные отложения, Калифорнистые пески; 3 — крупнозернистые пески, хома и Канада; 4 — миссисипские отложеразличных участков Туймазинского нефтяния Аппалачей; 5 — юрские известняки, Арного месторождения; б — известняки Новоканзас; б — юрские известняки Арканзаса;

степановского месторождения; 7 — известМ — морская вода няки Карташевского месторождения водах палезойских пород Иллинойса:

1 — миссисипские отложения; 2 — отложения девона-силура; 3 — отложения ордовика; М — морская вода известняков Смаковер. Низкое содержание Са отмечается в третичных слоях Калифорнии и меловых песчаниках Техаса, вудбайн.

Аналогичную картину дает распределение катионов в водах нефтяных месторождений Иллинойса. На рис. 1.17 приведены сводные данные анализов вод из средней части бассейна Иллинойса, графство Марион. Содержание растворенных катионов по всем анализам в среднем составляет примерно 2,0 экв/л. Воды отобраны с глубин от 500 до 1500 м. Анионы на 99 % состоят из хлора.

Анионный состав пластовых вод характеризуется, как правило, резким преобладанием С1 (рис. 1.18).

На завершающей стадии разработки нефтегазоконденсатных месторождений, как правило, происходит внедрение пластовых вод в продуктивную часть коллектора. Результатом является повышение водонасыщенности обводнившихся и близких к ним зон порового пространства залежи, в том числе и участков, где начальная водонасыщенность не превышала единиц процентов. Такой процесс, очевидно, влияет на перераспределение установившегося положения фаз в пористой среде, усиливая роль водонасыщенности.

Опыт разработки газоконденсатных месторождений в условиях обводняющегося пласта российские специалисты стали приобретать с 1962 г., когда началось массовое обводнение скважин на Ленинградском, Каневском, Кущевском и других месторождениях Краснодарского края. В обооа Рис. 1.18. Анионный состав пластовых вод месторождения Штокштадт (Германия):

1 — пехельборнские слои, олигоцен, 1800-1700 м; 2 - гидробиенские слои, миоцен, 1600 — 800 м; 3 — раннетретичные слои, миоцен + плиоцен, 600 — щем случае результатом обводнения разрабатываемой залежи является снижение газо- и конденсатоотдачи из-за защемления ГКС в пористой среде, выход из строя или по меньшей мере ухудшение продуктивных характеристик скважин. На практике последствия обводнения можно компенсировать регулированием фронта продвижения пластовых вод различными методами при условии качественного контроля динамики продвижения вод.

Информация о потенциальном внедрении воды в природную залежь важна как при проектировании разработки, так и на последующих стадиях эксплуатации месторождения. На поздней стадии разработки применяются разнообразные способы повышения углеводородоотдачи пласта, эффективность которых зависит от отношения необводненной и обводненной площадей залежи и перемещения контурных и подошвенных вод.

В процессе эксплуатации Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, начавшейся в октябре 1968 г., отмечаются водопроявления, связанные с поступлением к забоям скважин пластовых вод и получением в продукции пласта конденсата водяного пара.

С начала эксплуатации месторождения до 1975 г. обводнения скважин не наблюдалось. Применяемые гидродинамические методы контроля за водопроявлениями указывали на наличие в составе продукции лишь конденсационных и техногенных вод. С 1975 г. на месторождении начались регулярные водопроявления.

На степень и характер продвижения пластовых вод в залежь влияет неоднородность разреза, сложенного породами с различной степенью трещиноватости, уплотненности, закарстованности и глинистости. Вода поступает неравномерно как по площади, так и по разрезу. Основные пути внедрения воды проходят в средней части продуктивной толщи, представленной в основном карбонатами в интервале от верхневизейских до московских отложений. В этом разрезе содержатся высокопроницаемые закарстованные интервалы, наиболее опасные в смысле внедрения воды и, кроме того, зоны повышенной трещиноватости.

