- •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,
23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
Разом з нафтою на поверхню підіймається значна кількість мінералізованої пластової води, яка в процесах деемульсації відокремлюється від нафти і становить основну частку (85-90 %) нафтопромислових стічних вод. Решта (10-15 %) припадає на прісну воду (поверхневу) , яка додається до нафти під час її знесолювання.
Стічні води характеризуються високою мінералізацією, лужністю, наявністю механічних та органічних домішок, краплинок нафти, розчинених газів, мікроорганізмів та ін. Тому їх надмірне нагромадження на промислах та скидання у природні водоймища загрожує значним порушенням екологічної рівноваги, викликає необхідність утилізації. Водночас розробка більшості родовищ вимагає підтримання пластового тиску, а саме як робочий агент для цього доцільно використовувати стічні води. Вміст у них ПАР, що сприяють "відмиванню" нафти з поверхні порових каналів, забезпечує збільшення коефіцієнту наф-товіддачі. При закачуванні стічних вод зберігається проникність продуктивних колекторів, які вміщують глинисті частинки та алевроліти.
Нафтопромислові стічні води - це дисперсні системи, дисперсійним середовищем яких є високомінералізовані розсоли хлоркальцієвого типу (хлорид кальцію, хлорид натрію). Дисперсні фази стічних вод - це краплинки нафти і тверді домішки (гідрати окису та закису заліза, солі та ін.). Стічні води вміщують також розчинені гази: кисень, сірководень, вуглекислий газ, які підвищують їх корозійну
Таблиця 23.3
Тип колектора |
Допустимий вміст у воді, мг/л |
активність. Це в свою чергу викли-кає швидке спрацювання нафто про-мислового обладнання. Стічні води можуть бути забруднені і сульфат-відновлюючими бактеріями, які ви-кликають утворення сірководню Наявність у воді іонів сульфатів (SO4 - -) є достатньою умовою для розвитку сульфатних бактерій і закупо- |
||
нафти |
механік-них домішок |
солей заліза |
||
Порово-тріщин-ний та тріщинний |
25 |
30 |
2 |
|
Слабко тріщин-ний |
15 |
10 |
1 |
|
Гранулярний |
1 |
1 |
0,5 |
534
рювання окремих ділянок пласта. Наслідком діяльності бактерій є утворення сульфідів заліза, які, в свою чергу, вступають у реакцію з вільним залізом. Сірководень утворюється за реакцією
FeS + 2НОН -» Fe(OH)2 + H2S. (23.1)
Він, піднімаючись разом з нафтою на поверхню, викликає інтенсивну корозію підземного обладнання свердловин, обладнання гирла та систем збору і підготовки нафти, газу і води. Такі ж бактерії можуть вміщувати і прісні води, які закачують у пласти разом зі стічними для підтримання пластового тиску.
Механічні домішки та мікроорганізми, які містяться у закачуваній воді, замулюють поверхню фільтра та забруднюють порові канали продуктивного пласта, знижуючи прий-мальність нагнітальних свердловин. Основні показники якості води, що закачується в пласт, наведені в табл.23.3.
Стічні води, як і прісні, перед закачкою у пласт повинні пройти підготовку, тобто відповідне очищення.
Для очищення води застосовують різні методи, основними з яких є відстоювання, фільтрування і флотація.
Відстоювання засноване на використанні сил гравітації і є одним з основних методів виділення із стічних вод нерозчинних домішок (механічні частинки, краплини нафти).
Фільтрування полягає в пропусканні води через спеціальні фільтри, де як робочий матеріал можуть використовуватись кварцевий або керамзитний пісок, подрібнене скло, антрацитові частинки, графіт, тирса, рисове лушпиння та ін.
Суть флотаційного способу очищення полягає у вилученні з води нафти і твердих домішок бульбашками газу, який виділяється з води при зниженні тиску і барботує її.
Для підготовки води на нафтових родовищах використовують в основному системи двох типів: відкриті та закриті.
