відповіді поляк світлячок

1.Функції геологічної служби нафтогазопромислів
Складається з геологічного відділу, тематичної партії або геологічної групи та геологічної служби окремих промислів.
Геологічний відділ координує, планує і контролює всі роботи з дорозвідки та експлуатації. Бере участь у складанні геолого-технічних нарядів на буріння свердловин які затверджує головний інженер та головний геолог. Веде облік видобутку, моніторинг використання запасів, оцінює ефективність застосування технологій вилучення продукції, освоєння капіталовкладень.
Комплексна тематична партія аналізує результати дорозвідки та буріння, складає та аналізує щомісячні плани-діаграми розробки . Вдосконалює геолого-геофізичні та інші моделі будови родовища та окремих покладів, готує вихідні матеріали до технологічних схем розробки і їх змін, прогнозує темпи обводнення, розробляє заходи з коригування режимів роботи покладів, підраховує запаси, які нарощуються по нових об`єктах та залишкові.
Геологи промислів (старший геолог, інженер-геолог та техніки) контролюють режими буріння і випробування згідно ГТН, рецептури і використання бурових розчинів. Фіксують наявність нафтогазопроявів і їх характер. Організовують виміри дебітів нафти, газу та води, відбір керну та шламу. Проводять дослідження по вимірах пластових тисків і газового фактору. Визначають обводненість продукції, дебіти та накопичений видобуток. Оцінюють зміни положення і викривлення контактів, утворення газових конусів (рисунок 19.1, центр і низ). Пропонують заходи з оптимізації режимів роботи свердловин і планування потрібних досліджень. Займаються відбором глибинних та гирлових проб на аналіз, побудовами стандартних і спеціальних карт та розрізів. Контролюють виконання сервісних робіт інших підприємств. Забезпечують дотримання вимог з охорони надр.

2. Типи керогену, нафтогазогенеруючий потенціал органічної речовини
Кероген – геохімічно перетворений залишок органічної речовини, органічна частина [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ].
Частина розсіяної органічної речовини осадових [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] (низьких стадій перетворення), нерозчинна в органічних розчинниках; асоціація різнорідних [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] і тонкодисперсних органічних залишків, перетворених головним чином в [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] умовах.
Вміст керогену в [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] - до 60%, найчастіше 15-35%. У земній корі є близько 650 [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] керогену горючих сланців, тоді як запаси [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] становлять лише 2 трлн т.
Елементний склад керогену в зоні [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] (%):
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] типу: [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] - 64-93; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] - 6-10; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] - 0-25; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] - 0.1-4,0; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] - 0-8;
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]-сапропелевого типу: С - 64-96; Н - 1-5; О - 3-25; N - 0,1-2,0; S - 0.1-3,0.
термін сапропелевий належить до продуктів розпаду і полімеризації жирового, ліпідного, органічного матеріалу, такого, як суперечки і планктонні водорості, відкладеним у субаквальних илах (морських або озерних) зазвичай в умовах обмеженого надходження кисню. Сапропелевих органічна речовина, тобто жири, олії, смоли й віск, характеризується відношенням водень / вуглець (Н / С) у межах від 1,3 до 1,7. Сапропелеві відкладення, багаті органічною речовиною, при дозріванні утворюють богхеди та горючі сланці. Сучасна прісноводна планктонна зелена водорість Botryococcus braunii, що виробляє жир, є джерелом австралійського куронгіта, що представляє торф'яну стадію богхедов. Еквівалент Botryococcus braunii кам'яновугільного віку Рйа сконцентрований в шотландських горючих сланцях (торбанітах). Пермський горючий сланець Тасманії в Тасманії утворений одноклітинної зеленої водорості. Деякі богхеди юрського віку в Сибіру містять лише аморфний лейптініт
Термін гумусовий відноситься до торфообразующім продуктам, головним чином представляють собою наземний рослинний матеріал, відкладається в болотах в окисних умовах. Для торфу характерно відношення Н / Сс ^ 0,9, занадто низька, щоб він міг бути важливим джерелом вуглеводнів. Гумусовий органічна речовина утворюється з матеріалу клітин і стінок рослин, представленого в основному лігніном і целюлозою, а також ароматичними таннин, які мають високу опірність до гниття. Категорія гумусових речовин включає також карбонизовані (фюзінітізірованное) - органічна речовина, наприклад деревне вугілля та інші окислені рослинні залишки. Гуміфікація прискорюється в присутності кисню і під дією тепла (тропічний клімат).
При [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] зростає частка [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] і зменшується частка Н та [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ].
За структурою кероген є [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], складеними з конденсованих карбоциклічних ядер, з’єднаних [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] зв’язками або [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] ланцюжками.
3. Нафтогазоматеринськи світи і інші ймовірні джерела вуглеводнів
Потужна товща порід що перешаровуються регіонального або ареального розповсюдження, що містить нафтові та (або) газові пласти. Світа включає колектори, флюідоупори і часто нефтегазоматеринські породи. Світа може відповідати ярусу, відділу, системі або охоплювати частини цих стратиграфічних підрозділів.
За органічною гіпотезою походження нафта це рідкий гідрофобний продукт фосилізації ОР, захороненої у субаквальних відкладах. З точки зору прихільників неорганічої гіпотези – продукт синтезу вуглецевих сполук та водню, що утворився в умовах високих температур та тисків.

