- •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 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
Загальний об'єм газу у підземному сховищі поділяється на дві частини: активний (робочий) і буферний (залишковий) газ. Активний газ - це газ, який використовується для покриття різного виду дефіциту газопостачання. Сюди ж входять державний та оперативний резерви газу.
Буферний газ постійно знаходиться у газосховищі під час його експлуатації і призначений для створення певного пластового тиску у підземних сховищах газу (ПСГ) під кінець відбору активного об'єму газу, що дає змогу забезпечити необхідну продуктивність об'єкта зберігання газу, нормальні умови експлуатації пласта, підземного і наземного обладнання, а також дотримання вимог охорони надр.
При інших рівних умовах співвідношення активного і буферного об'ємів газу повинне бути максимально можливим, що визначається на основі детального техніко-економічного аналізу. Для більшості ПСГ, які експлуатуються, це співвідношення перебуває в межах 0,3-0,7.
Режим роботи підземних сховищ, газу визначається максимальним і мінімальним пластовими тисками. Максимальний пластовий тиск відповідає повному заповненню підземного сховища, мінімальний - буферному об'єму газу в пласті.
Окрім цього, розрізняють максимально допустимий тиск у ПСГ, який може бути рівним або вищим максимального. Максимально допустимий тиск у сховищі залежить від конкретних гсолого-промислових умов: глибини залягання пласта; висоти пастки, в якій створюється ПСГ; особливостей тектонічної будови структури; товщини, пластичності, міцності та проникності покришки, яка перекриває місткість сховища; режиму роботи пласта та ін.
В кожному окремому випадку він повинен бути визначений на основі детального геоло-го-промислового аналізу та спеціально проведених лабораторних досліджень.
Вітчизняний та зарубіжний досвід створення ПСГ свідчить про те, що величина максимально допустимого тиску може досягати 1,3-1,5 нормального гідростатичного тиску. Для ПСГ, які створюються у виснажених газових, газоконденсатних та газонафтових покладах, максимальний пластовий тиск часто приймається рівним початковому пластовому тиску, який був до введення їх у розробку. При наявності водонапірного режиму роботи пласта, з метою запобігання обводнення місткості ПСГ, максимальний пластовий тиск повинен бути дещо вищим. У цьому випадку часто приймається, що середній пластовий тиск при експлуатації сховища повинен бути близьким до тиску пластової водонапірної системи. За даних умов слід забезпечити запобігання перетоків газу за структурний поріг пастки та герметичність пласта-покришки. При створенні ПСГ у пастках пластових водонапірних систем з метою підтримання сформованого газового покладу у заданих об'ємах максимальний пластовий тиск, як правило, становить 1,1-1,4 від нормального гідростатичного тиску.
Створювані підземні сховища газу повинні відповідати таким вимогам:
а) підземне сховище газу має розміщатися поблизу великих споживачів газу. Вважається, що оптимальна відстань ПСГ від споживача не повинна перевищувати 0,1 довжини магістрального газопроводу;
б) місткість сховища (або групи сховищ) повинна забезпечувати зберігання даного об'єму активного газу (з врахуванням резерву);
553
в) для ПСГ, які працюють в сезонному режимі, система облаштування та устаткування (свердловини, ДКС, система підготовки газу) має забезпечити заданий постійний відбір газу протягом 90—100 діб при тривалості сезону відбору 120—150 діб. Резервний об'єм газу повинен бути забезпечений заданими потужностями для його відбору в будь-яку пору року.
Добова продуктивність газосховищ, які працюють у піковому режимі, повинна становити не менше 2 % від об'єму активного газу;
г) оптимальна глибина залягання ПСГ 600-1500 м, що забезпечує використання одних і тих же газоперекачувальних агрегатів як при закачуванні, так і при відбиранні газу. При зменшенні глибини залягання ПСГ закачування газу може здійснюватися безкомпрссорним способом, проте за цих умов суттєво збільшується частка буферного газу. При великих глибинах залягання ПСГ більша частина газу може бути відібрана безкомпресорним способом, але при цьому різко збільшуються капітальні витрати на будівництво свердловин та на компресування газу при закачуванні;
д) пастка, в якій створюється сховище, має бути герметичною. При створенні ПСГ у виснажених родовищах особливу увагу слід приділяти якості будівництва свердловин, які використовувались при розробці.
При створенні ПСГ у водоносних структурах у межах регіональних зон газонафтонаг-ромаджень повинна встановлюватися причина відсутності в останніх покладів газу і нафти;
е) пласт, в якому створюється сховище, повинен бути щільним, однорідним з високою проникність порід-колекторів (0,1—0,3 мкм2 і більше), що забсзпечує'високі робочі дебіти свердловин при високому ступені його дренування.
Загальні та спеціальні вимоги до свердловин на підземному сховищі газу. За технологічним призначенням свердловини на підземних сховищах газу поділяються на:
а) нагнітально-видобувні (експлуатаційні) для закачуваним та відбирання газу;
б) нагнітальні (тільки для закачування газу);
в) спостережні (для спостережень за тиском газу в межах газового покладу);
г) п'єзометричні (для спостережень за тиском у законтурній частині покладу і нижче площини ГВК);
д) контрольні (для спостережень за контрольними горизонтами, що залягають вище об'єкта зберігання газу);
е) розвантажувальні (для розвантажування пласта при створенні ПСГ у водоносних структурах);
є) поглинальні (для скиданим нромстоків та пластових вод, які відбираються при розвантаженні водоносного пласта в процесі створення ПСГу водоносних структурах);
ж) геофізичні (без розкриття пласта), які використовуються для спостережень за зміною газонасиченості вздовж розрізу свердловини).
