Совершенствование научно-методических основ проектирования и анализа разработки месторождений сернистого газа

• Автор: Люгай, Дмитрий Владимирович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Ташкент
• Количество страниц: 307 с. : ил

1.1 Общая характеристика современного этапа развития научных основ разработки месторождений природного газа .
1.2 Основные принципы построения и исследования систем разработки и добычи природного газа .
1.3 Методы решения задач исследования систем разработки месторождений природного газа .

1.4 Постановка задач исследований .

Выводы к главе 1 .

Глава 2. ГАЗОДИНАИИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ИХ С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ ПАКЕРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

2.1 Исследование на стационарных режимах фильтрации газа.

2.1.1 Математическая модель фильтрации газа.

2.1.2 Композиционная модель стационарного притока газа к скважине .

2.2 Исследование на нестационарных режимах

фильтрации газа

2.2.1 Модели нестационарного притока газа к скважине
2.2.2 Стабилизация и восстановление давления
в газовой скважине .
2.3 Исследование лакерных скважин на стационарных
режимах фильтрации.
2.3.1 Особенности газодинамических исследований
лакерных скважин
2.3.2 Композиционная модель сложной динамической
системы пластскважина
2.3.3 Математическая модель движения газа в
системе пластскважина
2.3.4 Методика обработки и интерпретации результатов газодинамических исследований лакерных скважин .
Выводы к глазе 2.
Глава 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАКЕРНЫХ
СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕРНИСТОГО ГАЗА.
3.1 Обще принципы установления выбора технологического режима работы скважин на месторождениях природного газа.
3.2 Факторы, определяющие выбор технологического режима работы скважин на месторождениях сернистого газа
3.3 Технологический режим работы лакерных скважин на месторождениях сернистого газа .
3.3.1 Выбор технологического режима работы лакерных скважин
на месторождениях сернистого газа.
2.2.2 Метод определения величины допустимой комплексной депрессии при установлении технологического режима .
4
3.3.3 Методика прогнозирования и контроля технологического режима работы пакерных скважин на месторождениях
1 сернистого газа.
3.4 Изменение технологического режима в процессе
эксплуатации месторождения
Выводы к главе 3.
Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИТОКА ГАЗА К СИСТЕМЕ
ПАКЕРНЫХ СКВАЖИН.
4.1 Математическая модель средней пакерной скважины
4.2 Методы определения параметров средней пакерной
скважины
4.2.1 Графеаналитический метод определения
параметров средней пакерной скважины .
3 4.2.2 Аналитический метод определения параметров
средней пакерной скважины .
4.3 Практическое приложение модели средней пакерной
скважины при проектировании разработки месторождений сернистого газа
Выводы к главе 4
Глава 5. НАУЧНОМЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕРНИСТОГО ГАЗА, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПАКЕРНЫМИ СКВАЖИНАМИ.
Методы расчета технологических показателей разработки месторождений сернистого газа .
5.1.1 Метод расчета технологических показателей
разработки месторождений с использованием
модели средней пакерной скважины
I 5.1.2 Алгоритм расчета технологических показателей
разработки методом средней пакерной скважины
5.1.3 Методология использования и сочетания различных
по сложности математических моделей при проектировании разработки месторождений сернистого газа
5.2 Методы и модели поиска оптимальных технологических
решений при проектировании и анализе разработки месторождений сернистого газа .
5.2.1 Общие замечания о постановке задачи .
5.2.2 Исследование альтернативных вариантов технологического режима работы пакерных скважин
на месторождениях сернистого газз
5.2.3 Экономикоматематическая модель для определения оптимального технологического режима работы
пакерных скважин.
5.2.4 Результаты аналитических исследований хзрактера изменения технологических показателей разработки пакерными скважинами месторождений сернистого газа
при различных технологических режимах .
5.3 Основные положения методологии проектирования
и анализа разработки пакерными скважинами
месторождений сернистого газа .
Выводы к главе 5
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ к диссертации.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Титулы официальных отраслевых документов
инструкций Методики обработки и интерпретации результатов газодинамических исследований пакерных скважин Методического руководства по составлению технологического режима эксплуатации пакерных скважин на сероводородссодержащих газоеых месторождениях. Приказы ГАО Узнефтегаздобыча о вводе их в действие .
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Акты и справки о внедрении результатов диссертационной работы е газодобывающей промышленности
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность


Формулирование требований к системе и обоснование технического задания на проектирование, в которых должно быть дано цели и задачи функционирования системы перечень и числовые характеристики действующих на систему факторов обоснование показателей качества системы и количественные требования к ним. Составление проекта системы. При этом, это особенно важно, выделяют две стадии проектирования. Первая из них относится к функциональноструктурным вопросам и называется мзкропроектироЕанием внешним проектированием, составлением эскизного проекта. Вторая связана с проектированием отдельных элементов системы и называется микропроектированием внутренним проектированием, составлением технического проекта. Испытание и опытная эксплуатация системы. При этом различают автономные отдельных элементов и комплексные всей системы испытания. Следует отметить, что для комплексных испытаний широко используют различные виды имитации. Анализ работы системы и ее модернизация. Рассмотрим, с учетом Есего вышеизложенного, основные принципы построения и исследования сложных систем, связанных с добычей сернистого газа на примере ГС РУз. ГС РУз представляет собой систему, отличающейся многоуровневой иерархической структурой, состоящей из взаимосвязанных подсистем и элементов . Частные модели для отдельных элементов системы нередко тлеют грубо приближенный характер вследствии неполноты информации об объектах управления и происходящих в них процессах. Вышеперечисленные особенности Газоснабжающей системы Республики Узбекистан, позволяют отнести ее как объект проектирования и управления к классу больших систем, включающей в себя как хорошо структуризовзнные подсистемы подготовка газа, его переработка и транспорт, так и слабоструктуризованные разработка месторождений природного газа, эксплуатация подземных хранилищ газа лидирующих подсистем ГС РУз. Принципиальное значение при исследовании сложных систем имеет формулировка целей и задач функционирования системы и ее подсистем. В условиях газодобывающей отрасли цели и задачи функционирования ГС РУз определяются директивными документами, в частности, энергетической программой республики. Пути реализации этих целей и задач рассматриваются в Генеральных схемах развития отрасли ГСР. Цели и задачи функционирования подсистем ГС РУз определяются в ГСР, на основании которых составляются проекты разработки, эксплуатации и обустройства конкретных месторождений, подземных хранилищ газа и т. Известно, что заключительным этапом формирования целей и задач функционирования сложной системы является выбор показателя эффективности системы ПЭС, который характеризует качество функционирования системы и представляет собой числовую характеристику, оценивающую степень приспособленности системы к выполнению поставленных перед нею задач . При этом показатель ПЭС определяется процессом функционирования системы структурой, параметрами элементов, связями и др. Другие свойства системы такие, как надежность, помехозащищенность, качество управления рассматриваются с точки зрения их влияния на изменение качества работы системы, то есть ее эффективности. Для объектов газодобывающей отрасли большое значение имеют и вопросы, относящиеся к проблеме устойчивости сложных систем. В общей системе ГС РУз в первом приближении можно выделить следующие подсистемы рис. Исходя из поставленных в настоящей работе цели и задач исследований мы будем рассматривать только подсистему второго уровня, в связи с чем определим ее как самостоятельную сложную систему , 4. Подсистема второго уровня газодобывающее предприятие, осуществляющее разработку месторождения или группы месторождений и добычу природного газа, т. ПГС пластскважинашлейфустановка предварительной подготовки газа УППГ промысловый коллекторгазохимический комплекс ГХКголовные сооружения ГСшО. Рис. ГаК с комплексом технологических объектов по очистке и осушке газа, извлечению из газа ценных товарных продуктов серы, широкой фракции углеводородов, гелия и др. ГС, которые могут включать ДКС и в остальных случаях при отсутствии ГХК сооружения по очистке и осушке газа.