4. Фізичні властивості порід-колекторів нафти і газу
Пористість.
Під пористістю породи розуміють наявність у ній пустот. Розрізняють загальну, відкриту та закриту пористості. Загальна пористість-це весь обсяг порожнеч у породі, відкрита - обсяг зв'язкових порових каналів, по яких може фільтруватися рідина або газ. Відповідно, закрита пористість - це обсяг ізольованих порожнеч.
Для кількісної характеристики пористості використовується коефіцієнт пористості, рівний відношенню обсягу порожнеч зразка породи до об'єму всього зразка:
m = Vпор / Vзразка
Порові канали нафтових пластів умовно поділяються на три групи:
субкапілярні (розмір пор <0,0002 мм) - практично непроникні
капілярні (розмір пор від 0,0002 до 0,5 мм);
зверхкапіллярні> 0,5 мм
Тріщинуватість
За величиною розкриття (ширині) мікротріщини діляться на
капілярні (до 0,01 мм),
субкапілярні (від 0,01 до 0,05 мм) і
волосні (від 0,05 до 0,15 мм і більше).
Ємність мікротріщин в пласті зазвичай не перевищує 3% обсягу пласта.
Насиченість.З пористістю пов'язані величини насичення пласта флюїдами: водонасиченість (Sв), газонасиченість (Sг), нафтонасиченість (Sн), величини, виражені в частках або у відсотках.
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Проникність
характеризує провідність породи, тобто здатність порід пласта пропускати рідину і газ. Розрізняють абсолютну, фазову та відносну проникності.

Абсолютна проникність з рівняння Дарсі визначається як:
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ] де

qф - об'ємна витрата флюїду, м3 / с;
k - проникність пористого середовища, м2;

· - динамічна в'язкість флюїду, Па · с;

·P = Р1-Р2 - перепад тиску, Па;
L - довжина зразка пористого середовища, м;
F - площа фільтрації, м2.
Фазова проникність залежить від кількісного вмісту того чи іншого флюїду в пласті, а також від його, їх фізико-хімічних властивостей.
Відносна фазова проникність - відношення ефективної проникності до деякої базової проникності (найчастіше до абсолютної).

коефіцієнт пружноємності пласта
Коефіцієнт пружноємності пласта чисельно дорівнює зміні пружного запасу рідини в одиниці об'єму пласта при зміні пластового тиску в ньому на одиницю.
П’езопровідність –характеризує швидкість перерозподілу тиску в пружному шарі, у зв'язку зі зміною пористості і проникності змінюється в різних напрямках. У нафтовій частини пласта п’езопроводність має менше значення, ніж в зоні, насиченій водою. Величина п’єзопроводності також залежить від в'язкості рідини, стисливості води і породи.
Коефіцієнт п’єзопровідності дозволяє дати кількісну оцінку перерозподілу тисків в пласті, а також визначити час, протягом якого пошириться і встановиться пониження тиску від обурює свердловини до реагуючої, якщо відомі відстань від обурює свердловини до реагуючої та величина зниження тиску в них.

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
де k - коефіцієнт проникності пласта, м2;
b * - коефіцієнт упругоемкості пласта, Па-1;
m - динамічний коефіцієнт в'язкості, Па * добу = 1,16 * 10-5 мПа * с.

Електричний опір пласта -визначається опором його скелета і опором насичуючих пласт флюїдів.

