- •1.1. Призабойная зона пласта
- •1.2. Конструкции скважин
- •1.3. Конструкции забоев скважин
- •Месторождения Самгои-Патардзеули (Грузия)
- •Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород
- •1.3.1. Обоснование выбора конструкции забоя смешанного вида
- •1.3.2. Обоснование выбора конструкции
- •1.3.3. Обоснование выбора конструкции забоя для предотвращения выноса песка
- •1.4. Гидродинамическое
- •1.5. Воздействие на фильтрационные свойства пласта в околоскважинной зоне
- •1.5.1. Фильтрационная характеристика
- •1.5.2. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах
- •Степень восстановления проницаемости
- •1.6. Движение жидкости и газа в системе «пласт - скважина».
- •1.7. Виды ремонтов нефтяных
- •Общие положения
- •Принятые сокращения
- •Виды ремонтов
- •Капитальный ремонт скважин
- •Виды капитальных ремонтов скважин
- •3.2 Текущий ремонт скважин
- •Виды текущего ремонта скважин
- •3.3 Повышение нефтеотдачи пластов
- •2.1. Природа нарушения
- •2.2. Факторы, способствующие
- •1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение пзп:
- •2. Физико-литологические факторы,
- •3. Физико-химические факторы:
- •4. Термохимические факторы:
- •Нормы превышения гидростатического давления над пластовым
- •Восстановление проницаемости керна
- •Влияние буровых растворов на проницаемость керна
- •Уменьшение коэффициента продуктивности
- •Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора
- •Буферные разделители
- •2.3. Жидкости глушения
- •Значения коэффициентов восстановления проницаемости искусственных кернов при обработке рабочими жидкостями на водной основе
- •2.4. Пены
- •2.5. Глушение и освоение скважин
- •2.5.1. Особенности глушения скважин
- •2.5.2. Деблокирование пласта
- •3.1. Технология удаления жидкости
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды из газовых скважин
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды и газового конденсата из газоконденсатных скважин
- •Антифризы и их концентрация в водных растворах
- •Концентрации, объемы рабочих растворов и виды применяемых пав
- •Состав новых пенообразователей
- •3.2. Технология удаления из скважин
- •Пенообразующие свойства сульфама
- •Потребная концентрация сульфама
- •3.3. Удаление жидкости из скважин
- •4.1. Назначение цементных мостов и
- •Допустимые депрессии и внутренние давления в обсадных колоннах
- •Ориентировочные значения [м] и [∆р] при установке мостов
- •4.2. Особенности выбора рецептуры
- •Программа исследования тампонажного раствора
- •4.3. Разрушение застойных зон поперечным
- •Бурильные эксцентрики
- •4.4. Оборудование для установки
- •Оборудование для установки цементных мостов
- •4.5. Методика расчета операций по
- •1. Определение необходимых объемов цементного
- •Величины коэффициентов, учитывающих потери тампонажного раствора на стенках труб и при смешении с буровым раствором
- •Допустимый градиент давления при определении высоты цементного моста
- •Допустимые касательные напряжения для определения обеспечения необходимой несущей способности моста
- •2. Определение высоты цементного моста
- •Расчет времени установки моста
- •5.1. Общие принципы ремонтно-изоляционных работ (рир) и последовательность
- •5.1.1. Терминология
- •5.1.2. Подготовка к рир
- •Основные размеры нкт для тампонажных и вспомогательных работ
- •5.1.3. Исследование скважины
- •Параметры исследования крепи скважины
- •5.1.4. Гидроаэродинамические методы поиска
- •5.2. Тампонажные работы при
- •5.2.1. Расчеты при проверке скважины
- •Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана
- •5.2.2. Тампонирование под давлением
- •5.2.3. Расчет продолжительности
- •Расчет продолжительного тампонирования под давлением
- •5.2.4. Определение объема тампонирующей
- •5.2.5. Расчет давлений при вымыве
- •Максимальные значения реологических параметров наиболее широко применяемых цементных растворов
- •5.2.6. Расчет тампонирования под давлением
