- •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,
Список літератури
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990. -427с.
2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 245 с.
3. Нефтепромысловое оборудование: Справ./ Под ред. В.И.Бухаленко. - 2-е изд. - М.: Недра, 1990.-559с.
4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин/А.И.Акульшин, B.C.Бойко, Ю.А.Зарубин, В.М.Дорошенко - М.: Недра, 1989. - 480 с.
335
Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
При газліфтній експлуатації пластову енергію, що надходить у свердловину, доповнюють закачуванням газу в свердловину з поверхні, тобто здійснюють штучне фонтанування, яке називають газліфтним підйомом, а спосіб експлуатації - газліфтним. Умова роботи газліфта записується:
Gеф + Rозак ≥Rо , (11.1)
де Gеф — ефективний газовий фактор, м3/м3; Rозак — питома витрата закачуваного газу (віднесена до витрати рідини), м3/м3; R0 — необхідна питома витрата газу, м3/м3.
При закачуванні повітря чи вуглеводневого газу відповідно розрізняють ерліфт чи газліфт, а якщо газ подають компресором — компресорний газліфт (інколи компресорний спосіб експлуатації). При безкомпресорному газліфті природний газ виходить під власним тиском із газових родовищ. Різновидом його є внутрішньосвердловинний безкомпресорний газліфт, коли перепуск газу здійснюється із газового покладу безпосередньо у нафтовій свердловині.
Область застосування газліфта — високодебітні свердловини з великими вибійними тисками, свердловини з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення, пісочні свердловини, викривлені свердловини, а також свердловини у важкодо-ступних умовах (наприклад, затоплюваність, паводки, болота, відсутність доріг і т.д.). Газліфт можна застосовувати тільки при наявності достатньої кількості закачуваного газу.
Якщо на родовищі була організована газліфтна експлуатація, але дебіти і вибійні тиски зменшились, то переводять роботу свердловини з безперервного на періодичний газліфт (газ закачують періодично). І.Г. Белов рекомендує такий перевід при загальній питомій витраті газу не менше 200 м3/м3 на 1000 м глибини спуску 73—мм підйомних труб і дебіті менше 50 т/доб.
Залежно від числа рядів труб, концентричне розміщених у свердловині розрізняють конструкції дво-, півтора - та однорядних підйомників (рис. 11.1), а залежно від скерування подачі газу - кільцеву (газ подають у кільце - затрубний чи міжтрубний простори) та центральну (газ подають у центральні труби) системи підйомників.
На гирлі газліфтних свердловин встановлюють спрощену фонтанну арматуру або комплектну газліфтну установку для безперервного газліфта типу Л і для похило спрямованих свердловин типу ЛН, ЛНТ, а для періодичного газліфта - типу ЛНП, причому установка ЛНТ призначена для відбору рідини із високопродуктивних свердловин по затрубному простору [4].
Умовні позначення установок: Л, ЛН, ЛНТ, ЛНП — тип газліфтної установки; перше число після букв — умовний діаметр ліфтової колони НКТ, мм; букви А, Б, В - умовий зовнішній діаметр газліфтного клапана, який дорівнює відповідно 38, 25 і 20мм; наступне двозначне число — допустимий перепад тиску на свердловинне обладнання, МПа; останнє тризначне число — максимальний діаметр пакера, мм; К — виконання за корозійною стійкістю (аналогічно до фонтанних арматур). Наприклад, ЛН- 73Б-35 -112К2, ЛНТ-73Б-35.
Установка типу Л включає свердловинне обладнання, яке складається із свердловинних камер типу К, газліфтних клапанів типу Г, пакера ПН-ЯГМ і прийомного клапана. В установках типу ЛН використовують свердловинні камери типу КТ або КТ1, які разом з
336
Рис. 11.1. Газліфтні підйомники:
а,6, в - відповідно дво-, півтора- і однорядний підйомники кільцевої системи; г-однорядний підйомник центральної системи
вілхилювачами типу ОК чи ОКС забезпечують надійну посадку газліфтних клапанів комплектом канатної техніки, а також пакер типу 2ПД-ЗГ з гідравлічним ущільненням і ніпелем. У комплекті установок типу ЛНТ використовують свердловинні камери типу КТ1Н, газліфтні клапани типу ЗГ, прийомний клапан типу КПП і посадочний ніпель. Установки типу ЛНП на відміну від установок типу ЛН включають тільки свердловинні камери типу КТ1, газліфтні клапани типу 5Г, роз'єднувач колони типу 4РК, пакер типу 2ПД-ЗГ, прийомний клапан КПП1 з ніпелем і перевідник. Гир лове обладнання представлене фонтанною арматурою.
Умовні позначення газліфтних клапанів: Г - газліфтний клапан сильфонного типу; цифра перед буквою Г - номер моделі; перші цифри за буквою Г - умовний діаметр клапана, мм; наступні дві цифри - робочий тиск, МПа; Р - робочий газліфтний клапан (без букви Р -пусковий).Наприклад, 2ГР-25-21; 5Г-25-35; 2ГР-25-35К2; Г-38-21.
Технічні характеристики основного газліфтного обладнання наведені у табл. 11.1 - 11.3.
Таблиця 11.1.