5. Склад і фізико-хімічні властивості нафт
Нафта-складна суміш в основному вуглеводнів з домішками високомолекулярніх сірчистих,кисневих,азотистих сполук.
Густина- Густина (об`ємна маса) 730 – 1040 кг/м3. модальні значення 0,82 – 0,90 г/см3.
Класи нафт :
дуже легкі (до 0,80 г/см3),
легкі 0,80-0,84
середні 0,84-0,88
важкі 0,88-0,92
дуже важкі понад 0,92 г/см3.
Низька густина викликається переважанням метанових ВВ, низьким вмістом смолисто-асфальтенових компонентів (далі САК), високим – бензинових і керосинових фракцій.
В пластових умовах густина менша ніж в дегазованої.
Рпл=(Pдег+1,2*G*Рг)/b-для пласт ум,Рдег-густина дегазованої нафти,G-газовміст,Рг-густ газу,b- обємний коефіцієнт.
В`язкість нафт
Динамічна в`язкість – опір переміщенню шару рідини з перерізом 1 см2 на відстань 1 см зі швидкістю 1 см/с. Вимірюється в пуазах (П) або г/см х с. В системі СІ в Па х с.
Динамічна в`язкість води 1 мПа ( с.
Величина, зворотня динамічній в`язкості, називається текучістю.
Кінематична в`язкість – відношення динамічної в`язкості до густини рідини, вимірюється в стоксах Ст (см2 / с = 10-4 м2 / с, в системі СІ – м2 / с.
На виробництві використовується умовна в`язкість за швидкістю витікання рідини з віскозиметра в стандартних умовах, або за часом витікання певного об`єму нафти з ємності, стандартизованої за формою та розмірами.
В`язкість нафт змінюється від 0,1 до 2000 мПа ( с.
Поверхневий натяг (ПН) – це відношення роботи, необхідної для збільшення площі поверхні на певну величину, до цієї площі. В системі СІ – Дж / м2 або Н / м або дин / см. Тобто сила, що діє на 1 см лінії, яка обмежує поверхню рідини, по нормалі в сторону зменшення поверхні.
Для нафт ПН дорівнює приблизно 0,03 Н / м (Дж / м2) або 25-30 дин/см.
Температура застигання (ТЗ)
Це температура, при якій охолоджена в пробірці дегазована нафта ще не змінює рівня, якщо похилити пробірку на 45 градусів. Чим більше в нафті твердих парафінів, тим вища температура застигання. САК у великій кількості знижують ТЗ нафт. Параметр використовується в оцінних розрахунках застосування теплових методів дії на пласт для підвищення нафтовіддачі.
Розчинність нафти в воді мінімальна. Але при температурах понад 200 С різко зростає. При температурах 300--330 С об`єми нафти і води взаємно розчинні приблизно порівну. Зростання тиску збільшує взаємну розчинність. Рідкі ВВ і гетероатомні сполуки (N, S, O та ін.) легше утворюють в воді міцелярні розчини.
Розчинність підвищується в ряді АЛКАНИ – ЦИКЛАНИ – АРЕНИ – СМОЛИ. Тобто важкі смолисті нафти краще розчиняються в воді.
Мінералізація вод знижує розчинність ВВ.
Нафта добре розчиняється в природному ВВ-газі.
Нафти оптично активні, обертають площину поляризованого променя (зазвичай вправо), люмінесціюють, заломлюють світлові промені.
Тиск насичення нафти газом залежить від складу, об’ємів нафти і газу і температури.
Газовміст- пластовий газовий фактор (при норм умовах)для більшості покладів він від 30 до 100 м13 EMBED Equation.3 1415/м13 EMBED Equation.3 1415
Газовий фактор(промисловий)-кількість газу,що одержують при сепарації,що приходиться на 1 м13 EMBED Equation.3 1415
Коефіцієнт стисливості нафти- коеф,який кількісно характеризує пружність нафти.Залежить від складу пластової нафти, тиску і температури.13 EMBED Equation.3 1415
Обємний коеф нафти- велич,що характ здатн нафти змін об’єм при різн пласт умов.
13 EMBED Equation.3 1415
Коефіцієнт усадки-Є =13 EMBED Equation.3 1415

6. Склад і фізико-хімічні властивості реальних газів
Густина. Знаючи склад газу з n компонентів густина буде р=хр1+хр2+хpn, де х-обємний вміст компонентів долі одиниці.
Для гідродинамічних розрахунків використовують відносну густину газу по повітрю
Рвід=Р/Рп
Зручність формули в тому,що величина відносної густини не залежить від тиску і температури, якщо знехтувати різницею у коефіцієнтах над стисливості для повітря і газу.
Для газоконденсатних родовищ, що мають невелику кількість конденсату у газі: Рсер=(Рвідв+Рвідг)/2,де Рвідв-відносна густина на ввибої,Рвідг-на гирлі.
Критичні та приведені тиски і температури
Критичною називають таку температуру, вище якої газ під дією певного тиску не може бути переведено у рідку фазу.
Тиск, необхідний для переводу газу у рідку фазу при критичній температурі, називається критичним.
Ркр=Ркр1х1+Ркр2х2+Ркрnxn
Ткр=Ткр1Х1+Ткр2х2+Ткрnxn
Х1,Х2- обємні частки компонентів газової суміші.
Якщо відома відносна густина газу
·від, то середньокритичні тиск та темперутура природного газу можна визначити за графіками.
Нерідко у розрахунках, наприклад, для визначення в’язкості та коефіцієнта надстисливості газу, користуються так званими приведеними
тисками та температурами. Приведений тиск pпр це є відношення тиску газу p до його критичного тиску pкр.
Приведена температура Tпр це є відношення абсолютної температури газу T до його критичної температури Tкр.
В’язкість газів
характеризує собою властивість опору одних часток газу відносно інших. Сили тертя, що виникають між двома шарами газу при його русі, пропорційні зміні швидкості на одиницю шляху. Коефіцієнт пропорційності у цьому співвідношенні отримав назву коефіцієнта динамічної в’язкості.
Динамічна в’язкість вимірюється у Па
·с
В’язкість газу змінюється при зміні тиску та температури.
За приведеними тисками і температурами визначають приведену в’язкість за графіками.
µ*=µ/µ1,де де µ* - приведена в’язкість газу при заданих тиску та температурі; µ -
динамічна в’язкість газу при заданих тиску та температурі, Па
·с; µ1 -
динамічна в’язкість газу при тиску 0,1 МПа та заданій температурі, Па
·с.
Далі, отримавши величину приведеної в’язкості µ* та визначивши за
графіком значення абсолютної в’язкості µ1 при атмосферному тиску, знаходять в’язкість µ природного газу при заданих значеннях тиску та температури.
Стисливість природних газів
рівняння стану реального газу pV z = RT, де p - тиск, Па; V - об’єм, м
3; z - коефіцієнт надстисливості газу; R - універсальна газова стала, кг/с2
·К; T - температура, К.
Коефіцієнт надстисливості газу знаходимо по відомих приведених
тиску та температуріза графіками

