- •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,
10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
Фонтанний підйомник проектують на весь період фонтанування. Суть мето-дики Крилова полягає в тому, що розраховують підйомник для кінцевих умов фон-танування при оптимальному режимі, а після цього перевіряють на пропускну зда-тність для початкових умов при максимальному режимі. Звичайно, розрахунку під-лягають і d. Решту величин задають або визначають із інших міркувань, наприклад, обводненість доцільно обгрунтувати техніко-економічними розрахунками.
Стосовно свердловин першого типу розміри L, d підйомних труб задають із технологічних міркувань (невелика довжина, максимально можливий діаметр при заданому діаметрі експлуатаційної колони) для забезпечення різних промивань у свердловині, заміни рідин при освоєнні й глушінні та інших технологічних операцій, зменшення корозії експлуатаційної колони і т.ін. У всіх випадках, коли у продукції є пісок (пісочні свердловини), труби спускають до нижніх отворів перфорації (фільтру), а якщо парафін - до глибини випадання парафіну.
Допустимий мінімальний зазор між внутрішньою стінкою обсадної колони і зовнішньою стінкою муфти підйомних труб становить 12-15 мм. Це означає, що максимальний діаметр насосно-компресорних труб не повинен перевищувати при 146 -міліметровій експлуатаційній колоні 73 мм, при 168-міліметровій — 89 мм і при 194 -міліметровій — 114 мм (взято за умовними діаметрами обсадних і насосно-компресорних труб).
Гранична глибина спуску НКТ у фонтанну свердловину залежно від діаметра і групи міцності (сталь марки Д, Е, К, Л, М, Р) становить 1780 — 5500 м.
Граничну допустиму глибину спуску однорозмірної колони труб у фонтанну свердловину визначають із розрахунку на дію власної ваги залежно від типу труб за формулою
(10.8)
де — відповідно розтягуюче навантаження, при якому напруження у тілі
рівноміцної труби досягає межі текучості, і зрушуюче навантаження різьбового з'єднання нерівноміцної (гладкої) труби, Н (табл. 10.5); — коефіцієнт запасу міц-ності (звичайно приймається рівним 1,5); — маса 1 м труб, кг; — прискорення вільного падіння, м/с2.
Із умови артезіанського фонтанування (10.4) знайдемо дебіт свердловини і за рівнянням індикаторної лінії (10.3) відповідний йому вибійний тиск Параметри рідини приймають при середніх значеннях тиску і температури у свердловині. Тиски за-трубний і біля башмака НКТ пов'язані рівнянням (9.1).
331
Таблиця 10.5
Параметри насосно-компресорних труб |
Група МІЦНОСТІ |
Умовний діаметр, мм |
|||||
48 |
60 |
73 |
89 |
102 |
114 |
||
|
Д |
208 |
324 |
435(541) |
627(758) |
724 |
880 |
|
К |
273 |
426 |
573(712) |
825(998) |
953 |
1158 |
Gтах, кН |
Е |
307 |
479 |
644(801) |
928(1122) |
1071 |
1302 |
|
Л |
364 |
568 |
763(949) |
1099(1229) |
1269 |
1542 |
|
М |
422 |
658 |
884(1100) |
1274(1549) |
1471 |
1787 |
|
Р |
518 |
807 |
1084(1349) |
1563(1890) |
1805 |
2193 |
|
Д |
117 |
204 |
289(395) |
437(568) |
450 |
556 |
|
К |
154 |
268 |
380(519) |
575(748) |
592 |
732 |
G3p, KH |
Е |
173 |
302 |
427(584) |
646(840) |
665 |
832 |
|
Л |
205 |
358 |
506(692) |
766(996) |
788 |
975 |
|
М |
238 |
415 |
587(803) |
887(1153) |
913 |
1129 |
|
Р |
292 |
508 |
720(9*5) |
1089(1416) |
1121 |
1386 |
Площа поперечного перерізу тіла труби, см2 |
- |
5,57 |
8,68 |
11,66 (14,51) |
16,81 (20,32) |
19,41 |
23,58 |
Площа поперечного перерізу прохідного каналу, см |
- |
12,75 |
19,86 |
30,18 (27,33) |
45,22 (41,71) |
61,62 |
78,97 |
Примітка.У дужках вказані параметри для товстостінних труб.
Стосовно свердловин 2-го і 3-го типів з використанням умови газліфтного фонтанування визначають глибину L спуску труб за формулами (10.5) і відповідно При цьому діаметром підйомних труб спочатку задаються залежно від дебіту Q (при 6 МПа):
Q. т / добу 10-20 20-50 50-100 100-200 >200
d, mm (умовний) 43 60 73 89 102
Звичайно приймають умовний діаметр 73 мм, оскільки діаметр мало впливає на результат розрахунку L і
Діаметр НКТ для свердловин 2-го і 3-го типів розраховують із формули про-дуктивності Крилева (9.19) при оптимальному режимі для кінця фонтанування, м
(10.9)
де — дебіт кінця фонтанування (приймають за проектом розробки покладу), м3/с.
Якщо обчислений діаметр труб не дорівнює стандартному, то приймають ближчий менший стандартний діаметр, що забезпечить роботу фонтанного підйомника між режимами і (див. рис. 9.2) або використовують ступінчасту колону труб:
332
(10.10)
де — довжина нижньої і верхньої секцій НКТ відповідно меншого і більшого стандартних діаметрів, м.