В системі відкритого типу стічні води, які надходять в установки підготовки нафти, скеровуються у піскоуловлювач, де відділяються великі за розмірами меха-нічні домішки. З піскоуловлювача вода самопливом тече у нафтоуловлювач, в яко-му від неї відділяється основна маса нафти і механічних домішок. Нафту, що зби-рається за рахунок гравітаційного розділення, відкачують з нафтоуловлювача на установки підготовки, а воду скеровують у відстійники для доочищення, трива-лість якої може бути від декількох годин до двох діб. Далі вода для більш високого ступеня очищення перекачується через фільтри у місткість, з якої насосами висо-кого тиску через кущові насосні станції передається у нагнітальні свердловини.
Основним з головних недоліків установок відкритого типу є контактування води з киснем повітря, що призводить до окислення заліза, тобто гідрат закису Fe(OH)2 переходить у гідрат окису Fe(OH)3. Це спричинює зміну водневого показника, підвищення корозійної активності води. Але такі установки мають і позитивні риси: використання одних і тих же споруд для очищення води різного складу, можливість очищення стічних і прісних вод у єдиному потоці незалежно від їх складу, тиску газонасиченості; можливість зміни якості очищення води, використовуючи різні коагулянти (сірчанокислий алюміній, поліакриламід та ін.). Такі системи найчастіше рекомендуються для стічних вод з великим вмістом сірководню, вуглекислого газу, а також для більш глибокого очищення води від нафти та механічних домішок.
Закрита напірна система очищення дає змогу інтенсифікувати процес підготовки води, активно використовувати відстій та фільтрацію під тиском. При такій системі виключається контакт води з киснем повітря, попереджуються окислювальні реакції, суттєво знижується корозійна агресивність води, а отже, зменшується і ступінь її забруднення, корисно використовується залишковий тиск газу після апаратів установки підготовки нафти.
535
Рис.23.5. Відстійна установка закритого типу
До недоліків закритої системи слід віднести необхідність будівництва паралельного блоку очищення прісних вод. Однак, саме ця система найбільш поширена, що пов'язане з застосуванням на промислах високонапірної герметизованої системи збору і підготовки нафти, газу і води, а також необхідністю підтримання екологічної рівноваги навколишнього середовища.
За принципом дії установки закритого типу поділяються на відстійні, фільтраційні, флотаційні й електрофлотаційні. У найбільш поширених відстійних установках закритого типу (рис.23.5.) стічна вода 1, яка надходить з установок підготовки нафти, змішується з нагрітою пластовою водою VII, яка виводиться із відстійників або підігрівачів-деемульга-торів установки підготовки нафти, проходячи краплиноутворювач 1, подається у резерву-ар-відстійник 2 з рідинним гідрофільтром. Резервуар-відстійник виконаний аналогічно типовому вертикальному резервуару і має сифонний пристрій, який забезпечує підтримання заданого шару води під шаром нафти. Стічна вода з домішками нафти після змішування з гарячою водою, яка вміщує реагент-деемульгатор, і турбулентного перемішування у крап-линоутворювачі надходить через розподілювач під шар води у резервуарі-відстійнику 2. Піднімаючись через рідинний гідрофільний фільтр (шар води), краплини нафти відділяються від стічної води.
Попередньо зневоднена нафта П відводиться з верхньої частини резервуара-відстійника 2, а стічна вода Ш скеровується у резервуар-відстійник 3 з гідрофобним рідинним фільтром. Цей резервуар виконаний аналогічно попередньому, але має сифонний пристрій, що забезпечує підтримання заданого шару нафти над шаром води. Стічна вода вводиться в резервуар через променевий перфорований розподілювач у шар нафти зверху вниз. Відділена нафта V виводиться з резервуара-відстійника і скеровується на установку підготовки нафти (УПН). Емульсія IV, яка утворюється на контакті нафти і води, також виводиться з резервуара-відстійника і скеровується на УПН. Очищена від краплин-
536
ної нафти вода VI проходить через місткість 4 і насосами 5 закачується у поглинальні або нагнітальні свердловини.