7.Склад і фізико-хімічні властивості конденсатів
Конденсатом називають вуглеводневу суміш (С5+С6+вищі), що знаходиться в газоконденсатному покладі в газоподібному стані і, яка випадає у вигляді рідини при зниженні пластового тиску в процесі розробки покладу до або нижче тиску початку конденсації.
Під сирим конденсатом мають на увазі рідкі при стандартних умовах вуглеводні (С5
+вищі) з розчиненими в них газоподібними компонентами (метаном, етаном, бутаном, пропаном, сірководнем тощо). Конденсат, що складається при стандартних умовах тільки з рідких вуглеводнів (С5 +вищі), називають стабільним.
За фізичними властивостями конденсати характеризуються великою розноманітністю. Густина стабільного конденсату змінюється від 600 до 820 кг/м3, молекулярна маса складає 90-160, вміст сірки - від нуля до 1,2%. Температура викіпання основних компонентів знаходиться в межах 40-200 °С, але є конденсати, кінець кипіння яких лежить у межах 350-500 °С.
Тиск початку конденсаці
Тиск початку конденсаці – це тиск у пласті, при якому конденсат
покладу починає переходити з пароподібного стану в рідке, що приводить до
перетворення однофазної системи у двофазну.
Газоконденсатний фактор
Ступінь насиченості газоконденсатного покладу конденсатом визначається
конденсатністю, під якою розуміють вміст рідких вуглеводнів у газі в пластових
умовах (см3/см3, г/м3). Кількісне співвідношення фаз у продукції газоконденсатних родовищ оцінюється газоконденсатним фактором - величиною, зворотньою
конденсатності, яка показує відношення кількості добутого (м3) газу (у нормальних
атмосферних умовах) до кількості отриманого конденсату (м3), що уловлюється в
сепараторах. Величина газоконденсатного фактора змінюється для різних родовищ
від 1500 до 25000 м3/м3.

8. Склад і фізико-хімічні властивості пластових вод
Пластові води – [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], що циркулюють у пластах гірських порід. Поділяють на 3 класи: порово-пластові, тріщинно-пластові, карстово-пластові, кожний з яких може бути верховодкою, ґрунтовою, між-пластовою безнапірною або напірною (артезіанською) водою. У нафтопромисловій геології під підземними водами розуміють води, що знаходяться в нафт. пласті (законтурні, підошвові, проміжні). Фізико-хімічні властивості, параметри яких характеризують пластову воду: густина, температура, температурний коефіцієнт розширення, в’язкість, поверхневий натяг, об’ємний коефіцієнт, стисливість, електропровідність, розчинність води в нафті, розчинність газу у воді та ін.

9. Гідрофільні та гідрофобні колектори, фазова проникність.
Ефективна (фазова) проникність - проникність породи для окремо взятого флюїду (Ko, Kw), при числі присутніх в породі фаз, більшим одиниці. Ефективна проникність залежить від флюїдонасичення (ступеня насиченості флюїдів та їх фізико-хімічних властивостей).
Загалом гідрофільність і гідрофобність колекторів залежить від їх структурно-речового складу тобто складу порід їх% вмісту геометрії і т.д. характеризується параметром – змочуваністю, який істотно залежить від електричних властивостей пласта, а ті в свою чергу знову залежать від речового складу та виду насичує мого їх флюїду.
Колектори нафтових та газових родовищ поділяються на гранулярні, тріщинні та змішані. До першого типу відносяться колектори, що складені пісчано-алевритовими породами, поровий простір яких побудовано міжзерновими порожнинами. Подібна будова порового простору характерна також і для деяких пластів, що складаються з вапняків та доломітів. У чисто тріщинних колекторах (звичайно складених карбонатними відкладами та сланцями) поровий простір побудовано системою тріщин. При цьому ділянки колектора, що знаходяться між тріщинами, це щільні малопроникні нетріщинуваті масиви (блоки) порід, поровий простір яких практично не приймає участі у процесах фільтрації. Однак у практиці частіше зустрічаються тріщинні колектори змішаного типу, поровий простір яких складається як системами тріщин, так і поровим простором блоків, а також кавернами та карстами. Тріщинні колектори змішаного типу в залежності від наявності у їх блоках пустот різного виду поділяються на підтипи - тріщино-порові, тріщино-кавернозні, тріщино-карстові та інші.
Аналіз показує, що майже 60% світових запасів вуглеводнів знаходиться у пісчаних пластах, 39% - у карбонатних колекторах та 1% - у вивітрених метаморфічних та магматичних породах. З цього можно зробити висновок, що породи осадового походження є головними колекторами нафти та газу.