Проведение широкомасштабных солянокислотных обработок способствует фильтрации пластовых вод, поскольку это может приводить к образованию новых путей продвижения воды в результате растворения карбонатов по карстовым каналам, порам и трещинам. В 1975 г. с водой работали три скважины с дебитами до 5 м3/сут. В 1976 г. число таких скважин увеличилось до одиннадцати. За период 1975—1977 гг. суммарные объемы добытых пластовых вод возросли от 1,3 до 19,4 тыс. м3/год, а в 1978 — 1979 гг. снизились до 11,1 тыс. м3/год. Указанное снижение общих объемов поступления пластовой воды объясняется остановкой скв. 33 и 140, в продукции которых выносились до 45 м3/сут воды. Кроме того, в нескольких скважинах, работающих с пластовой водой, в этот период замеров дебитов не производилось, а по другим скважинам были снижены депрессии.

В последующие годы отмечалось закономерное увеличение числа скважин, работающих с водой, и общих объемов воды. Так, в течение 1980 г. число таких скважин увеличилось до 23. Далее приведены данные о водопроявлениях за период с 1975 по 1980 г.

Число скважин, работающих К концу этого периода суммарные объемы добываемой воды незначительны, поскольку количество конденсационных вод (31,9 тыс. м3) превышает объем пластовой воды (22,7 тыс. м3).

Внедрение пластовых вод в залежь, усилившееся с 1984 г., вызвало ухудшение продуктивности скважин и увеличение темпа падения пластового давления. До 1984 г. давление снижалось в основном равномерно со средним темпом 0,15 —0,25 МПа в месяц (по скважинам северного купола).

Скважины южного купола, вводимые в эксплуатацию с 1973 г., показали более высокий темп понижения пластового давления из-за разницы отношений отборов к запасам и ограниченной гидродинамической связи между куполами.

В 1984—1985 гг. темп падения давления возрос до 0,3 —0,4 МПа в месяц, а по некоторым скважинам достиг 1 МПа в месяц. К 1986 г. наибольший темп падения давления отмечался по скважинам УКПГ-4, где практически все скважины содержали в продукции пластовую воду, что объясняется хорошими коллекторскими свойствами пористой среды в направлении выхода на газоводяной контакт. По-видимому, основной причиной повышения темпа падения давления следует считать отключение части запасов углеводородов от. зоны дренирования в результате избирательного продвижения пластовых вод.

С 1985 по 1989 г. основная область обводнения сформировалась от скв. 26 до 188, далее — в восточном направлении и на запад от скв. 188 за счет обводнения скв. 7, 129 и 133. Проявился также локальный очаг обводнения в районе скв. 101.

По залежи со стороны восточного крыла сформировалась обширная зона обводнения по карбонатным отложениям верхневизейского и московского ярусов. Обнаружено появление воды на все более высоких отметках, в ряде случаев на 300 м выше ГВК (минус 3350 м), что говорит об увеличении темпов продвижения пластовых вод за последний период.

Кроме того, получена информация об обводнении значительной части продуктивной толщи не только в зоне дренирования отдельных работающих скважин, но и на межскважинном пространстве. Об этом свидетельствует получение притока воды при испытании ряда скважин с рабочими интервалами, расположенными выше ГВК.

Для контроля за водопроявлениями на месторождении используется в основном гидрохимический метод, впервые применяемый на газоконденсатных месторождениях Кубани и впоследствии усовершенствованный.

Такой метод позволяет определять момент появления воды на забое скважины, тип обводнения и динамику процесса. Кроме того, по гидрохимическим данным осуществляется прогноз обводнения конкретных скважин, что позволяет выработать оптимальный технологический режим их эксплуатации. Возможности метода этим не исчерпываются.

Основа применения метода — различие состава вод разных типов, таких как пластовые, техногенные и конденсационные.

