- •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,
2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
Запасами називають масу нафти і конденсату або об'єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 МПа і 20°С). При визначенні запасів родовищ обов'язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться в них (етан, пропан, бутан, сірка, гелій, метали), видобуток яких є доцільним. Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, за ступенем вивченості діляться на категорії А, В, С, іС2
Категорія А - запаси покладу (його частини) вивчені детально. Обчислюються у покладі (його частині), який розбурений згідно з затвердженим проектом розробки родовища нафти або газу.
Категорія В - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на основі одержаних промислових припливів нафти або газу в свердловинах на різних гіпсометричних відмітках.
Категорія СІ - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на основі одержаних у свердловинах промислових припливів нафти або газу (частина свердловин випробувана випробувачем пластів) і позитивних результатів геологічних і геофізичних досліджень у невипробуваних свердловинах.
Категорія С2 - запаси покладу (його частини), наявність яких обгрунтована даними геологічних або геофізичних досліджень. Підраховуються у нерозвіданих частинах покладу, які прилягають до ділянок з запасом більш високих категорій; в проміжних і вищезаля-гаючих невипробуваних пластах розвіданих родовищ.
Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, діляться на дві групи: балансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на теперішній час еко-
57
номічно недоцільна, або технічно і технологічно неможлива, але які в майбутньому можуть бути переведені в балансові. В групі балансових запасів виділяють видобувні запаси, тобто ту їх частину, яку можна видобути з надр при сучасному рівні техніки і технології видобутку.
Методи підрахунку запасів нафти. За допомогою об'ємного методу визначається маса нафти в насиченому об'ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою
де - видобувні запаси нафти, тис.т; F - площа нафтоносності, тис.м2; h - середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м; т - середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од.; — середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од.; - коефіцієнт нафтовіддачі, частках од.; - середній перерахунковий коефіцієнт, частках од.; - середня густина нафти на поверхні після після ії дегазації, т/м3. Значення підрахункових параметрів заокруглюють до сотих часток одиниці, а параметрів і — до тисячних.
Площу нафтоносності визначають за допомогою планіметра на обчислювальних планах, які представляють собою структурні карти покрівлі (підошви) продуктивного пласта з нанесеними на них всіма пробуреними свердловинами, контурами нафтоносності та межами категорії запасів.
Середні значення підрахункових параметрів можуть бути визначені як середньоарифметичні, середньозважені за площею, або об'ємом покладу. При визначенні середньозважених величин необхідно побудувати карти зміни відповідного обчислювального параметру по площі (карти ефективності нафтонасиченої товщини, пористості, нафтонасиченості і ін.), середньоарифметичне значення обчислювального параметру визначають за формулою
де — значення обчислювального параметру в окремих свердловинах: п - кількість свердловин. Середньозважене значення обчислювального параметру визначається за площею нафтоносності ( ):
і за об'ємом покладу (. ):
де — середнє значення обчислювального параметру на ділянці між двома сусідніми ізолініями на карті цього параметру; — площа ділянок, обмежених двома сусідніми ізолініями на карті; — середні ефективні нафтонасичені товщини пласта відповідно на площах
Значення параметрів = 1 / ( — об'ємний коефіцієнт пластової нафти) і беруть як середньоарифметичне значення із значень цих параметрів, визначених в окремих свердловинах, розташованих на різних гіпсометричних відмітках. Величину вибирають залежно від режиму покладу і запроектованих заходів дії на пласт.