Основним апаратом установок, які працюють за принципом фільтрації, є фільтр, де стічна вода після відстою проходить через шар гранульованого поліетилену з розмірами гранул 4-5 мм. Поліетилен має гідрофобні властивості, що забезпечує затримання краплин нафти на його поверхні і їх злиття, тобто коалесценцію. Очищена вода закачується у нагнітальні свердловини. При забрудненні гранул поліетилену їх промивають протягом ЗО хв в очищеній воді з добавкою 10-15% гасу.
Підготовка стічних вод, побудована за принципом флотації, здійснюється у резервуарах-флотаторах та електрофлотаторах.
У першому випадку вилучення з рідини дисперсних частинок відбувається бульбашками газу, який виділяється з газонасиченої стічної води при зниженні тиску у флотаційній зоні з 0,3-0,6 МПа до 0,1 МПа. Це дає змогу одержати до 10 л вільного газу на 1 м3 води. Стічна вода піднімається у резервуарі-флотаторі зі швидкістю, яка забезпечує перебування її в цій зоні протягом не менш, як 20 хв. Бульбашки газу, що виділяються з води, рухаючись вгору, зустрічають на своєму шляху дисперсні частинки, краплинки нафти, захоплюють їх і піднімають на поверхню, утворюючи там шар піни.
Умови утримання частинки, яка наявна у воді, бульбашкою газу відповідають залежності
(23.2)
де — вага частинки у воді, Н; а — діаметр в місці злиття бульбашки з частинкою, м; — поверхневий натяг на межі рідина-газ, Н/м; — крайовий кут змочування; —радіуси кривини головних перетинів бульбашки на горизонтальній площині частинки, що прилипла, м.
Нафта збирається в кільцевих жолобах всередині резервуара і виводиться з нього. Вода збирається у відстійну, зону в нижній частині резервуара і також виводиться з нього. Дисперсні частинки, які добре змочуються водою, не захоплюються бульбашками газу у флотаційній зоні і під дією сили тяжіння осідають на дно резервуара-флотатора.
Електрофлотація — це флотація газом (кисень і водень), який утворюється при електролізі води. Перевага цього методу полягає в тому, що при електролізі утворюються тонко-дисперговані бульбашки. Це сприяє швидкому освітленню води, що вміщує нафту. Сам же процес очищення стічної води аналогічний очищенню у резервуарі-флотаторі. На процес очистки методом електрофлотації суттєво впливає розташування електродів. Рекомендується один електрод розмістити в нижній частині апарата в горизонтальній площині так, щоб бульбашки, які виділяються на ньому, пронизували весь об'єм води, що очищається. Другий електрод закріплюють у вертикальному положенні так, щоб він не заважав флотації дисперсних частинок. Електроди виконують у вигляді пластин та ґраток так, щоб можна було регулювати відстань між ними.
З метою підвищення ефективності процесів флотації в стічну воду вводять хімічні реагенти, які за механізмом дії на дисперсні частинки поділяються на дві групи: коагулянти (речовини, які забезпечують укрупнення дисперсних частинок і їх осідання) і флокулянти (речовини, які забезпечують утворення пластівців, що випадають в осад). Ефективність коагулянтів (сірчанокислий алюміній, хлорне залізо, залізний купорос) та флокулянтів (поліакриламід) суттєво зростає при їх комбінованому використанні.
Розчин коагулянта слід готувати поперемінне у двох баках, обладнаних барботерами для перемішування розчину повітрям протягом 30-40 хв. Потім розчин повинен відстоятися. Розчин флокулянта доцільно готувати з застосуванням мішалки шнекового або лопатевого типу з частотою обертання 100-300 об./хв. Дозують флокулянт насосом-
537
дозатором шнекового або поршневого типу. Використання для цього відцентрових або шестірних насосів не допускається, щоб уникнути розриву або закручування ланцюжків молекул полімеру.
Установки для підготовки стічних вод є небезпечними для навколишнього середовища внаслідок можливості випаровування нафти, попадання стічних вод у підземні прісні води при порушенні герметичності відстійників. Для запобігання цих явищ слід не допускати попадання води в ріки, водоймища, усувати несправності резервуарів-відстійників та інших гідротехнічних споруд.