- •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,
15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
Перед ремонтом до свердловин треба підвести воду і електричну енергію для освітлення, зробити фундамент для підіймального агрегата і встановити якорі для кріплення його відтяжок, побудувати або відремонтувати під'їзні шляхи і спланувати майданчик навколо свердловин, а також завезти необхідний комплект насосно-компресорних труб і, якщо необхідно, рідину в достатній кількості для глушіння свердловини.
Майстер з капітального ремонту повинен оглянути свердловину,що готуєтья до ремонту, і завчасно разом з майстром підготовчої бригади усунути виявлені недоліки. Підготовлену до ремонту свердловину ЦВНГ передає, а цех ПКРС (УПНП і КРС) приймає в ремонт, оформляючи двосторонній акт. Решту підготовчих робіт виконує бригада КРС: глушить свердловину, встановлює і закріплює відтяжками підіймальний агрегат, монтує обладнання і пристрої.
Обстежуються свердловини після встановлення герметичності колонної головки з метою визначення глибини вибою і рівня рідини, перевірки стану експлуатаційної колони і стовбура свердловини, щоб встановити наявність у ньому дефектів, аварійного підземного обладнання і сторонніх предметів. Глибину вибою і рівень рідини визначають за допомогою агрегатів Азінмаш-8А, -8Б, -45, ЗУДС, призначених для спускання і підіймання різних глибинних приладів і пристроїв.
Стан колони і фільтрової частини свердловини, місце знаходження у свердловині залишеного глибинного обладнання і сторонніх предметів встановлюють за допомогою печаток — спеціальних пристроїв, корпус яких покритий свинцевою оболонкою товщиною 8-10 мм. За своєю конструкцією і призначенням печатки бувають плоскими, конусними, універсальними і гідравлічними.
Обстеження колони перед початком ремонтно-ізоляційних, ловильних робіт і перед переходом на нижчезалягаючі горизонти є обов'язковим, тому що невиявлені дефекти можуть призвести до серйозних ускладнень. Іноді наявність у свердловинах дефектів (поздовжніх
422
тріщин, пропусків у різьбових з'єднаннях тощо) за допомогою печаток виявити не вдається. В таких випадках застосовують інші способи обстеження.
Один з таких способів полягає в перекритті фільтрової частини піском або за допомогою пакера з наступним обпресуванням верхньої частини колони на герметичність. Якщо колона не герметична, слід визначити місце і характер дефекту, усунути його і після цього проводити подальші роботи.
15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
Ловильні роботи. Ловильні роботи ведуться в свердловині з метою звільнення її від предметів, що залишились в колоні внаслідок аварії. Найчастіші види аварій — це прихоп-лення і "політ" НКТ, залишення в свердловині штангових або електровідцентрових насосів, обрив насосних штанг, залишення в свердловині тартального каната, кабелю та сторонніх предметів.
Прихоплені НКТ звільнюють шляхом розходжування, тобто чергуванням натягування і посадки колони труб. При цьому сила натягування не повинна перевищувати 60-70% розривного зусилля для труб даного діаметра і марки сталі. Висота підйому труб при натягуванні не має перевищувати 0,3-0,5 м за один підйом, після чого труби на деякий час залишають в натягнутому стані. Цей час залежить від схеми ліфта, діаметра спущених труб, глибини свердловини, характеру і місця прихоплення. Якщо перші дві-три спроби натягування труб не забезпечують їх підйому на 0,3-0,5 м, то розходжування припиняють. У цьому випадку в НКТ спускають труби меншого діаметра і закачуванням через них рідини розмивають пробку спочатку в.трубах до башмака, а потім тривалою промивкою нижче башмака розмивають піщану пробку за трубами і таким чином звільнюють труби від прихоплення.
До початку витягання труб, що впали в свердловину, визначають місцезнаходження і стан кінця труб за допомогою печатки. Залежно від стану проводять виправлення кінця труб або ж зразу спускають ловильний інструмент. Якщо кінець труби розірваний і вивернутий назовні, то для виправлення такого пошкодження використовують торцеві або кільцеві фрезери. Коли кінець труби увігнутий всередину і його неможливо захопити зовнішнім ловильним інструмантом, то необхідно розширити кінець труби для входження в нього ловильного інструмента. Це досягається з допомогою конусного райбера. Якщо після захоплення ловильним інструментом труби не піддаються відгвинчуванню, то їх розходжують або застосовують гідравлічний домкрат. При складних формах розриву труб застосовують тривале фрезерування торцевими фрезерами з наступним захопленням окремих частин труб ковпаками і магнітними фрезерами.
При падінні труб зі штанговим насосом його переважно витягають разом з трубами, але іноді й окремо. Тому для правильного підбору ловильного інструмента необхідно знати типорозмір насоса. При витяганні насосів, прихоплених піщаною пробкою, промивають свердловину для видалення пробки навколо насоса, а потім захоплюють його ловильним інструментом.
Якщо у свердловині залишено електровідцентровий насос (ЕВН) з трубами, кабелем і хомутами, які служать для кріплення кабеля до труб, труби з ЕВН витягають шляхом відгвинчування, кабель — як тартальний канат і кабель від перфоратора, а хомути — магнітним фрезером. Витягання труб, кабеля та хомутів проводять почергово. При наявності у свердловині кабеля і хомутів розходжувати схоплені ловильним інструментом НКТ не можна, бо це може призвести до утворення сальника в колоні. Розходжування можливе лише після того, як зі свердловини витягнуто всі хомути і кабель.
При витяганні ЕВН треба враховувати, що внаслідок малого зазору між насо-сом і внутрішніми стінками колони не завжди можна спустити ловильний інструмент в кільцевий простір і захопити ним зовнішню поверхню насоса.