- •5.2.7. Расчеты при установке разделительных
- •Количественные показатели качества мостов в зависимости от технологических мероприятий
- •Расчетные коэффициенты
- •5.2.8. Расчет допустимой глубины
- •5.3. Техническая характеристика пакеров
- •Якоря для удержания пакеров на месте их установки
- •Пакеры типов пш и ппгм
- •Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле
- •Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические
- •Гидравлико-механические пакеры при тампонировании зон поглощения (ту 39-096-75)
- •Пакеры рукавные (ту 26-16-15-76)
- •Пакеры механические (ту 26-02-644-75, ту 26-02-213-77)
- •5.4. Вспомогательные тампонажные
- •5.4.1. Установка разделительных
- •5.4.2. Установка разделительных
- •5.4.3. Наращивание цементного стакана
- •5.4.4. Насыпка песчаных пробок в скважинах
- •5.4.5. Намыв наполнителей
- •5.4.6. Исправление негерметичности
- •5.5. Рир при ликвидации заколонных
- •5.6. Изоляция чуждых вод (газа)
- •5.7. Наращивание цементного кольца
- •5.8. Устранение негерметичности
- •5.8.1. Тампонирование негерметичных
- •5.8.2. Проведение рир при закачке
- •5.8.3. Проведение рир при закачке
- •5.8.4. Проведение рир при неустановленном
- •5.8.5. Проведение рир в перфорированной
- •5.8.6. Проведение рир в перфорированной
- •5.9. Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования
- •5.9.1. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн
- •5.10. Технологические приемы, рекомендуемые при тампонажных работах в скважинах
- •6.1. Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн
- •6.2. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •6.3. Диагностика состояния крепи скважин
- •6.3.1. Сущность и состояние проблемы диагностики крепи скважин в нашей стране и за рубежом
- •6.3.2. Состав и характеристики комплекса средств для диагностики крепи скважин, разработанного предприятием «кубаньгазпром»
- •Техническая характеристика длм-42
- •Техническая характеристика лпм-42
- •Техническая характеристика смаш-42
- •Техническая характеристика идк
- •6.3.3. Основные особенности диагностического комплекса, разработанного «кубаньгазпромом»
- •6.3.4. Технология комплексной оценки качества перфорации скважин
- •6.4. Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.1. Основные технические требования и технологическая последовательность операций при ремонте обсадных колонн стальными пластырями
- •Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
- •6.4.2. Конструктивные параметры, материалы и средства изготовления пластыря
- •6.4.3. Поиск дефекта в обсадных колоннах
- •Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн
- •Процесс получения отпечатка
- •6.4.5. Шаблонирование и ликвидация смятия обсадных колонн
- •6.4.6. Очистка внутренней поверхности обсадных колонн
- •6.4.7. Конструкция и принцип работы средств для спуска и установки пластырей в обсадных колоннах
- •6.4.8. Опрессовка отремонтированной обсадной колонны
- •6.4.9. Аварии при ремонте обсадных колонн
- •6.4.10. Выбор режимов ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.11. Перспективы дальнейшего совершенствования средств и технологии ремонта обсадных колонн пластырями и расширение области их применения
- •Установка пластыря на дефект обсадных колонн с постоянным его упором
- •Универсальный клапан
- •Установка пластыря после закачки тампонажного материала через дефект обсадной колонны в процессе одной спуско-подъемной операции
- •Установка пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность
- •Установка пластыря из материала, обладающего эффектом «памяти формы»
- •Смена обсадных колонн
- •Увеличение долговечности обсадной колонны при ее проворачивании
- •Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине
- •Расчетные величины Мmах для 146-мм труб
- •7.1. Методы предупреждения
- •7.2. Химические методы удаления солеотложений из нкт
- •7.3.Применение покрытий для предотвращения солеотложений на трубах