10. Показники неоднорідності продуктивного горизонту
Неоднорідність – властивість пласта корисної копалини, що зумовлена просторовою зміною його структурно-фаціальних і літолого-фізичних характеристик. Виділяють неоднорідність пласта за речовинним складом, пористістю, проникністю, товщиною, питомим електричним опором та ін. властивостями. За [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]  неоднорідність пласта може бути “первинною”, тобто такою, яка проявилася в процесі [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], і “вторинною”, яка виникла під час [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] і [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]. У нафтогазопромисловій геології найважливіше значення має неоднорідність за фільтраційно-ємнісними властивостями, перш за все за проникністю, оскільки вона визначає співвідношення припливів нафти і газу до вибоїв свердловин, а отже, впливає на систему розробки покладу. Неоднорідність пласта зумовлює нерівномірність вироблення нафтових пластів і просування води під час експлуатації покладу. Вона вивчається всією сукупністю геологічних, геофізичних і газогідродинамічних методів.
Неоднорідність продуктивного пласта у нафтогазовидобутку – випадковий, хаотичний, непередбачуваний розподіл характеристик продуктивного пласта (товщини, коефіцієнтів пористості, проникності, нафтонасиченості, розчленованості, піщанистості тощо) по площі покладу, тобто як функція відстані між свердловинами. Мінливість форми залягання і фізичних властивостей колекторів у межах розглядуваного продуктивного пласта впливає на розподіл запасів нафти і газу, на характер переміщення рідин і газу при розробці, на обґрунтування технологічних рішень з розробки покладів. Вона виражається зміною літологічного складу однойменних пластів по площі, характером і ступенем чергування по розрізу нафтового (газового) горизонту проникних пластів з непроникними, а також мінливістю фізичних властивостей колекторів, що зумовлена їх речовинним складом, структурою і текстурою порового (пустотного) простору. Ця зміна є порівняною з розмірами фільтраційного поля (з відстанями між свердловинами). Виділяють два умовних типи неоднорідності: а) мікронеоднорідність – зміна мікроскопічних ознак породи, що ви-значаються розміром, формою пор, їх співвідношенням, сполучуваністю і просторовим розподілом в межах пласта; б) макронеоднорідність – зміна значно більших за величиною макроознак пласта, що визначаються розміром, формою, співвідношенням, зв’язаністю проникних і непроникних порід, тобто його морфологією. Достатньо повно морфологічну неоднорідність продуктивних пластів характеризує тільки комплекс параметрів: коефіцієнти піщанистості, розчленованості, зв’язаності. Різновиди неоднорідності пласта: вертикальна, горизонтальна, неоднорідність за товщиною, зональна та неоднорідність по площі.

11. Показники неоднорідності гідродинамічних товщ і їх поєднань
Геологічні неоднорідності більш високого ієрархічного рівня, ніж прошарок або пласт це система гідродинамічно зв`язаних прошарків в одному експлуатаційному об`єкті, або гідродинамічно не зв`язані пласти, кожен з яких являє собою підсистему гідродинамічно зв`язаних прошарків. Такі об`єкти утворюють в свою чергу систему пластів, що складає поклад в цілому. Для них найширше використовують показники, запропоновані і апробовані рядом дослідників (Ю.П. Борисов та ін., 1976, В.В. Воїнов та ін., 1966, Е.Н. Сьомін, 1962, В.В. Стасенков та ін., 1972):

– коефіцієнт відносної піщанистості (в межах розрізу однієї свердловини) Кпіщ

Кпіщ = hеф / hзаг ,

де hеф – товщина піщаного прошарку, hзаг – загальна товщина інтервалу розрізу;

– коефіцієнт розчленованості (для покладу в цілому) Кр

,

де n – кількість піщаних прошарків в окремій свердловині; N – загальна кількість свердловин, які розкрили колектор;

– коефіцієнт виклинювання, який показує частку товщини прошарків колектора, що виклинюються Кл:

Кл = hвикл / hеф

за відсутності прошарків, що виклинюються, Кл = 0, за виклинювання всіх прошарків Кл = 1;

– коефіцієнт витриманості Кв = 1 - Кл , характеризує частку неперервної товщини пласта по площі.
Під час визначення перелічених коефіцієнтів враховуєтся товщина піщаних прошарків-колекторів або їх частка у розрізах свердловин. Неоднорідність фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, яка є визначальним фактором при розробці покладів, в перелічених коефіцієнтах не враховується.

