- •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,
20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
Розробка газоконденсатних родовищ в режимі виснаження пластової енергії супроводжується ретроградним випадінням в пласті та стовбурі свердловин, а при відповідних термодинамічних умовах також у промислових комунікаціях вуглеводневого конденсату. Ретроградна конденсація вуглеводневої суміші призводить до зниження фазової проникності пористого середовища для газу. В результаті погіршується продуктивна характеристика свердловин аж до їх зупинок, коли дебіт газу стає нижчим від мінімально необхідного для виносу конденсату з вибою на поверхню. Наслідком передчасного відключення видобувних свердловин є зменшення не тільки конденсатовіддачі, але і газовіддачі пластів.
Для збільшення продуктивності газоконденсатних свердловин і підвищення вуглевод-невіддачі пластів необхідно зменшити негативний вплив ретроградних процесів на фазову проникність пористого середовища для газу і забезпечити повний і безперервний винос на поверхню всього конденсату, який надходить з пласта і випадає в стовбурі свердловини.
Відомі методи підвищення продуктивності газоконденсатних свердловин в умовах випадання і скупчення конденсату у привибійній зоні пласта можна розділити на дві групи:
методи очищення привибійної зони пласта від конденсату, що випав;
504
методи, які попереджують скупчення конденсату у привибійній зоні пласта або зменшують насиченість породи рідкими вуглеводнями.
Для очищення пористого середовища від вуглеводневого конденсату запропоновано здійснювати періодичне закачування у привибійну зону пласта сухого газу. При закачуванні сухого газу конденсат, що випав, в основному відтісняється вглиб пласта за рахунок створення високих репресій на пласт і тільки незначна частина його переходить у газову фазу. Даний спосіб доцільно застосовувати при незначному вмісті конденсату в газі, а закачування сухого газу необхідно проводити при високих тисках з метою створення значних репресій на пласт. Істотним обмеженням у застосуванні даного методу є наявність на промислі джерела сухого газу високого тиску.
Зниження тиску і об'ємів закачування газу у привибійну зону пласта досягається використанням збагаченого газу, який характеризується підвищеним вмістом етану, пропану і бутану. Встановлено, що для поліпшення очищення привибійної зони пласта від рідких вуглеводнів склад збагаченого газу належить вибирати, виходячи зі складу конденсату, що випав.
Ефективність застосування сухого і збагаченого газу для очищення привибійної зони пласта від конденсату може бути підвищена шляхом їх попереднього підігріву, При цьому збільшується кількість конденсату, який випаровується в газову фазу, і зменшується його в'язкість. Для нагріву газу можна використовувати гирлові і вибійні нагрівачі. а також тепло, яке одержують в результаті екзотермічної реакції різних хімречовин.
Очищення привибійної зони від конденсату, що випгв, можна також проводити шляхом періодичного закачування в газоконденсатні пласти міцелярного розчину, діоксиду вуглецю і різних вуглеводневих розчинників, які повністю змішуються з конденсатом, наприклад, скраплених нафггових газів, широкої фракції легких вуглеводнів та ін. з наступним продавлюванням їх у пласт сухим газом. Результати дослідно-промислових випробувань на свердловинах Вуктильського газоконденсатного родовища показали, що обробка привибійної зони широкою фракцією легких вуглеводнів дає змогу при відновленні роботи свердловини відібрати з привибійної зони пласта 12-15 % конденсату, що випав, а при застосуванні збагаченого газу - до 35 % зконденсованих вуглеводнів.
Загальним недоліком методів першої групи є необхідність проведення чадних обробок свердловин, оскільки в процесі відбору газу привибійна зона знову насичується конденсатом. Тому методи першої групи рекомендується застосовувати тільки при невеликому вмісті конденсату в газі.
Методи другої групи основані на тепловій дії на привибійну зону пласта і регулюванні характеру змочування пористого середовища.
Теплову обробку привибійної зони пласта запропоновано здійснювати зд допомогою стаціонарних нагрівальних пристроїв, встановлених на колоні ліфтових труб|Чнаприклад, вибійного газового пальника, в якому, як правило, використовують пластовий газ, мікрохвильового розігріву привибійної зони пласта і конденсату, який в ній наявний, дії на привибійну зону електромагнітним полем радіочастоти та ін. В результаті підвищення вибійної температури попереджується конденсація вуглеводнів у пласті або зменшується кількість конденсату, що випав, знижується його в'язкість і густина та збільшується рухомість. Однак запропоновані конструкції пристроїв для теплової дії на привцбійну зону пласта складні в обслуговуванні та недостатньо надійні.
Одним з напрямів підвищення продуктивності газоконденсатних свердловин є гідрофілізація пористого середовища. Суть її полягає у створенні в привибійній зоні пласта області штучної гідрофільності шляхом закачування гідрофільної рідини. Розмір її повинен відповідати радіусу зони рівноважної конденсатонасиченості, величина якої на кінець розробки родовища досягає ЗО-35м. Кількість гідрофільної рідини вибирається такою, щоб вміст її в порах пласта дорівнював рівноважній конденсатонасиченості. В гідрофільному пористому
505
середовищі конденсат, як гідрофобна рідина, займає центральну частину пор, яка характеризується найменшим фільтраційним опором. В результаті збільшується фазова проникність для конденсату і відповідно зменшується насиченість конденсатом привибійної зони. Ефект від гідрофілізації пористого середовища досягається як за рахунок попередження скупчення конденсату у привибійній зоні (зменшення конденсатонасиченості), так і збільшення його рухомості. Як гідрофільну рідину запропоновано використовувати прісну воду, метанол, соляну кислоту, водні розчини гідроксиду натрію, аміаку та ін. Для поліпшення змочуючих властивостей в робочі рідини можуть додатково вводитися ПАР масовою концентрацією 3-5%, наприклад, боксополімери оксидів етилену і пропилену.
В процесі гідрофілізації пористого середовища закачують у привибійну зону робочий розчин, витримують його протягом 8-24 год, після чого свердловину пускають в експлуатацію. Об'єм робочого розчину вибирають з розрахунку 0,6-1,5 м3 на Іп.м товщини пласта. У випадку забруднення привибійної зони рідкими і твердими вуглеводнями, які сприяють гідрофілізації породи, попередньо проводять очистку від них пористого середовища шляхом закачування вуглеводневого розчинника, наприклад, широкої фракції легких вуглеводнів в кількості 0,6-0,8 м3 на Іп.м товщини пласта. Вуглеводневий розчинник і робочий розчин продавлюють у пласт газом високого тиску, а при його відсутності - конденсатом або водним розчином ПАР. У випадку низьконапірних свердловин для поліпшення умов пуску їх в роботу після обробки вуглеводневий розчинник, робочий розчин і продавлювальну рідину закачують в аерованому вигляді.