Показник газліфтних установок |
ЛН-60В-21 |
ЛН;73Б-21 |
ЛН-73Б-35 |
ЛН-89Б-21 |
ЛН-89Б-35 |
ЛН-73В-60Б-35 |
ЛН-89Б-73Б-35 |
ЛНТ-73Б-35 |
ЛНП-60Б-21 |
ЛНП-60Б-35 |
ЛНП-73Б-21 |
ЛНП-73Б-35 |
Умовний діа-метр НКТ, мм |
60 |
73 |
73 |
89 |
89 |
73x60 |
89x73 |
73 |
60 |
60 |
73 |
73 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм |
146; |
146; |
146; 168; |
168 |
168 |
168x 140 |
168x 140 |
146; |
140; |
140; |
146; |
146; |
168 |
168 |
168x 140 |
|
|
|
|
168 |
146; |
146; |
168 |
168; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
168 |
168 |
|
|
|
Робочий тиск, |
21 |
21 |
35 |
21 |
35 |
35 |
35 |
35 |
21 |
35 |
21 |
35 |
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура свердловинного середовища, °С |
100
|
100
|
100; 120
|
100
|
100
|
120
|
120
|
373
|
|
|
|
|
Глибина спуску, м |
2500 |
2500 |
3500 |
2500 |
3500 |
5000 |
5000 |
3500 |
2200 |
2200 |
2500 |
2500 |
337
Продовження табл. 11.1
Показник газліфтних установок
|
ЛН-60Б-21 |
ЛН-73Б-21 |
ЛН-73Б-235 |
ЛН-89Б-21 |
ЛН-89Б-35 |
ЛН-73Б-60Б-35 |
ЛН-89Б-73Б-35 |
ЛНТ-73Б-35 |
ЛНП-60Б-21 |
ЛНП-60Б-35 |
ЛНП-73Б-21 |
ЛНП-73Б-35 |
Діаметр пакера, |
118; |
118; |
118; |
136; |
136; |
112; |
112; |
97; |
112; |
112; |
122; |
118; |
мм |
122; |
122; |
122; |
140; |
140; |
118; |
118; |
117 |
118; |
118; |
136; |
122; |
|
136; |
136; |
136; |
145 |
145 |
122 |
122 |
|
122; |
122; |
140; |
136; |
|
140; |
140; |
140; |
|
|
|
|
|
136; |
136; |
145; |
140; |
|
145 |
145 |
145; |
|
|
|
|
|
140; |
140; |
148 |
145 |
|
|
|
112 |
|
|
|
|
|
145, |
145 |
|
|
Для внутрішньосвердловинного газліфта розроблені установки УВЛ і УШІГ, причому установка УВЛ Г забезпечує також одночасний роздільний відбір газу (табл. 11.4). Вони включають пакери ПН-ЯГМ та ПД-ЯГМ (або 1ПД-ЯГ з якорем ЯГ-1), вибійний пристрій прямої або перехресної течії з дроселем і золотником.телескопічне з'єднання та циркуляційні клапани.
Таблиця 11.2.
Параметр газліфтних клапанів
|
2Г-25-21 |
2ГР-25-21 |
ЗГ-25-35 |
ЗГ-25-35 |
2Г-25-35К2 |
2ГР-25-35К2 |
Г-38-2 |
ГР-3821 |
Умовний діаметр, мм |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
38 |
38 |
Робочий тиск, МПа |
21 |
21 |
35 |
35 |
35 |
35 |
21 |
21 |
Максимальний тиск зарядки сильфона, МПа |
10 |
10 |
12,5 |
12,5 |
12,5 |
12,5 |
10 |
10 |
Діаметр прохідних отворів, мм |
5; 6,5; 8; 9,5 |
5; 6,5 |
5; 6,5; 8; 9,5 |
5; 6,5; 8; 9,5 |
5; 6,5; 8; 9,5 |
5; 6,5; |
5; 6,5; 8; 9,5 |
5; 6,5; 8; 9,5 |
Ефективна площа сильфона, см |
2,34 |
2,34 |
2,3 |
2,3 |
2,3 |
2,3 |
4,1 |
4,1 |
Максимальна довжина |
4,5 |
4,5 |
4,5 |
4,5 |
4,5 |
4,5 |
6 |
6 |
штока, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
Примітка. Температура свердловинного середовыща 100«С.
Таблиця 11.3
Параметри свердловинних газліфтних камер
|
КТ-73-Б |
КТ-НКТ-102Б-35 |
КТ-НКМ-102Б-35 |
КТ1-60Б-21 |
КТ1-73-Б21 |
КТ1-89Б |
КТ1-73Б/57-35K2 |
KT1-HKM-73Б/57-35К2 |
КТ1Н-73Б-35 |
Умовний діаметр приєднувальної різьби, мм |
73 |
102 |
HKM-102 |
60 |
73 |
89 |
73 |
HKM-73 |
73 |
338
Продовження табл. 13.3
Параметри свердловинних газліфтних камер
|
КТ-73-Б |
КТ-НКТ-102В-35 |
КТ-НКМ-102Б-35 |
КТ1-60Б-21 |
КТ1-73-Б21 |
КТ1-89Б |
КТ1-73Б/57-35К2 |
КТ1-НКМ-73Б/57-35К2 |
КТШ-73Б-35 |
Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм |
140: 146; 168
|
168; 178
|
168; 178
|
146; 168
|
146; 168
|
168 |
146; 168 |
146; 168
|
146; 168
|
Умовний діаметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
прохідного отвору |
59 |
85 |
85 |
48 |
59 |
72 |
57 |
57 |
59 |
камери, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Робочий тиск, МПа |
21; 35:50; 70 |
35 |
35 |
21 |
21 |
21 |
35 |
35 |
35 |
Робоча температура, °С |
100; 200 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
150 |
150 |
120 |
В основному використовується групова система газорозподілу - газ подається від компресорної станції через декілька блочних розподільних батарей ГРБ-14 (підключають 14 газліфтних свердловин),які встановлюють на газорозподільчих пунктах. На кожній газовій лінії монтують голчастий регулювальний вентиль (штуцер) і вимірювальну шайбу (діафрагму),а іноді замість штуцера регулятор тиску "після себе".