Вказаний недолік усувається коефіцієнтами неоднорідності, запропонованими М.А. Токарєвим (1990). Неоднорідність розраховується за формулою



де Wkп, Wkн – коефіцієнти варіації пористості та нафтонасиченості; М – математичні очікування нафтонасиченої товщини та прошарків неколектора.

В наведеному показнику неоднорідності чисельник характеризує мінливість ємнісних властивостей пласта-колектора, знаменник – мінливість пласта, зумовлену перервністю, розчленованістю та виклинюванням. При цьому чисельник визначається параметрами рівня прошарку, а знаменник параметрами більш високого рівня гідродинамічно зв`язаних прошарків. Обидва рівні тісно пов`язані.
На ще вищому рівні структурної організації нгафтогазоносних об`єктів маємо справу з гідродинамічно відокремленими товщами, поширеними на ділянці покладу складним чином. Застосування тут деяких наведених вище коефіцієнтів не завжди може однозначно характеризувати геологічну неоднорідність, тому для цього рівня М.А. Токарєв пропонує такий варіаційний показник неоднорідності:



Чисельник рівняння представлений коефіцієнтами варіації пористості та нафтонасиченості, а знаменник математичними очікуваннями нафтонасиченої товщини і товщин прошарків неколекторів.

12. Відбір, опис та дослідження керну і шламу продуктивних розрізів
На відміну від опорних, параметричних і спеціальних свердловин, відбір керна в розвідувальних та експлуатаційних свердловинах проводять з перспективних інтервалів і продуктивних горизонтів, використовуючи колонкові долота. Вдається відібрати від 40 до 90 % керна, рідко до 100 % пробуреного інтервалу. Робітники геологічної служби після відбору і опису керна перевіряють збіжність літологічного опису з даними каротажу, уточнюють прив`язку керна і відмічають інтервали відбору на геолого-геофізичному розрізі.
Перед рейсами з відбиранням керну обов`язково виконують контрольний замір бурового інструменту, який записується у буровий та геологічний журнали. Проходка на буровий інструмент з колонковим долотом не повинна бути більшою за довжину секцій грунтоноса, щоб при повному виносі керна він не руйнувався.
Керн під тиском вилучають з грунтоноса, очищають від глинистого розчину без застосування води. Керн вкладають в ящики з секціями, перегородженими дошками, зліва направо, в порядку зростання глибини зразків. При цьому олівцем на перегородках і на етикетках вказують «верх» та «низ» кожного інтервалу
Розбиті куски керна складають по площинах сколювання. Дрібні грудки керну й інший крихкий матеріал складають в мішечки і ставлять на своє місце в керновому ящику.
На етикетках м`яким олівцем в двох примірниках пишуть назву бурової організації, площу, родовище, номер свердловини, дату відбору керну, інтервал відбору, вихід керна в метрах і відсотках по пробуреному інтервалу, номер зразка, короткий опис породи.
Керн з ознаками нафтогазоносності обгортають марлею та парафінують для подальших лабораторних визначень нафтонасичення. Іноді використовують закрутки – скляні банки, які герметизують.
Якщо керн або його уламки відбираються на дослідження, на місце цього керну вкладається мішечок або поліетиленовий пакет з папірцем. Опис керну проводить досвідчений геолог, за посадою зазвичай не нижче інженера-геолога. Порядок опису такий:
Назва і основні властивості, колір у вологому стані, гранулометрична характеристика, наявність включень мінералів та порід (піритизація, уламки філітів, конкреції, каверни і їх заповнення, включення вуглистої речовини, бітумні примазки і ін.), сланцюватість, карбонатність, залишки організмів. Звертають також увагу на наявність рудних і нерудних мінералів, прошарків і тріщинного заповнення рудною та нерудною речовиною.
Візуально ознаки бітумінозності й нафти у порово-тріщинному просторі визначають під люмінесцентним мікроскопом. В ультрафіолетовому випромінюванні свічення вуглеводневих сполук дозволяє визначити масштаби насичення керну, форму знаходження, виділити свіжі «міграційні» бітуми. Проводиться мікрофауністичний аналіз з вказанням основних і рідкісних форм, їх кількості, збереженості, морфозмін тощо. Спорово-пилковий аналіз континентальних і прибережних відкладів дозволяє виконати стратиграфічну розбивку розрізу і уточнити палеогеографічні умови. Це особливо важливо для континентальних палеонтологічно «німих» товщ.
Після встановлення стратиграфічної приналежності дані відбору керну порівнюють з розрізами пробуреної свердловини і нормальним та типовим розрізами. Встановлюють літофаціальні особливості розкритого розрізу, зміни товщин, наявність випадінь окремих прошарків і товщ, інше.

