- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
Експлуатація газових свердловин на масивних газових покладах з підошовною водою і в приконтурній частиш родовищ пластового типу з крайовою водою супроводжується деформацією поверхні газоводяного контакту з утворенням конусу води, вершина якого лежить на осі свердловини (рис. 20.1). При досягненні граничних значень депресії і дебіту вода проривається на вибій свердловин. Тому в пластах з підошовною водою відбір газу зі свердловин обмежують допустимою депресією на пласт (граничним безводним дебітом). Згідно з дослідженнями Б.Б.Лапука, граничний безводний дебіт, при якому відсутнє надходження підошовної води на вибій свердловини, можна оцінити за формулою
(20.1)
де - граничний безводний дебіт газу, тис.м3/добу; - товщинагазоносної частини пласта від покрівлі до контакту газ-вода, м; - розкрита товщина пласта, м; - густина води в пластових умовах, кг/м3; коефіцієнт проникності пласта відповідно в горизонтальному і вертикальному напрямках, мкм2; - пластовий тиск, МПа; - радіус контура живлення, м; - коефіцієнт надстис-ливості газу у пластових умовах - коефіцієнт динамічної в'язкості газу в пластових умовах, мПа-с; - безрозмірний граничний безводний дебіт, який знаходиться залежно від величини і ступеня розкриття пласта (рис.20.2.).
За визначають гранично допустиму депресію:
(20.2)
Рис.20.1. Схема для визначення граничного без- Рис.20.2. Графік для визначення водного дебіту свердловини при відсутності безрозмірного граничного безвод-
І (І) наявності (2) перегородки ного дебіту свердловини
487
Згідно з І.А.Чарним, максимальну висоту підйому фронту води допустиму депресію на пласт і безводний дебіт знаходять за формулами:
(20.3)
(20.4)
(20.5)
або
(20.6)
де - густина газу в пластових умовах, кг/м3; -функція, яка залежить від і [3,13].
Для анізотропного пласта допустиму депресію на пласт визначають з виразу
(20.7)
З.С.Алієвим запропоновані такі формули для визначення допустимо! депресії на пласт і граничного безводного дебіту:
Або (20.8)
(20.9)
для ізотропного пласта
(20.10)
для анізотропного пласта__
(20.11)
де С = 1 - ; ;
Уформулах(20.4)-(20.11)Р [МПа]; [м]; [кг/м3];
Результати розрахунків граничного безводного дебіту дляумов експлуатації свердловин на конкретних родовищах та іх зіставлення з промисловими даними показують, що за формулою (20.1) одержують завищені значення , Експлуатація свердловин при таких дебітах приведе до їх швидкого обводнення.
488
Дещо нижчі значення одержують за (20.5),(20.6.) і мінімальні, близькі до фактичних величин, -за (20.10).
Формули (20.8Ы20.11) дають змогу розрахувати допустиму депресію і граничний безводний дебіт для фіксованого положення контакту газ-вода. В процесі розробки родовища в міру відбору газу і зниження пластового тиску контакт газ-вода піднімається. Переміщення газоводяного контакту враховується шляхом заміни в наведених формулах на на на і на Відповідно перемінними будуть
Орієнтовно для прогнозних розрахунків різницю між початковим і поточним значеннями газонасиченої товщини можна визначати за формулою
(20.12)
де . - коефіцієнт абсолютної проникності, мкм2; к -коефіцієнт п'єзопровідності водоносної частини пласта, м2/с; - коефіцієнт динамічної в'язкості води в пластових умовах, мПа-с; - час розробки, доби; - дебіт свердловини, тис.м3/добу; - коефіцієнт початкової газонасиченості; - коефіцієнт відкритої пористості; початковий об'єм пор в газонасиченій частині пласта, м3; - відповідно стандартна і пластова температури, К; [м]; =0,1013 МПа.
Якщо середню газонасичену товщину пласта, через яку фільтрується газ, в області прийняти рівною /2, а допустиму депресію на пласт - згідно з формулою (20.9), то оптимальну величину розкриття пласта можна наближено визначити за залежністю
(20.13)
де [МПа]; [кг/м3]; [м]; А ; В відповідає максимальний безводний дебіт. Йогообчислюють за формулою (20.6), в якій знаходять згідно з співвідношенням (20.9), а замість А і В підставляють нові значення цих параметрів:
(20.14)
Підвищення продуктивності газових свердловин в пластах з підошовною водою досягається створенням штучної перегородки (бар'єру) нижче інтервалу перфорації шляхом закачування безпосередньо в пласт або в тріщину, утворену напрямленим гідророзривом, хімічних реагентів (рідких смол фенол-формальдегіду, алкіду, вінілу, сечовино-формаль-дегіду та ін), цементного розчину тощо. Штучна перегородка повинна встановлюватися на пласта буде відповідати максимальному безводному дебіту. такій відстані від контакту газ-вода,
489
при якій залишкова розкрита частина товщини. Товщина штучної перегородки не обмежується і може становити від часток метра аж до поверхні контакту газ-вода. Чим більший радіус перегородки, тим вищий гранично безводний дебіт свердловини. Проте надто великі розміри перегородки приводять до істотних втрат пластової енергії у межах створеної перегородки і відповідно до зменшення вибійного тиску. Найбільш прийнятним з точки зору техніки і технології варіантом є перегородка з радіусом до 10 м.
Граничний безводний дебіт свердловини з перегородкою можна наближено оцінити за формулою
(20.15)
де . - радіус перегородки, м; визначається за формулою (20.9).
Згідно з дослідженнями С.М.Бузінова і Г.Назджанова, збільшити дебіт і продовжити період безводної експлуатації газових свердловин в пластах а підошовною водою можна створенням у привибійній зоні пласта підземних резервуаров великого діаметра, тобто експлуатацією свердловин за схемою "Сепаратор". Другим напрямом підвищення ефективності розробки газових родовищ з підошовною водою, запропонованим вказаними авторами, є здійснення спільного відбору газу і води з моменту уведення свердловини в експлуатацію. Для цього газонасичена частина пласта розкривається в свердловинах на всю товщину, а башмак ліфтових труб спускається до нижніх отворів інтервалу перфорації. При такій системі розкриття пласта практично відсутнє конусоутворення у зв'язку з виносом на поверхню всієї води, яка надходить на вибій свердловини, і одночасно істотно зростає дебіт газу за рахунок збільшення інтервалу припливу його в свердловину. Збільшення продуктивності газових свердловин забезпечує стабільну роботу їх з водою протягом тривалого періоду і створює умови для форсованої розробки газового родовища. У міру виснаження пластової енергії слід застосовувати механізовані методи для виносу рідини на поверхню.
При надходженні на вибій підошовної води свердловини періодично зупиняють для осідання конуса води. З метою збільшення швидкості осідання конуса доцільно проводити закачування в свердловину після її зупинки газу високого тиску з облямівкою водного розчину ПАР, а також зупиняти за заданою програмою навколишні свердловини , щоб усунути вплив депресійних воронок від їх роботи на процес осідання підошовної води.