Наиболее отличаются по химическому составу пластовые и конденсационные воды. Первые представлены концентрированными растворами хлорида натрия с минерализацией до 270 г/л. Пластовые воды подразделяются на краевые и подошвенные.

Краевые воды Вуктыльского НГКМ имеют хлоридно-натриевый состав (минерализация 240 —270 г/л). Плотность вод — 1,16—1,18 г/см3, а содержание бромидов неколько меньше по сравнению с подошвенной водой (40 - 185 мг/л против 250 - 612 мг/л).

Подошвенные воды представлены крепкими хлоридно-натриевыми рассолами с минерализацией 217 —270 г/л (плотность 1,15— 1,18 г/см3). Содержание йода в подошвенных и краевых водах составляет соответственно 12-16 и 2,5-5,8 мг/л.

Конденсационные воды — это водяной пар, растворенный в пластовой газовой углеводородной фазе, конденсирующийся при поступлении в скважину. В основном такие воды имеют весьма низкую минерализацию, но в определенных термобарических условиях (при высоких делениях и температурах) могут иметь в своем составе соли. На химический состав конденсационных вод влияют техногенные воды (например, фильтрат бурового раствора), примеси пластовых вод, в том числе связанная вода. Типичными для Вуктыла считаются конденсационные воды с минерализацией до 1 г/л, а в отдельных случаях — до 10 г/л. Гидрохимическая характеристика основных типов пластовых вод Вуктыльского НГКМ приводится в табл. 1.14.

В результате анализа гидрохимических показателей, получаемых по мере разработки месторождения, выявлена динамика химического состава воды, содержащейся в продукции скважин. Основной тип попутных вод — слабоминерализованные (до 10 мг/л) смеси конденсационных вод и в меньшей степени фильтрата бурового раствора и продуктов реакций, происходящих при солянокислотных обработках. Отмечается тенденция к постепенному уменьшению доли извлекаемых объемов воды, содержащих конденсационные и техногенные воды с увеличением относительных объемов пластовых вод или смесей с преобладанием последних.

В соответствии с проектом "Конденсат-2" на опытном участке УКПГограниченном по площади скважинами 7, 127, 128, 150, 254 и 133, в продуктивные отложения московского яруса закачивается сухой тюменский газ. В качестве нагнетательных используются скважины 128, 270, 269 и 273.

Эксплуатационные скважины опытного участка — 150, 127, 158, 129, 7, 151, 130, 131, 100 и 133. Структурная карта опытного участка изображена на рис. 1.19.

Таблица 1. Характеристика попутных вод Вуктыльского НГКМ Минерализация, г/л 217-170, реже до 285 240-270 В основном < Отношения:

Содержание, мг/л:

Рис. 1.19. Структурная карта опытного участка в районе УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ.



Pages:     || 2 | 3 | 4 | 5 |
Похожие работы:

«Л-ФАРАБИ АТЫНДАЫ АЗА ЛТТЫ УНИВЕРСИТЕТІ ЫЛЫМИ КІТАПХАНА Кітап леміндегі жаалы Новости в мире книг Ай сайын шыатын / Ежемесячный бюллетень ОБРАЗОВАНИЕ. НАУКА. КУЛЬТУРА Жизнь в пространстве СНГ глазами молодых фотографов: альбом / Межгос. фонд гуманит. сотрудничества государств - участников СНГ (МФГС).- М.: ИПК ИТАР-ТАСС, ОБЩЕСТВЕННО-ПОЛИТИЧЕСКАЯ 2010.- 122 с.: фот. ЛИТЕРАТУРА Интеллектуальный прорыв в будущее: материалы междунар. науч.-практ. конф. / М-во Политика культуры РК, КазНУ им....»

«1 2 Ибрагимов И. М. и др. И 15 Цветные камни Киргизии/ И. М. Ибрагимов, В. Ф. Малышев, В. Н. Михайлев.— Ф.: Кыргызстан, 1986.—96 с. — (Человек и природа). В книге впервые освещаются данные о цветных камнях республики (строительнооблицовочные и поделочные камин). Приводятся краткие сведения о геологии месторождений, закономерностях нх размещения и т. д. Описаны физикомеханические и декоративные свойства цветных камней. Рассчитана на широкий круг специалистов: геологов, архитекторов, строителей,...»