Вибір інтервалів відбору керну, шламу і бокових порід. Залежить від поставлених задач. На новій площі з невстановленою нафтогазоносністю в першій пошуковій свердлвині керн відбирається рівномірно по розрізу, в наступних – у виявлених перспективних інтервалах.
Після встановлення нафтогазоносності у розвідувальних свердловинах керн відбирається в продуктивній товщі з метою вивчення колекторських властивостей та характеру насичення флюїдами. В нагнітальних свердловинах також відбирають керн з товщ, навіть водоносних, і з зони контакту.
По найбільш характерній свердловині з типовим розрізом створюється еталонна колекція. За неможливості охарактеризувати розріз керном однієї свердловини, такий еталон складається з керну двох-трьох свердловин. Довжина кернів еталонного розрізу повинна складати не менше 15-20 см. Короби з керном підписуються з вказанням, що це матеріал еталонного розрізу і номера свердловини, інтервалу і т.ін.
Окремо формуюються колекції взірців (кернів) по маркуючих, тобто реперних та опорних горизонтах, стратиграфічних контактах, зонах незгідностей, тектонічних порушень, нафтогазоносних і бітумінозних, з аномально високою радіоактивністю (масові пошуки), нетиповими фаціями, добре збереженою флорою та фауною і ін.

13. Підземна гідравлика. Визначення розходу та швидкісного напору
Підземна гідравліка (підземна гідродинаміка) - наука про рух нафти, води, газу та їх сумішей (флюїдів) через гірські породи, що мають порожнечі, які можуть являти собою пори або тріщини. Теоретичною основою ПГ є теорія фільтрації, що описує рух флюїду з позиції механіки суцільного середовища. При любому способі добутку нафти і газу відбувається їх рух в пласті, тому без знань підземної гідравліки неможливо вирішити важливі задачі технології розробки родовищ, неможливо вибрати систему розробки р-щ і експлуатацію свердловин, які були б найбільш раціональні для даних пластових умов.
Родовища нафти приурочені найчастіше до пластів теригенних і карбонатних осадових гірських порід (пісковиків, вапняків, алевритів, глин) представляють собою скупчення зерен мінералів скріплених цементуючим матеріалом. Поровий простір осадових гірських порід - складна нерегулярна система сполучених між зернових пустот, в яких важко виділити окремі порові канали. Розміри пор в піщаних породах складають зазвичай одиниці або десятки мікрометрів. Набагато складніше поровий простір карбонатних порід (вапняків, доломітів), яке характеризується неоднорідною системою первинних пор, а також системою тріщин, каналів і каверн, що утворюються після утворення самої породи. Дослідженням пористих середовищ (колекторів) займається петрофізики. Моделювання пористих середовищ та їх класифікація проводиться за двома основними напрямками: геометричному і механічному.
Напор (у гідравліки ) - величина тиску рідини (або газу), що виражається висотою стовпа рідини (газу) над обраним рівнем відліку; вимірюється в лінійних одиницях (метрах).
Напор в гідростанціях та інших гідротехнічних спорудах дорівнює різниці рівнів води (урізу води) у верхньому і нижньому б'єфах.
Повний запас питомої енергії потоку (повний напір) визначається рівнянням Бернуллі і включає в себе: висоту даної точки над площиною відліку (висотний напір у полі тяжіння),
тиск рідини, обумовлене пружним стисненням (гідростатичний напір), тиск рідини, обумовлене швидкістю потоку (швидкісний напір).
де: [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]  втрати напору на гідравлічному опорі; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]  коефіцієнт втрат на тертя; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]  середня швидкість руху рідини; [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]  прискорення вільного падіння.
Величина [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ] називається швидкісним (або динамічним) напором.

14. Типи вод родовищ. Методи індикації водоприпливів і їх ізоляції (лекція 13 Полівцев). По відношенню до продуктивних горизонтів води поділяються на верхні, нижні, проміжні, контурні (крайові), підошовні, тектонічні, змішані Видобуток продукції супроводжується переміщенням контактів в напрямку експлуатаційних свердловин.
Методи визначення місць припливу в свердловину
В практиці розробки залежно від джерел і шляхів поступлення вод, РТ-умов та технологічних особливостей застосовувались способи визначення місць водоприпливу:
1. Спосіб засипання піску полягав в поступовому заповненню стовбура порціями піску (50 м) з перевірками на герметичність. Після перекриття місця припливу поглинання розчину різко зменшувалося, що й було ознакою знаходження деформацій колони. Далі спускали в колонну труби для промивки зверху і фіксували глибину збільшення поглинання. Ця глибина відповідала місцю водоприпливу.
2. Спосіб продавлювання корка. Виготовлявся дерев`яний корок з діаметром, який проштовхувався водою з промивального агрегата або насосу від гирла вниз. Рідина, що заповнює стовбур, під тиском уходила в поглинаючий пласт через злам колони. Після проходження негерметичності колони корок зупиняється, спостерігається стрибок тиску. Якщо зміни тиску немає, положення корка визначають ехолотом або апаратом Яковлева та продовжується закачування.
3. Застосування електрометрії. Резистивіметричне визначення місця припливу використовує різницю в електричних опорах рідини, закачаної в пласт та сторонньої води, яка поступає в стовбур. Якщо стовбур заповнити однорідною та відмінною за мінералізацією рідиною, місце припливу визначиться на діаграмі опору по стовбуру свердловини стрибком опору.
4. Застосування термометрії. Електротермометром виконують вимірювання в зупиненій свердловині з швидкістю не більше 200 м / годину. Застосовують метод тартання у випадках слабкого припливу води і продавлювання, якщо припливи значні. В обох варіантах після промивки роблять контрольний вимір по стовбуру, який показує поступове підвищення температури з глибиною. Після тартання і виклику припливу термометричні криві будуть розміщені вище або нижче «фонової», залежно від співвідношення температур порід і закачуваної води. Місце зламу кривих вказує на положення зламу колони.
5. Застосування радіоактивного каротажа. Закачка води з домішкою радіоактивних ізотопів дозволяє прослідкувати пласти, в які поступила вода, за їх підвищеною радіоактивністю. Попередньо проводиться каротаж.
Основні методи ізоляції водоприпливів включають:
1. механічну ізоляцію; 2. встановлення цементних мостів та пакерів; 3. закачку ізолюючих рідин в затрубний простір для ізоляції заколонних перетоків, а саме цемента, смол, гелів, закачка гелів вище ВНК; 4.заглушування нижніх інтервалів перфорації цементними мостами та пакерами; 5. ізоляція певних ділянок стовбура; 6. заводнення пінами, закачкою сумішей «мудрих» синтетичних матеріалів , які краще проводять нафту, ніж воду (полімери та ПАР) та ін.