423
В свердловину спускають на бурильних трубах з правою різьбою зовнішню трубо-ловку або ковпак і захоплюють за верхню частину ловильної головки насоса. Тру-би з лівою різьбою застосовувати не можна, тому що при їх обертанні можливе відгвинчування насоса від протектора і двигуна, яке призводить до ускладнення аварії.
Зацементовані труби спочатку відгвинчують до місця прихоплення і витягають, а ті, що залишились, обфрезеровують. Для цього використовують ловильні інструменти звільнюваного типу і за один рейс обфрезеровують, захоплюють, відгвинчують і витягають трубу- Довжина фрезера зі скеруванням повинна бути не меншою 10м. Безпосередньо над скеруванням встановлюють ловильний інструмент. Фрезерування і відгвинчування проводять з таким розрахунком, щоб кінець залишених у свердловині труб був обфрезерований для полегшення наступного циклу фрезерування. Навантаження на фрезер при фрезеруванні цементного каменя не повинно перевищувати 20кН і супроводитись інтенсивним промиванням буровим розчином.
При падінні насосних труб зі штангами (якщо штанги не ламаються і не розміщуються поруч з трубами, а залишаються всередині їх) ловильні роботи не становлять особливих труднощів. Коли ж штанги ламаються, викривлюються і розміщуються поруч з трубами, то захопити їх ловильними інструментами важко. Піднімати зловлені штанги слід повільно, без ривків і різких поштовхів. Якщо зловити штанги не вдається, їх доводиться вирізати частинами торцевими або кільцевими фрезерами.
У випадку прихоплення будь-яких інструментів чи приладів, що спускаються на кабелі, канаті чи дроті, їх розходжування не дозволяється, бо це може призвести до обриву кабеля, каната чи дроту. Коли верхній кінець каната (кабеля) знаходить-ся на гирлі свердловини, тоді в неї спускають канаторізку, якою відрізають канат (кабель) безпосередньо в місці кріплення до інструмента (приладу).
Іноді застосувати канаторізку неможливо, тоді на бурильних трубах уздовж каната (кабеля) спускають спеціальну воронку з "вікном" до глибини прихоплено-го інструмента (приладу), тримаючи канат (кабель) весь час натягнутим, прокручу-ють труби на 10-15 обертів, а потім натягують труби і обривають канат (кабель). Обрив, як правило, виникає у місці з'єднання. Після обриву канат (кабель) підніма-ють паралельно з трубами, дотримуючись при цьому однакових швидкостей підйому.
Якщо канат (кабель) обірвався і упав у свердловину, то її не можна обстежу-вати за допомогою печатки, бо це призводить до його приминання і утворення сальника, а також не можна застосовувати пікоподібні долота, фрезери всіх видів, бо при цьому можуть утворюватись щільні пробки з дрібних металевих частинок.
Ловильний інструмент (вудочки, гачки, вилки), що спускається в свердловину, повинен мати обмежувачі, що унеможливлюють проникнення цього інструмента всередину витків каната чи кабеля. Зовнішній діаметр обмежувача повинен дорівнювати діаметру нормального шаблона для даної експлуатаційної колони. Кожен спуск ловильного інструмента контролюють за індикатором ваги. При досягненні залишеного у свердловині каната (кабеля) навантаження на інструмент збільшують до 10-30 кН при одночасному його обертанні. Після цього інструмент підіймають. Після підняття інструмента з накрученим на нього канатом (кабелем) останній захоплюють і закріплюють спеціальними хомутами, після цього продовжують підйом решти каната (кабеля). Якщо у свердловині утворились клубки каната (кабеля), їх ловлять однорогими вудочками, а якщо клубки дуже ущільнені, - спускають йорж і шляхом його обертання при невеликих навантаженнях ослаблюють спресований клубок. У багатьох випадках йорж захоплює і виносить куски обірваного каната чи кабеля.
В свердловині часто залишаються й окремі предмети. Якщо вони циліндричні (желонки, насоси тощо), то використовують труболовки зовнішні і внутрішні, ковпак, мітчик-калібр, овершот, попередньо обстеживши предмети печатками. Невеликі за розміром пред-
424
мети (молот, ланцюги ключів, сухарі, плашки тощо) витягають магнітними фрезерами або фрезером-павуком. Магнітний фрезер спускають, повільно обертаючи, на бурильних трубах з промивкою до вибою.
Металеві частини фрезерують на вибої 5-10хв з промивкою. Після цього фрезер підіймають. Якщо окремі предмети витягти не вдається, їх проштовхують до вибою, подрібнюють на шматки і витягають різними інструментами. Види і конструкції інструментів для ловильних робіт наведені в довідниках КРС [ 1 -4].
Видалення твердих відкладів зі стінок свердловини. В процесі експлуатації на стінках експлуатаційних колон відкладаються солі і парафін. Відклади солей розбурюють долотами, меншими в діаметрі на 25-30мм від діаметра колони, або ж розчиняють 10%-ною інгібірованою соляною кислотою. Кислоту закачують за допомогою заливальної головки і спущених у свердловину до максимально можливої глибини насосно-компресорних труб, протискують у затрубний простір і залишають під тиском. У міру проходження реакції і спадання тиску труби опускають для того, щоб розчинити солі в нижній частині колони.' Через 24год після обробки стовбур промивають. Розчинення парафіну здійснюють гарячою легкою нафтою шляхом закачування її в затрубний простір за вищеописаною технологією з тією різницею, що НКТ спускають до вибою, а свердловину при закритих кранах заливальної головки залишають у спокої на 40-60 хв.