- •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 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
Однією з основних умов раціональної розробки нафтових родовищ є найбільш повне вилучення нафти з надр. Показником ступеня використання запасів нафти є коефіцієнт нафтовіддачі . Різні сторони динаміки цього процесу можна виразити кількома частинними значеннями цього коефіцієнта, найбільш важливими з яких є поточний та кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі і .
Серед методів підвищення нафтовіддачі, що характеризуються якісно більш ефективними процесами, ніж традиційний метод заводнення, можна назвати витиснення нафти міцелярними розчинами, двоокисом вуглецю, парою, за допомогою внутрішньопластового горіння.
При розробці нафтових родовищ новими методами в пластах відбуваються дуже складні процеси і явища: адсорбція і десорбція хімічних реагентів, руйнування структури розчинів і складних молекул, фазові переходи, масоперенос, дифузія, дистиляція та окислення нафти, кондуктивний і конвективний перенос тепла, дисипація, хімічні реакції та перетворення речовин, відкладання солей, інверсія змочуваності, капілярні процеси, які поки що недостатньо вивчені і вимагають спеціальних фундаментальних досліджень. Ці процеси і явища визначають особливості механізму вилучення нафти й ефективність показників, що досягаються методами підвищення нафтовіддачі.
Виявлено, що у заводнених пластах утворюються різні види залишкової нафти. За даними експертних оцінок, залишкова нафта розподіляється таким чином, %: у слабопроник-них прошарках на ділянках, які обійшла вода, — 27; в застійних зонах однорідних пластів — 19,0; в лінзах, що не розкриті свердловинами, — 16; у вигляді плівок — 31; біля місцевих непроникних екранів — 8.
Більша частина залишкової нафти (60 — 65%) не охоплена процесом заводнення або не дренується внаслідок високої макронеоднорідності пластів, що розробляються. Друга частина залишкової нафти (35 — 40 %) залишається в обводнених колекторах внаслідок їх мікронеоднорідності, нестійкої фільтрації, дії різних фізичних та фізико-хімічних факторів. Ця частина може бути піддана повторній консолідації.
Якщо між початковою нафтонасиченістю і проникністю колектора існує пряма залежність, то середні значення залишкової нафтонасиченості практично не залежать від проникності колектора і досить стійкі для окремих формацій і нафтонасичених зон. За останніми даними, ці величини змінюються в межах від 19 % для пісковиків до 28 % для карбонатних колекторів.
Залишкова нафта в природних умовах в обводнених зонах пластів може перебувати одночасно в неоднаковому стані. Характер її розподілу залежить від структури порового простору і фізико-хімічних властивостей фаз, що стикаються. Якщо поверхня твердої фази гідрофільна, то нафта залишається переважно у вигляді глобул, які розпорошені в поровому просторі. Вони можуть розміщатися як в поодиноких великих порах, так і в декількох поро-вих каналах.
Якщо пористе середовище частково гідрофобне, то залишкова нафта присутня в порах на гідрофобних ділянках у вигляді плівки. Тут у великих порах нафта може зливатись з тою нафтою, що надійшла сюди із дрібних пор.
263
У гідрофобних колекторах початкове зв'язана вода розподілена уривчасто і займає найбільші пори. Вода, що вторглася при заводненні, змішується зі зв'язаною, залишаючись у тих же порах.
Залишкова нафта розміщується в порах меншого розміру, а також у вигляді плівки на поверхні великих пор.
Значний вплив на зміну властивостей нафти в поровому просторі справляє вода, що нагнітається (окислення і гідродинамічна хроматографія). Погіршення властивостей залишкової нафти в даному випадку залежить від тривалості промивання водою даної зони.
Таким чином, властивості залишкової нафти суттєво відрізняються від властивостей нафти, що видобута на поверхню. Практично всі відомі процеси збільшення нафтовіддачі передбачають переміщення та мобілізацію залишкової нафти в обводнених зонах пласта. Мобілізацію залишкової нафти можна здійснити підвищенням співвідношення гідродинамічних і капілярних сил. Тут діють також гравітаційні та пружні си-
ли. Процеси консолідації залишкових запасів надзвичайно повільні. Тому при розв'язанні проблеми довилучення залишкової нафти необхідний пошук методів їх інтенсифікації. І це в принципі є призначенням методів підвищення нафтовіддачі продуктивних пластів.
Оскільки стан залишкової нафтонасиченості неоднорідний, а властивості нафти, води і газу в покладах з різними геолого-фізичними умовами також різноманітні, то уявляється цілком безперечним, що не може бути одного універсального методу підвищення наф-
Рис.8.1. Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пластів
264
товіддачі, який би усунув усі причини залишкової нафтонасиченості. Серед цих причин слід назвати розчленованість, уривчастість пластів, неоднорідність пластів за проникністю, високу в'язкість нафти порівняно з водою, що її витісняє, міжфазні, молекулярні сили, мікронеоднорідність.
Намагання кваліфікованого підходу до вивчення і застосування на практиці методів підвищення нафтовіддачі вимагає їх певної класифікації. Якщо виходити із положення, що найбільш широко відомі на сьогодні методи підвищення нафтовіддачі пластів базуються на заводненні (вода - основний компонент всіх робочих агентів) і застосовуються після або разом з ним, то за своїм призначенням і способом дії їх можна класифікувати, як дію на нафту, що залишилась у пласті в макро- і мікромасштабі. У першому випадку досягають мети головним чином завдяки зниженню в'язкості і збільшенню об'єму нафти, а також збільшенню в'язкості ц агента, що її витісняє. В другому випадку домагаються зниження міжфазного натягу а, гідрофілізації поверхні колектора та підвищення фазової проникності Афн для нафти і її зниження для води.
За характером дії робочих агентів класифікацію відомих методів збільшення нафтовіддачі можна подати у вигляді схеми (рис.8.1). В спеціальній літературі можна зустріти класифікації методів підвищення нафтовіддачі, де в основу покладеш інші принципи.