Потім перевіряють підйомник на пропускну здатність при максимальному режимі для початкових умов фонтування. Для цього із умови газліфтного фонтанування при максимальному режимі графоаналітично чи методом ітерацій знаходять невідомий гирловий тиск на початку фонтанування:
або
(10.11)
де приймають чи відповідно для свердловин 2-го і 3-го типів, а обводненість, звичайно, = 0.
За формулою (9.18) обчислюють максимальну продуктивність підйомника для умов початку фонтанування.
Якщо де — початковий дебіт свердловини (відомий із проекту розробки) , то приймають кінцево труби діаметром , який задовільняє кінцевим і початковим умовам фонтанування.
Якщо < , виконують перерахунок діаметра на початкові умови фонтанування із формули максимальної продуктивності Крилова (9.18), в якій приймають :
(10.12)
Обчислений діаметр може не збігатись із стандартним діаметром, тоді приймають ближчий більший стандартний діаметр, що забезпечить роботу підйомника між режимами і ( або аналогічно ступінчасту колону труб.
Діаметр може бути більшим максимально можливого діаметра труб, які можна спустити у дану експлуатаційну колону, тоді приймають діаметр труб максимально можливим для заданої експлуатаційної колони, чим обмежується дебіт свердловини, або вирішують питання можливості експлуатації свердловини (відбору нафти) по трубах і за-трубному простору (наприклад.відсутнє відкладання парафіну на стінках свердловини). Останній випадок трапляється дуже рідко; розрахунок виконується аналогічно, а особливості обчислення еквівалентного діаметру труб при цьому стосовно газліфтної експлуатації наведені у гл.ІІ.
Якщо діаметром і глибиною спуску труб чи вибійним тиском задаються з інших міркувань (винесення із пласта піску; ; конусоутворення підошовної води чи верхнього газу і таке інше), то з використанням цих же формул за цього ж принципу визначають інші параметри, наприклад обводненість.
Тиски затрубний і біля башмака труб зв'язані між собою формулами (9.1) для свердловин другого типу і (9.3) — для свердловин третього типу.
При розрахунку фонтанної експлуатації з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта аналогічно виходять із того, що дебіт Q і рівняння припливу (чи індикаторна лінія) відомі. Може вивчатися один випадок заданого дебіту Q чи вся область можливих і
333
Рис. 10.5. Криві розподілу тиску р вздовж стовбура (а) і узгодження (б, в) роботи пласта Q( ) з роботою фонтанного підйомника ( ) при різних характеристиках залежності
неможливих умов фонтанування. Ця методика використовується для розрахунку газліфтного фонтанування.
У загальному випадку задаються рядом значень вибійного тиску < . Для прийнятих значень шукають відповідні значення Q за рівнянням припливу чи індикаторною лінією. Залежно від знайдених значень Q задаються одним діаметром НКТ. Приймають, що підйомні труби повинні бути спущені на глибину початку виділення газу (свердловини 2-го типу) або до верхніх отворів фільтра (свердловини 3-го типу). Якщо наявні ускладнюючі чинники (винесення піску, відкладання парафіну у свердловині та інше), то їх необхідно враховувати при виборі глибини спуску труб, яка конкретно встановлюється при побудові кривої розподілу тиску.
Дальше розраховують за однією із методик (див. гл. 9) криву розподілу тиску для кожного дебіту Q згідно з принципом "знизу вверх", починаючи від точки вибою з відомим тиском , відповідним прийнятому Q, і визначають гирловий тиск (рис. 10.5). При цьому можливі такі випадки:
1. — труби опущені до вибою, зокрема: а — - у НКТ рухається газорідинна суміш; б — > - у НКТ переміщується негазована рідина від . до і вище - газорідинна суміш;
2. < - башмак НКТ встановлений вище вибою на відстані = Н — h/2 — L, де Н— глибина свердловини до рівня середини інтервалу перфорації, м; Л — довжина інтервалу перфорації, м; L — глибина спуску труб, м; а - — в обсадній експлуатаційній колоні і у НКТ на відстані рухається газорідинна суміш; б - — при в обсадній колоні від до рухається негазована рідина, дальше в обсадній колоні
334
і в НКТ — газорідинна суміш; при від вибою до башмака НКТ переміщується негазована рідина, а у НКТ — газорідинна суміш; при > в обсадній колоні і у НКТ до переміщується негазована рідина, а вище у НКТ — газорідинна суміш.
У результаті одержують сукупність відповідних один одному даних причому звичайно
(10.13)
Будують графіки і |, які відображають спільну узгоджену роботу пласта і фонтанної свердловини. На осі відкладають значення тиску на початку викидної лінії (шлейфа), яка забезпечує надходження продукції свердловини на пункт збору чи проміжну насосну станцію. Цей тиск є мінімальним гирловим тиском при фонтанній експлуатації, тобто Величині відповідає і найбільший фонтанний дебіт Можливі режими фонтанування для умов даної свердловини показані штриховкою на осях графіка рис. 10.5. Якщо встановити режим роботи свердловини при то йому будуть відповідати і а надлишок гирлового тиску = буде витрачатися у штуцері. Слід зазначити, що залежність може мати різний характер: монотонний, максимуму чи мінімуму (рис. 27.5). Найбільш раціональним буде режим при
Подібні розрахунки і побудови доцільно виконати для різних значень діаметра труб d. Графічна залежність Q(d) дасть змогу обґрунтовувати вибір раціонального в конкретних умовах чи найбільшого дебітів свердловини.