«ЛАЗЕРНАЯ НАРУЖНАЯ РЕКЛАМА компания LightWorks Усачев Антон генеральный директор 8 (926) 369 54 05 [email protected] Москва, май 2009 СОДЕРЖАНИЕ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЕ РЕЗЮМЕ ОБЗОР РЫНКА НАРУЖНОЙ РЕКЛАМЫ МИРОВОЙ РЫНОК НАРУЖНОЙ РЕКЛАМЫ СТРУКТУРА МИРОВОГО РЫНКА НАРУЖНОЙ РЕКЛАМЫ РОССИЙСКИЙ РЫНОК НАРУЖНОЙ РЕКЛАМЫ ОСНОВНЫЕ РЕКЛАМНЫЕ ФОРМАТЫ ДЕТАЛИЗАЦИЯ РОССИЙСКОГО РЫНКА НАРУЖНОЙ РЕКЛАМЫ АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОГО РЫНКА НАРУЖНОЙ РЕКЛАМЫ ДИНАМИКА РОСТА СЕГМЕНТОВ РОССИЙСКОГО РЫНКА ИННОВАЦИИ В НАРУЖНОЙ...»

«ФГБОУ ВПО Оренбургский государственный педагогический университет Положение о процессе СМК-П-6.2.1-02 О КУРСОВОЙ РАБОТЕ/КУРСОВОМ ПРОЕКТЕ СТУДЕНТОВ УТВЕРЖДАЮ Ректор ФГБОУ ВПО Оренбургский государственный педагогический университет С.А. Алешина 24 марта2014 г. СИСТЕМА МЕНЕДЖМЕНТА КАЧЕСТВА ПОЛОЖЕНИЕ О КУРСОВОЙ РАБОТЕ/КУРСОВОМ ПРОЕКТЕ СТУДЕНТОВ СМК-П-6.2.1- Дата введения: 24.03.2014 г. Оренбург, Должность Фамилия/Подпись Дата Разработал Начальник УМУ Сизинцева Н.А. Без подписи документ действителен...»

«Сергей Абашин Институт этнологии и антропологии Российской академии наук (Москва) [email protected] Культурные процессы и транскультурные влияния в современной Центральной Азии Вопросы и цели настоящей записки О чём настоящий текст? Каковы амбиции её автора? Предварительные пояснения должны сформировать у читателя определённые ожидания и предупредить возможные разочарования. Главная моя цель – дать объёмную характеристику состояния дел в культуре центральноазиатских обществ после обретения...»

«МИНСКИЙ НИИ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ И ПОЛИТИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СВОБОДНЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ЗОН (НА ПРИМЕРЕ СЭЗ МИНСК) Минск, 2002 г. 2 Авторский коллектив: Бобков В.А. – член-корреспондент НАН Беларуси Лученок А.И. – доктор экономических наук Рубанов А.В. – доктор социологических наук Маркусенко М.В. – кандидат экономических наук Булко О.С. – кандидат экономических наук Шулейко О.Л. – кандидат экономических наук Филончик О.В. Карловская Г.В. Любан В.В. Шпортюк...»

«0 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ТУРИЗМА И СЕРВИСА Филиал ФГБОУ ВПО РГУТиС в г. Махачкале Кафедра туризма и сервиса ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: Разработка мероприятий по развитию рекреационных услуг на муниципальном уровне (на примере г. Избербаш) по специальности: 080504.65 Государственное и муниципальное управление Курбангалиева...»