- •7.4. Магнитные методы борьбы с отложениями солей
- •8.1. Условия образования и профилактика аспо
- •8.2. Расчет радиуса парафиновой кольматации пзп
- •8.3. Механические способы удаления аспо из скважины
- •8.4. Методы предупреждения формирования аспо в пзп
- •8.5. Тепловые методы удаления аспо из трубопроводов и призабойной зоны скважины
- •8.6. Химические методы очистки пзп от аспо
- •8.7. Зависимость растворимости аспо в газовом бензине от концентрации добавок оп-4. Время опыта:
- •8.7. Ингибирование как метод предотвращения или снижения скорости накопления аспо
- •8.8. Специальные покрытия поверхности труб для уменьшения интенсивности аспо
- •8.9. Термогазохимическое воздействие напзп
- •8.10. Применение магнитных полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти
- •8.11. Гидратообразование в газовых скважинах и борьба с ним
- •8.11.1. Понятие о гидратах
- •8.11.2. Образование гидратов в пзп, стволе скважин, газопроводе
- •8.11.3. Способы борьбы с гидратообразованием
- •9.1. Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах
- •9.2. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах
- •9.3. Удаление песчаных пробок из скважин
- •9.4. Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин
- •9.4.1. Фильтр-каркас гравийной набивки
- •Управляемая циркуляционная муфта
- •9 .4.3. Устройство с узлом перекрестных потоков (кроссовер)
- •Гравиесмесительная установка
- •Фильтровальная установка
- •9.4.6. Факторы, влияющие на формирование
- •Установка фильтра-хвостовика в скважине и намыв гравия за фильтр
- •Методы крепления призабойной зоны скважин
- •9.5.1. Контарен-2
- •9.5.2. Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляно-керамзитовой смесью
- •9.5.3. Цементно-карбонатная смесь
- •9.5.4. Крепление призабойной зоны смолопесчаными смесями
- •9.5.5. Крепление кавернозной призабойной зоны пласта вспененными смолами
- •9.5.6. Крепление призабойной зоны резолформальдегидной смолой сфж-3012
- •9.5.7. Сланцевый крепитель рыхлых пород пзп
- •9.5.8. Крепление призабойной зоны способом коксования нефти
- •10.1. Причины обводнения скважин и их классификация
- •10.2. Методы предупреждения обводнения пластов-коллекторов в процессе разработки месторождений
- •10.2.1. Неселективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Органические и органоминеральные материалы для цементирования скважин
- •Латекс-цементные растворы в зарубежной практике
- •Гельцементные растворы в зарубежной практике
- •Прочность на сжатие камня на латекс-цементного раствора (на основе цемента класса а по ани)
- •Свойства латекс-цементного раствора (на основе цемента класса н по ани)
- •Период озц латекс-цементных растворов
- •10.2.2. Селективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Плотность гельцементного раствора
- •Озц гельцементного раствора
- •Прочность на сжатие гельцементного камня
- •Нефтецементные растворы
- •Нефтецементные растворы за рубежом
- •10.3. Газоизоляционные работы
- •10.4. Ограничение водопритоков составами акор
- •11.1. Технология зарезки вторых стволов из эксплуатационной колонны
- •11.2. Установка цементного моста
- •11.3. Спуск и крепление клина-откло-нителя в колонне
- •Установка клина-отклонителя без ориентации по азимуту с опорой на мост (пробку) путем зацепления его плашек со стенкой обсадной трубы
- •Принцип действия ориентированного спуска инструмента при помощи меток и сумматоров
- •Установка клина-отклонителя цементированием его на опору
- •11.4. Спуск райбера и вырезка окна в эксплуатационной колонне
- •11.5. Технология бурения и крепления второго ствола скважины
- •11.6. Технология вскрытия продуктивных пластов путем зарезки второго ствола с применением пены
- •Наращивание инструмента
- •3. Геофизические исследования
- •Заканчивание скважин
- •12.1. Печать
- •12.2. Труболовка
- •Труболовка наружная типа м-1 (Румыния)
- •12.3. Метчики
- •Р ис. 12.9 Метчик бурильный универсальный мбу.