Метод матеріального балансу. Згідно з цим методом балансові запаси вуглеводнів в покладі до початку розробки дорівнюють сумі видобутих ( ) і залишкових запасів на будь-яку дату розробки:
58
Балансові запаси нафти за даним методом визначають залежно від режиму роботи покладу:
для режиму розчиненого газу
для пружноводонапірного режиму
для змішаного режиму роботи газонафтового покладу (з газовою шапкою)
де - нагромаджений видобуток нафти в об.од; - двофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти і газу при зниженні пластового тиску від Р0 до Р; - об'ємний коефіцієнт пластової нафти до початку розробки; - середній газовий фактор за період видобутку об'ємів нафти при стандартних умовах; - число об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти при середньому початковому пластовому тиску Р0\ - об'ємний коефіцієнт пластового газу при початковому тиску Р0,
де - коефіцієнт стисливості газу при тиску Р0; Т - 273°С, - пластова температура, °С; - кількість води, яка зайшла в пласт, і видобутої води за період зниження пластового тиску від Р0 до Р при стандартних умовах, об.од.; - відношення об'єму газу в газовій шапці (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах); - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р на дату розрахунку,
= 0,00351 (Т + уР0 ,
де - коефіцієнт стисливості газу при тиску Р0.
Статистичний метод. Цей метод базується на використанні статистичних зв'язків між різними показниками на завершальній стадії розробки, які характеризують темп зниження видобутку нафти. Частіше всього використовують криві зниження видобутку нафти в часі, ймовірну криву продуктивності свердловин і кумулятивну криву (криву нагромадженого видобутку).
Обчислення запасів вільного газу. За допомогою об'ємного методу визначається об'єм вільного газу, який заповнює газонасичений об'єм пустотного простору пластів-колекторів в межах покладу і зведений до стандартних умов. Обчислення ведеться за формулою
де - видобувні запаси газу, млн.м3; F - площа газоносності, тис.м2; h - середня ефективна газонасичена товщина пласта, м; - середні коефіцієнти відкритої пористості і газонасиченості, частках од,; - коефіцієнт газовіддачі, частках од.; /- температурна поправка, частках од.,
= (273° + 20°)/(273° + ) ,
де - тиск у кінці розробки, МПа,
59
Н - глибина на рівні центру тяжіння покладу, см; - відносна густина газу за повітрям; - поправні коефіцієнти на стисливість газу при тисках Р і ; - 1/ ; Рст -0,1 МПа.
Параметри визначаються, як і при об'ємному методі обчислення запасів нафти.
Метод обчислення за падінням пластового тиску базується на тому, що в покладах, де початковий об'єм, зайнятий газом, не змінюється в процесі розробки (поклади з газовим режимом), об'єм відібраного газу, який припадає на одиницю падіння пластового тиску, залишається постійним протягом всього часу розробки.
Обчислення видобувних запасів газу ведеться за формулою
де - об'єми видобутого газу (з врахуванням втрат) на різні дати від початку розробки покладу, млн.м3; - середні тиски в покладі відповідно на першу і другу дати і вкінці розробки, МПа; - поправні коефіцієнти на стисливість газу при тисках ,
Обчислення запасів розчиненого газу. Балансові запаси розчиненого в нафті газу для будь-якого режиму роботи покладу визначають за формулою
де - балансові запаси нафти, м3; - початкова газонасиченість нафти, визначена за глибинними пробами при диференціальному розгазовуванні, м3/м3.
Видобувні запаси розчиненого газу визначаються залежно від режиму роботи покладу:
при водонапірних режимах ( > ) -
при інших режимах ( )
де — об'ємні коефіцієнти пластової нафти до початку розробки ( при тиску ) в кінці розробки ( при тиску ); — кількість газу, розчиненого в нафті при тиску м3/м3.
Обчислення запасів конденсату. Балансові запаси стабільного конденсату визначають за формулою
а видобувні запаси
де - балансові запаси газу, м3; П - початковий вміст конденсату в пластовому газі, м /м3; - густина стабільного конденсату, т/мЗ; - коефіцієнт конденсатовіддачі.
Балансові запаси цінних компонентів (етану, пропану, бутанів, сірководню, сірки, металів, гелію, аргону та інших), які мають промислове значення, визначають за їх початковим вмістом в складі пластового газу або нафти.
60