Всі свердловини, передбачені бурінням у межах підземного сховища газу, мають бути герметичними. Потрібно виключити витоки газу через нещільності обсадних колон та гирлового обладнаним, а також за колонні перетоки газу.
Конструкція свердловин повинна відповідати існуючим правилам та нормам. Всі свердловини, які проходять через об'єкт зберігання газу, слід бурити зі спуском проміжної (технічної) колони до покрівлі продуктивного пласта.
Якщо нижня частина розрізу складена щільними стійкими породами, проміжна колона може бути спущена на 100-300 м вище покрівлі продуктивного пласта. У ряді випадків, при великих глибинах залягання об'єкта зберігання, складних геологічних умовах, кількість технічних колон може бути збільшена.
Експлуатаційна колона спускається, як правило, до глибини на 10-20 м нижче підошви продуктивного пласта. Якщо об'єкт зберігання представлений масивним водоплаваючим покладом, експлуатаційна колона може бути спущена на 10-20 м нижче площини ГВК, залежно від характера дренування покладу.
554
Згідно з існуючими правилами всі колони цементуються з підйомом цементного розчину до гирла свердловини. Різьбові з'єднання колон повинні забезпечувати повну їх герметичність при проектних технологічних параметрах експлуатації сховища. Розкриття продуктивного пласта здійснюють комулятивними перфораторами типу ПК-103, ПК-105, ПК-95Н зі щільністю 15-20 отворів на погонний метр. Застосування безкорпусних перфораторів (ПКС-80, ПКС-105) в зв'язку з руйнуванням цементного кільця і колони не рекомендується.
В умовах щільних колекторів розкриття пласта може здійснюватися шляхом спуску готового фільтру, який є продовженням експлуатаційної колони, з наступною манжетною заливкою. В цьому випадку з метою уникнення обводнення вибій свердловини повинен бути встановлений не менше, ніж на І0-15м вище площини ГВК.
При створенні ПСГу водоносних структурах чи в обводнених газових покладах, залежно від умов дренування пласта, розтікання газу в пласті, характеру обводнення свердловин під час відбору газу, розкривають тільки нижню або верхню частину продуктивного пласта.При цьому окремі свердловини можуть використовуватись тільки для закачування (напитальні) або відбирання газу (видобувні).
В умовах крихких, нестійких колекторів для забезпечення заданої продуктивності свердловини обладнуються спеціальними фільтрами: гравійними (намивними чи воготовлени-ми на поверхні), дротяними, керамічними, металокерамічними, полімерними та ін. В ряді випадків кріплення привибійної зони здійснюється шляхом закачування спеціальної смоли (фснолформальдегідної, карбамідної, фсноло-спиртів та ін.), цементного або цементно-піщапого розчину.
Розкриття продуктивного пласта на ПСГ відкритим вибоєм не рекомендується: ускладнюються умови експлуатації свердловин, не забезпечується надійний контроль за роботою окремих пластів. В умовах низькопроникних колекторів, з метою збільшення продуктивності свердловин, застосовується той же комплекс робіт з інтенсифікації припливу газу, що і при розробці газових покладів: солянокислотна, глинокислотна, азотноспиртосолянокис-лотна обробки, гідравлічний розрив пласта, Іїдропіскоструминна перфорація, обробка привибійної зони пласта розчинами ПАР та ін.
Діаметр експлуатаційної та проміжної колон залежить від діаметра насосно-компресорних труб (НКТ), які повинні забезпечити задану продуктивність свердловин з мінімальними витратами енергії на виніс з вибою рідини і твердих частинок.
У вітчизняній практиці створеним ПСГ, як правило, застосовуються НКТ зі зовнішнім діаметром 73; 88,9 і 114,3 мм. Для перших двох діаметр експлуатаційної колони повинен становити 146мм, для третього — 168,3 мм.
В окремих випадках, при створенні ПСГ в умовах потужних високопроникних колекторів, з метою забезпечення високої продуктивності (700 —1000 тис.м3/добу і більше) як НКТ може бути використана 168,3 мм колона. Діаметр експлуатаційної колони в цьому випадку повинен бути не меншим за 219,1 мм.
Діаметр проміжних колон і кондуктора визначається залежно від діаметра експлуатаційної колони та умов будівництва свердловин уданому регіоні.
Чіткий регламент для глибини спуску НКТ відсутній.
З мстою ефективного очищення вибою свердловини від рідини і породи НКТ спускають або до середини працюючого інтервалу (при його товщині до 20-30 м), або до глибини на 10-20 м вище нижніх перфораційних отворів.
Система розміщення свердловин на структурі. Виходячи з техніко-економічних міркувань, найбільш раціональним є групове розміщення свердловин у склепінні структури з відстанями між свердловинами 70-100 м. Ллє, як свідчить досвід експлуатації ПСГ, у зв'язку з високими темпами закачування і підбирання газу, в цих умовах виникають потужні репресійні та депресійні воронки у склепінні структури і малоактивні (застійні) зони в приконтурних областях,
555
що при фіксованому максимальному та мінімальному пластовому тисках у робочій зоні призводить до суттєвого зниження активного об'єму газу (на 10-30 % і більше) і зростання буферного об'єму газу..
Виходячи з рівномірного дренування газового покладу, оптимальною є умова =const (де — відповідно коефіцієнт початкової газонасиченості і поровий об'єм пласта в зоні дренування і-І свердловини; — газонасичений поровий об'єм, який дренується і-ю свердловиною; — робочий дебіт І'-ї свердловини).
На практиці свердловини переважно розміщують на структурі за рівномірною сіткою зі згущенням у зонах розвитку колекторів, що дає змогу значно зменшити потрібну кількість свердловин.