- •12.4. Колокола ловильные
- •12.5. Ловитель для ловли труб в скважине
- •12.6. Ерши и удочки
- •12.7. Ясс механический
- •Механические яссы румынского производства
- •12.8. Фрезеры и райберы
- •12.9. Вырезка труб
- •Техническая характеристика комбинированных труборезов
- •12.10. Ловля насосных труб и штанг, подземного оборудования и отдельных предметов
- •14.1. Основные принципы кислотной обработки скважин
- •14.1.1. Способы кислотной обработки
- •14.1.2. Виды соляно-кислотных обработок
- •14.1.3. Обработка скважин грязевой кислотой
- •14.1.4. Углекислотная обработка призабойных зон скважин
- •14.2. Гидравлический разрыв пластов
- •14.2.3. Технологические схемы гидроразрыва
- •14.3. Гидропескоструйная перфорация
- •14.4. Торпедирование скважин
- •14.5. Тепловые обработки пзп
- •14.5.1. Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами
- •14.5.2. Прогрев призабойной зоны паром
- •Порядок ликвидации скважин Категории скважин, подлежащих ликвидации
- •Литература
- •Оглавление
- •6. Ремонт обсадных колонн
- •7. Отложения минеральных солей в скважинах, способы
- •8. Предупреждение и ликвидация аспо и гидратообразо-
- •9. Пескопроявления в скважинах и борьба с ними . . . 360
- •10. Предупреждение и ограничение обводнения скважин 401
- •11. Забуривание новых стволов как способ ремонта сущест вующих скважин 455
8.11. Гидратообразование в газовых скважинах и борьба с ним
Газогидраты — один из наиболее распространенных и малоизученных минералов на нашей планете. Объем гидратов, сосредоточенных в осадочном чехле земной коры, превышает 7,1·104 км3, а объем метана в гидратном состоянии превышает 1016 м3. Крупные скопления природных газогидратов выявлены в приарктических регионах Северного полушария и на всех широтах в акваториях Мирового океана. Ресурсы газогидратов распространены между акваториями и материками крайне неравномерно: 99% — в акваториях и только 1% — на материках, что обусловлено формированием, стабильного существования и деградации газогидратных залежей. Толщина зоны гидратообразования на материках достигает 1—1,5 км, а в акваториях 0,2—0,6 км.
Природные газогидраты на материках, как правило, находятся под непроницаемыми литологическими покрышками и представлены вторичными газогидратными залежами; в акваториях — могут залегать непосредственно у дна.
При изменении термодинамической характеристики пород гидраты могут либо накапливаться, либо разлагаться. При этом выделяющийся газ либо формирует залежи свободного газа, либо рассеивается в значительных объемах в атмосфере.
Природные гидраты являются стабилизаторами теплового режима поверхности Земли. В период оледенений при пони жении уровня океана происходит разложение гидратов подо дном акваторий, и свободный метан активно поступает в атмосферу, увеличивая парниковый эффект и затормаживая накопление льдов.
8.11.1. Понятие о гидратах
Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи.
Гидраты имеют строго определенный состав, что позволяет отнести их к химическим соединениям, но они — соединения молекулярного типа, возникшие за счет ван-дер-ваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует.
Ю. Ф. Макоген приводит шесть форм внутренних ячеек в зависимости от молекулярной характеристики:
молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями — проходами;
канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы-клатраты-образователи создают кристаллическую решетку с трубчатыми полостями;
слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующих клатрат, и молекул-включений;
комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула-включение;
линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющими трубкообразную форму;
— клатраты, образуемые в тех случаях, когда молекулы-включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.
Им же сформулированы основные условия образования гидратов в газонасыщенном пласте в условиях вечной мерзлоты.
