- •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,
1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
Вивчення походження нафти і газу почалося одночасно із виникненням наф-тового промислу, тобто в середині XIX ст. Проте проблема і дотепер залишається нерозв'язаною, хоч важливість її для прогнозування нафтогазоносності надр та ведення пошуків очевидна.
Наукова думка розвивалась у двох головних напрямках: органічного та неор-ганічного походження нафти і газу. Для першого напрямку можливим джерелом вуглеводнів розглядаються осадові породи, збагачені розсіяною органічною речовиною (POP). Для другого напрямку можливим джерелом є мантія Землі.
Головним доказом генерування осадовими породами нафтогазових вуглеводнів є переважна приуроченість їх родовищ до цих порід, певна аналогія в складі вуглеводнів POP і нафти.
Згідно з сучасною органічною гіпотезою нафта і газ утворюються в процесі літифікації пелітових осадів із розсіяних в них органічних решток, тобто в поро-дах, збагачених POP. Такі породи називають нафтогазоматеринськими (нафтогазо-продукуючими). Типові наф-тогазоматеринські породи відкладаються в субаква-льних умовах без доступу кисню, при стійкому занурюванні басейну осадконагро-мадження. Кількість POP перевищує 1—2 %. Вона за складом може бути гумусо-вою (рослинного походженя), сапропелевою (тваринного походження) та зміша-ною. Від природи вихідної органіки, її кількості та шляхів перетворення залежить нафтогазогенераційний потенціал порід. Гумусова органіка переважно є газо-, а сапропелева — нафтогенеруючою.
Осадові породи на шляху реалізації свого нафтогазогенеруючого потенціалу проходять ряд зон (інтервалів, стадій), в межах яких утворюються різнотипні вуглеводневі системи:
1. Біохімічна, газова зона, що простягається до глибини близько 1км (температура не перевищує 60°С), де із POP утворюється переважно метан як продукт дії анаеробної мікрофлори.
2. Термолітична (термогазогенна) зона простягається до глибин 2,0—2,5 км (температура 70—90°С) і може продукувати метан і його найближчі гомологи в результаті теплової дії на POP.
3. Термокаталітична зона, яка характеризується поступовим збільшенням з глибиною генерації рідинних вуглеводнів. Глибина її занурення 2,5—6 км (темпе-ратура 70—200°С). Крім температури, перетворенню POP в цій зоні сприяє Гете-рогенний мікрокаталіз. Й називають також основною фазою нафтогазоутворення, головною зоною (фазою) нафтоутворення.
4. Термогазогенна (пірогазогенна) зона, де завершується генерація вуглеводнів із POP материнських порід, характеризується інтенсивним продукуванням метану. Цю зону інколи називають головною зоною газоутворення. В її межах генеруються системи газоконденсатних сполук.
Мінеральне неорганічне походження нафтогазових вуглеводнів доводиться поширенням скупчень нафти, газу і бітумів у магматичих породах. Можливість мінерального синтезу вуглеводневих утворень обгрунтована експериментальними даними, а також шляхом термодинамічних розрахунків. Розрахунок рівноважного складу вуглеводнів із навколишнім середовищем показав, що системи, аналогічні нафтогазовим вуглеводням, могли утворитися із поширених у породах СО2 і води тільки у верхній мантії Землі. Ці розрахунки підтверджені експериментальним шляхом.
Розрахунок складу мантійних вуглеводневих систем базується на термодинамічних властивостях елементів і їх сполук, вмісті їх у верхній мантії і розподілі температури і тиску в надрах Землі.
Шляхом розрахунків показана можливість синтезу вуглеводнів у верхній
20
мантії на глибинах 40—160 км. Зі збільшенням глибини в складі суміші вуглеводнів збільшується вміст високомолекулярних компонентів всіх гомологічних рядів. Спочатку на порівняно невеликих глибинах утворюється метан, далі на більших глибинах - метан-бутанові суміші, на ще більших - суміші газоконденсатного типу і так далі аж до утворення вуглеводневих систем нафтогазового типу на великих глибинах. Передбачається, що у верхній мантії проходить розшарування речовини з утворенням шару розгазованих порід (імовірно астеносфери). В результаті постійних процесів диференціації речовини можуть формуватись великі осередки летких утворень із нагромадженням величезних запасів пружної енергії, достатньої для прориву запорного шару і їх перетоку по виникаючих розривах у верхні горизонти.
