- •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,
10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
Фонтанування можливе за рахунок гідростатичного напору і енергії газу, що виділяється із нафти. Розрізняють три типи фонтанних свердловин і відповідно три види фонтанування (рис. 10.2): 1 - артезіанське фонтанування ( > ; ); 2 – газліфт не фонтанування з початком виділення газу в стовбурі свердловини ( ; < ); 3 -
327
газліфтне фонтанування з початком виділення газу в пласті ( < ; < ), де вибійний тиск у свердловині, Па; — тиск насичення нафти газом, Па; - гирловий тиск (на викиді свердловини), Па; - затрубний тиск, Па.
Умова артезіанського фонтанування записується із рівняння балансу діючих тисків у вигляді:
(10.1)
де Н - глибина свердловини по вертикалі (приймається звичайно до рівня середини інтервалу перфорації, тобто середини продуктивного пласта), м; = /2 - середня густина рідини у свердловині, кг/м3; - густина рідини відповідно в умовах вибою і гирла, кг/м3; — прискорення вільного падіння, м/с2; — втрати тиску на гідравлічний опір, Па; — гирловий тиск, Па. З урахуванням викривлення свердловини
або Я = (10.2)
де - відстань від гирла до вибою вздовж осі похилої свердловини, м; — середній зенітний кут нахилу свердловини (або кут відхилення осі свердловини від вертикалі), рад.; - зенітний кут на ділянці стовбуру свердловини довжиною , рад.; п — число ділянок різного нахилу свердловини (в подальшому розглядаються вертикальні свердловини, а нахил їх легко врахувати подібним чином).
Фонтанні свердловини другого і третього типів представляють собою газорідинний підйомник, коли газ не вводиться з поверхні, а виділяється із нафти. Тоді умова газліфтного фонтанування записується:
Рис. 10.2. Фонтанні свердловини:
а-артезіанська; 6-газліфтна з початком виділення газу у свердловині; e-газліфтна з початком виділення газу у пласті; 1-підйомні (фонтанні) труби: 2-експлуатаційна (обсадна) колона; /.-довжина підйомних труб; Я-глибина свердловини
328
де — ефективний газовий фактор (середній по довжині підйомних труб), м3/!*3; — пластовий газовий фактор (або кількість газу, який виділяється із нафти при зниженні тиску до атмосферного з розрахунку на одиницю об'ємної витрати нафти), м'/м3; — коефіцієнт розчинення газу в нафті, м3/ (м3 • Па); - відповідно тиск біля башмака підйомних труб, гирловий і атмосферний, Па; — об'ємна частка води у продукції свердловини (об'ємна обводненість продукції); — питома витрата газу в газорідинному підйомнику, причому залежно від умов фонтанування приймається при оптимальному (найбільш доцільно) чи максимальному режимах роботи, м3/м3.
10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
Мінімальний вибійний тиск фонтанування - це найменший тиск, при якому ще можливе фонтанування. Він визначається із умов фонтанування.
Стосовно до артезіанського фонтанування для його визначення вибійний тиск представляють із рівняння припливу рідини у свердловину (рівняння індикаторної лінії). Наприклад, із параболічного рівняння припливу = маємо
(10.3)
тоді записуємо умову (10.1) у вигляді рівності
(10.4)
або у функціональному вигляді з врахуванням залежності від Q M(Q) = , де Q — об'ємний дебіт свердловини, м3/с; —, коефіцієнт пропорціональності (коефіцієнт продуктивності свердловини при п=1), м3/(с·Пап); п — показник режиму фільтрації (1 0,5); —пластовий тиск, Па. Втрати тиску на гідравлічне тертя визначаються за формулою Дарсі-Вейсбаха з врахуванням діаметра і довжини труб, по яких рухається рідина у свердловині. Тиск тут і далі визначається із умови нафтогазозбору на промислі.
Розв'язуючи останню рівність методом послідовних наближень (ітерацій) або графоаналітичним методом (рис. 10.3, а), знаходимо дебіт Q і за формулою (10.3) мінімальний вибійний тиск фонтанування Із рис. 10.3.а видно, що фонтанування можливе при Найбільший дебіт при артезіанському фонтануванні може бути при ,
Для визначення мінімального вибійного тиску при газліфтному фонтануванні з умови фонтанування розраховуємо довжину підйомних труб за формулою
(10.5)
де = — діаметр підйомних труб, м.
Якщо одержуємо , то мінімальний вибійний тиск газліфтного фонтанування (другий тип свердловини)
(10.6)
329
Рис. 10.3. Графічна інтерпретація умов артезіанского (а)
і газліфтного (б) фонтанування (штриховкою показані
області можливого фонтанування)
Якщо одержуємо L > Н, то маємо свердловину третього типу. Тоді приймаємо , а мінімальний вибійний тиск визначаємо із трансцендентного рівняння графоаналітичним методом (рис. 10.3, б):
(10.7)
Підкреслимо, що в силу нерозривності потоку тривале фонтанування можливе за умови узгодженої спільної роботи пласта і підйомника, тобто за умови рівності витрат рідини, яка припливає із пласта і яка піднімається у стовбурі свердловини : = =Q
Рис. 10.4. Графік спільної роботи пласта і підйомника при газліфтному фонтануванні
|
Спільна їх робота узгоджується через що видно при ар-тезіанському фонтануванні з рівняння (10.1). Графік спільної роботи пласта і фонтанної свердловини при газліфтному фонтануванні показано на рис. 10.4. Точки перетину ліній і характеризують спільну узгоджену роботу пласта і підйомника; у решті випадків має місце неузгоджена робота
або Причому точці Н відповідає нестійка робота, оскільки найменші коливання приводять до зриву фонтанування (точка 3) або переходу роботи в точку С - точку стійкої спільної узгодженої роботи пласта і підйомника. Це легко зрозуміти, пов'язавши зміну зі зміною рівня рідини у свердловині, наприклад, для
330
свердловини другого типу (при > нагромаджується рідина у свердловині та зростає а при < — навпаки зменшується ). Тривале газліфтне фонтанування можливе тільки при одному цілком визначеному тискові За зміни -точка С буде переміщатися вздовж індикаторної лінії , а при деякому їх співвідношенні криві і можуть не перетинатися, тоді фонтанування не відбуватиметься (можливі положення кривої ліфтування на рис. 10.4 показані пунктирною лінією).
При зниженні вибійного тиску нижче фонтанування зривається, а отже на момент зриву фонтанування дебіт > 0 (цей дебіт відповідає ).