Гидраты газов относятся именно к этим клатратам. Химической связи не существует между молекулами воды, образующими структурную решетку гидратов, и включенными молекулами газа. Последние как бы раздвигают молекулы воды, находясь в этих полостях; удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26—1,32 см3/г (удельный объем воды в состоянии льда, для сравнения — 1,09 см3/г). Гидраты обладают высокой сорбционной способностью, и иногда наличие сорбционной пленки жидких углеводородов на поверхности кристаллов приводит к тому, что они выглядят оплавленными.
В практических условиях добычи и транспортирования природных газов в большинстве случаев образуются смешанные гидраты, в состав которых входят двойные гидраты, большие полости которых заняты пропаном и изобутаном, а малые — метаном, сероводородом, углекислотой, а также простые гидраты, состоящие из метана, этана, сероводорода, углекислоты и т. д. — при их избытке.
Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, — это наличие газов и их состав, фазовое состояние и состав воды, температура и давление. Состав газа определяет условия образования гидратов: чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре. В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент — метан, содержание которого достигает 98—99%. Наряду с метаном входят и более тяжелые углеводороды. Эти газы относятся к категории «сухих». Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан-бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами.
Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ — вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места интенсивного гидратообразования необходимо знать влагосодержание газа в различных частях системы движения газа в различных термодинамических условиях.
Гидраты активно образуются в некотором объеме воды при наличии центров кристаллизации. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газов в воде снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа в воде. Азот, водород и гелий — снижают.
Свойства газовых гидратов зависят от их состава и кристаллической структуры. Известно более 100 видов молекул, образующих гидраты. Все эти молекулы, а также некоторые крупные молекулы, размер которых не позволяет образовывать индивидуальный гидрат, могут входить в смешанные гидраты. Свойства газовых гидратов вследствие исключительной сложности их исследования наименее изучены во всей проблеме клатратов.
Механизм образования газовых гидратов, по Ю. Ф. Макогону, сводится к следующему. Процесс образования газовых гидратов состоит из стадии образования зародышей кристаллизации и стадии сорбционного роста кристаллогидрата вокруг зародышей. Им установлено, что формирование центров кристаллизации происходит на поверхности:
Свободного контакта: 1.1. жидкая вода - газ; 1.2. жидкая вода - сжиженный газ;
Капельно-пленочной воды, сконденсировавшейся в объеме газа;
Газовых пузырьков, выделяющихся в объеме воды;
Капель диспергированного сжиженного газа, испаряющегося в объеме свободного газа, насыщенного парами воды;
Контакта вода — металл, где происходит сорбция молекул газа, растворенного в воде.
Рост кристаллогидрата при наличии центров кристаллизации может происходить на свободной поверхности контакта газ — вода (поверхностно-пленочный гидрат) и в объеме газа или воды (объемно-диффузионный гидрат).
Современные достижения термодинамики неравновесных систем и синергетики позволяют осуществить принципиально новый подход к созданию модели гидратообразования. Главным моментом этого подхода, который получил название теоретикоинформационного, является обобщенный синергетический принцип, включающий основные положения теории по Пригожину диссипативных структур: в системе происходит самоорганизация вещества и энергии, если внешние воздействия обусловливают отклонение от состояния равновесия и кооперативное (когерентное) поведение элементов, и в системе преобладает действие положительной обратной связи.
Успешность борьбы с гидратообразованием в скважинах зависит от знания фазовых переходов гидрат—лед—вода. Сложность изучения особенностей этих переходов вызвана большой длительностью восстановления равновесия, что обусловлено продолжительностью процесса перекристаллизации каркаса ячейки гидрата, а также диффузией и десорбцией освобождающегося газа.
Образующийся в результате разложения газовых гидратов (в качестве гидратообразователя брали метан и пропан) лед имеет ряд особенностей, указывающих на наличие его новой структурной модификации. Лед, образующийся после разложения газовых гидратов, имеет очень развитую поверхность, с высокой сорбционной способностью, определяемой температурой и давлением.