Підсумовуючи, можна констатувати, що згідно з сучасними науковими уяв-леннями обидві розглянуті гіпотези достатньо науково обгрунтовані й експеримен-тальне підтверджені. Вся проблема полягає в тому, як і в якій кількості та одного чи різного походження компоненти формують поклади й родовища нафти і газу.
Де б і як не утворювались вуглеводневі сполуки, вони з часом будуть сполу-чатись між собою, утворюючи краплини нафти чи бульбашки газу. В кінцевому результаті вони потрапляють у пастку, де утворюють відповідне скупчення нафти або газу. Цей процес може відбутись тільки в результаті переміщення - міграції.
Розрізняють первинну і вторинну міграції нафти й газу. Первинна міграція - це сукупність процесів, які ведуть до виходу з материнських порід вуглеводневих і деяких невуг-леводневих сполук, утворених з органічної речовини, і переходу їх в породи-колектори. Вторинна міграція - це переміщення нафти або газу в пласті-колекторі або перехід їх з одного пласта в інший під дією різних факторів. Саме вона веде до формування родовищ.
Нафта і газ можуть мігрувати у таких формах:як рідина з розчиненим газом;у водороз-чиненому стані, у вигляді істинних та колоїдних розчинів або емульсій; у газовому стані (газоконденсатні розчини); у вигляді окремих молекул або груп молекул (явища дифузії).
Головними факторами міграції є сила тяжіння (сила гравітації), рух підтем-них вод (гідравлічний фактор), ущільнення порід (зменшення перового простору), капілярні сили, температура та ін.
За напрямком міграцію можна розділити на вертикальну та латеральну (боко-ву). За масштабом її розділяють на локальну (місцевого значення) та регіональну. За шляхами міграцію ділять на резервуарну та позарезервуарну (через погано проникні породи).
Процеси міграції практично закінчуються в пастках, де й починається форму-вання скупчень нафти і газу. Схема формування скупчень зводиться до припливу (надходження) нафти чи газу до пастки і одночасного відпливу води з неї. Саме тут відбувається розшарування (диференціація) за фазовим станом та фізико-хімічни-ми властивостями.
Основним фактором у формуванні скупчень є гравітаційний. Саме завдяки йому проходить розшарування фаз в пластах за густиною. Гравітаційному фактору протидіють різні сили, зокрема капілярні сили та сили тертя. Нафта і газ можуть підніматись тільки тоді, коли архімедові сили переважають ці сили.
Важливим моментом є те, що скупчення нафти і газу можуть формуватися тільки в зонах або на шляхах розвантаження підземних вод. Це зумовлено тим, що для утворення скупчень нафти і газу необхідно звільнити місце, тобто частина пластових вод повинна покинути пастку.
Міграція нафти і газу іде від областей (зон) з високою потенційною енергією (зокрема тиском) до зон з пониженою пластовою енергією. А це означає, що поклади можуть формуватися тільки в пастках, які знаходяться на шляхах міграції.
При розгляді процесів формування покладів та родовищ слід враховувати принцип селективного (роздільного, вибіркового) вловлювання нафти і газу. Цей принцип може реалізовуватись тільки при міграції нафти і газу у вигляді двофазного потоку через ланцюжок пасток. У
21
цьому випадку в першій пастці газ займає у міру надходження весь об'єм, витісняючи повністю з неї нафту.
Родовища нафти і газу формуються в межах прогинів і западин земної кори,які заповнені осадовими малометаморфізованими породами. Це можуть бути ділянки платформ, крайових і міжгірських прогинів, рідше деякі частини складчастих областей.
Родовища нафти і газу переважно розміщені групами і пов'язані з певними ділянками геоструктурних елементів, в межах яких були сприятливі умови для їх формування.
У розподілі скупчень нафти і газу деяких регіонів спостерігається досить чітка по площі (латеральна) і по вертикалі (глибинна) зональність. Виражаються вони в розташуванні окремими зонами родовищ переважно нафтових або переважно газових. Такі зональності пов'язані з процесами утворення нафти і газу та формуванням їх родовищ.