«Издание для Киева 2014 Русский язык Рекомендации Небольшие действия для больших перемен 100 полезных действий Флориан Эйро 1 Цель данной книги — познакомить читателей с действиями, направленными на устойчивое развитие и более внимательное отношение к окружающей среде. Почему важно интересоваться окружающей средой? Самый простой ответ — закон действия и противодействия. Чем сильнее мы загрязняем планету, тем серьезнее будут последствия для нашего здоровья и для окружающей среды. И действительно,...»

«200 МИФОВ СТАЛИНЕ А.Б. Мартиросян СТАЛИН после войны. 1945—1953 годы Москва Вече 2007 ББК 63.3(2)631 М29 Мартиросян А.Б. М29 Сталин после войны. 1945 —1953 годы / А.Б. Мартиросян. — М. : Вече, 2007. — 448 с. — (200 мифов о Сталине). ISBN 978-5-9533-2235-5 Существует огромное количество демократических мифов о политике Советского Союза под руководством И.В. Сталина в первые годы холодной войны. Между тем именно лидеры Запада с грохотом опустили железный занавес, а затем разработали мно­ жество...»

«СОВРЕМЕННАЯ ЭКОНОМИКА: ПРОБЛЕМЫ, ТЕНДЕНЦИИ, ПЕРСПЕКТИВЫ, № 6, 2012 ГОД УДК 336 (075.8) Панягина Ася Евгеньевна Муромский институт (филиал) ПОДХОДЫ К ПОНИМАНИЮ Владимирского государственного И КЛАССИФИКАЦИИ университета имени Александра РИСКОВ Григорьевича и Николая Григорьевича Столетовых к.э.н., доцент кафедры экономики e-mail: [email protected] Аннотация. В статье дана попытка показать, каким образом в процессе идентификации и анализа рисков находят применение такие базовые положения теории...»

«МЕСТНОЕ САМОУПРАВЛЕНИЕ Г. ТАГАНРОГ РОСТОВСКОЙ ОБЛАСТИ ГОРОДСКАЯ ДУМА ГОРОДА ТАГАНРОГА РЕШЕНИЕ № 419 26.04.2012 Об утверждении проекта Решения Городской Думы Об утверждении отчета об исполнении бюджета муниципального образования Город Таганрог за 2011 год и вынесении его на публичные слушания В соответствии c Бюджетным кодексом Российской Федерации, Федеральным законом от 06.10.2003 №131-ФЗ Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации, Решением Городской Думы от...»

«Екатерина Михайлова “Я у себя одна”, или Веретено Василисы Москва Независимая фирма Класс 2003 УДК 615.851 ББК 53.57 М 94 Михайлова Е.Л. М 94 “Я у себя одна”, или Веретено Василисы. — М.: Независимая фирма “Класс”, 2003. — 320 с. — (Библиотека психологии и психотерапии, вып. 101). ISBN 5-86375-049-9 Бывают книги, встреча с которыми становится событием. Как минимум потому, что они помогают взглянуть на свою жизнь иначе, чем мы привыкли. К их числу принадлежит и та, которую вы держите в руках....»

«4 ВВЕДЕНИЕ. А.В. Гурьева. Об авторе. Дорогу осилит идущий Сегодня мы беседуем с автором книги Механохимические технологии и организация новых производств на предприятиях строительной индустрии - ДСК и заводах ЖБК и СД Верой Павловной Кузьминой – кандидатом технических наук, специалистом мирового уровня в области пигментов для строительной индустрии и нашим постоянным автором. Кроме того, Вера Павловна – разработчик 16 патентов и 200 ноу-хау, руководитель предприятия ООО Колорит-Механохимия и –...»

«КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ЗЕМЕЛЬНЫМ РЕСУРСАМ И ЗЕМЛЕУСТРОЙСТВУ ПИСЬМО от 18 января 1996 г. N 3-15/104 О РАССМОТРЕНИИ МЕТОДИЧЕСКОГО ПОЛОЖЕНИЯ И РУКОВОДСТВА ПО СОСТАВЛЕНИЮ КАРТ, ОЦЕНКЕ ЗАТОПЛЕНИЯ И ПОДТОПЛЕНИЯ ЗЕМЕЛЬ Направляем Вам для рассмотрения совместно с организациями и предприятиями РосНИИземпроекта и заинтересованных министерств и ведомств Методические положения по составлению карт состояния земель и Руководство по выявлению и оценке затопления и подтопления земель с применением...»

«НАЦИОНАЛЬНОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ СТРОИТЕЛЕЙ Стандарт организации Освоение подземного пространства ПРОКЛАДКА ПОДЗЕМНЫХ ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ МЕТОДОМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ СТО НОСТРОЙ 2.27.17-2011 СТАНДАРТ САМОРЕГУЛИРУЕМОЙ ОРГАНИЗАЦИИ НЕКОМЕРЧЕСКОЕ ПАРТНЁРСТВО МОНТАЖТЕПЛОСПЕЦСТРОЙ СТО 109 НОСТРОЙ 2.27.17 -2011 Издание официальное Филиал ОАО ЦНИИС Научно-исследовательский центр Тоннели и метрополитены Общество с ограниченной ответственностью Издательство БСТ Москва Предисловие 1...»

«1. Цели и задачи дисциплины, ее место в учебном процессе Цель освоения дисциплины состоит в получении и усвоении студентам знаний, необходимых для определения: места и роли горной науки в производственной деятельности человека; всестороннего влияния горного дела на естественные процессы, происходящие в биосфере; путей предупреждения и борьбы с нежелательными воздействиями на природу в связи с отчуждением земель, переселением жителей, переносом зданий, загрязнением атмосферы, почв, вод и других...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ ГОСТ Р НА ЦИО НАЛ ЬНЫ Й (проект, первая СТА НД А РТ редакция) РОССИЙСКОЙ Ф ЕД ЕРА Ц И И МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ КУЛЬТУРНОГО НАСЛЕДИЯ НЕДВИЖИМЫЕ ПАМЯТНИКИ Общие требования Настоящий проект стандарта не подлежит применению до его утверждения Москва Стандартинф орм П редисловие 1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием Центральные научно-реставрационные проектные мастерские (ФГУП ЦНРПМ)...»

«ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ ГрафИнфо ДОКУМЕНТ ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ (ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН) МО Озерковское сельское поселение ГВАРДЕЙСКОГО РАЙОНА КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ Положения о территориальном планировании проекта генерального плана МО Озерковское сельское поселение Гвардейского района Калининградской области МК №3 от 01.07.2008г. Исполнительный директор _ Л.В. Морякова Главный архитектор _ А.Г. Силаев Главный инженер _ Г.Х. Музафарова Руководитель проекта _ Т.В. Лисова...»

«IX ЕЖЕГОДНОЕ ЗАСЕДАНИЕ   БУДУЩЕЕ СОЗДАЕТСЯ СЕГОДНЯ:  СЦЕНАРИИ ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИИ  22­23 октября 2012 г., Санкт­Петербург  Список участников  Пами ААЛТО Профессор и директор Центра Жана Моне по изучению европейской политики, российско-европейских отношений, Университет Тампере, Финляндия; руководитель группы по исследованию экономической диверсификации и вариантов российской модернизации, Академия Финляндии Ранее: научный сотрудник Александровского Института Финского центра по...»

«Счетная палата Российской Федерации БЮЛЛЕТЕНЬ № 11 (179) Бюллетеню Счетной палаты Российской Федерации – 15 лет В выпуске: Анализ влияния дисбалансов в мировой экономике на прогнозирование социально-экономического развития Российской Федерации Итоги проверки и анализ реализации мероприятий, направленных на выявление и лечение больных туберкулезом, проведение профилактических мероприятий в рамках ПНП Здоровье Выполнение федерального законодательства по обеспечению энергосбережения и повышению...»




























 
2014 www.av.disus.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, Диссертации, Монографии, Программы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.