15. Зміни складу і властивостей флюїдів в покладі, що розробляється.
Розгланемо спершу нафтові поклади. Властивості нафт при розробці змінюються:
- в процесі переміщення цього флюїду до вибою свердловини;
- в покладі в цілому в результаті фізико-хімічних процесів.
В більшості випадків густина нафт в процесі розробки таких покладів зростає. Основна причина - зміна складу та кількості розчинених вуглеводневих і супутніх газів В процесі тривалої розробки зміни нафт можуть відбуватися також внаслідок таких причин:
втрати легких фракцій, в результаті чого густина збільшується;
окиснення водами (збільшення густини);
адсорбційного очищування породами-колекторами (пониження густини, смоли й асфальтени відстають або переходять в нерухомий стан).
Відомо, що на контакті газів з нафтами першими розчиняються важкі вуглеводні (від пропану і вище), гіршу розчинність мають гази від СН4 (метан) до С4Н10 бутан). В умовах більшого тиску метан і етан розчиняються вже краще. Оскільки в процесі розробки пластовий тиск знижується, першими з нафт дегазується метан. Далі виділяються решта газів, більш розчинних в нафті.
Газові поклади. В газових покладах по глибині спостерігається диференціація вмісту важких вуглеводнів. Їх вміст зростає з наближенням до ГВК. Зазвичай з початку розробки першим відбирається сухіший вуглеводневий газ, з найбільш проникних пластів. Вміст сірководню у процесі розробки зростає в кілька разів. Якщо газові поклади полікомпонентні, то в процесі розробки з падінням пластового тиску з газового розчину випадає сірка, змінюються вмісти гелію, а також азоту, меркаптанів.і ін. Коли розробляється газоконденсатний поклад, відбір газоконденсатної суміші приводить до падіння пластового тиску. З падінням тиску нижче початку конденсації (ретроградна конденсація) частина висококиплячих вуглеводнів виділяється в рідку фазу. Якщо газоконденсатний поклад з початку розробки мав високий пластовий тиск, то конденсат при такому тиску більше збагачений високомолекулярними сполуками більшої густини, тому й густина конденсату буде висока. Із зниженням пластового тиску, наприклад, коли поклад розробляється в режимі поступового виснаження, в рідку фазу починають переходити також низькокиплячі сполуки. При цьому зростає газоконденсатний фактор, зменшується вихід конденсату і зменшується його густина. Розробка покладу супроводжується пониженням в`язкості пластового газу. Це відбувається тому, що газ передає рідкій (конденсатній) фазі частину високомолекулярних (висококиплячих) сполук. Це підвищує текучість газу.
Закономірні зміни властивостей нафт, газів і конденсатів в межах покладів та по розрізу багатопластових родовищ, а також їх зміни в процесі розробки використовують з метою контролю переміщення ВНК.

16. Оцінка в`язкості пластової нафти, насиченої і недонасиченої газом
В'язкість   одна з найважливіших технічних характеристик нафти, що визначає характер процесів її видобування, піднімання на денну поверхню, промислового збирання і підготовку, умови перевезення і перекачування продуктів та ін.
В’язкість пластової нафти - властивість нафти, що визначає ступінь її рухливості в пластових умовах і значно впливає на продуктивність і ефективність розробки покладів. В’язкість пластової нафти різних покладів змінюється від 0,2 до 2000 мПа(с і більш. В’язкість зменшується з ростом температури, підвищенням кількості розчинених вуглеводневих газів, особливо високомолекулярних; зростає зі збільшенням тиску, підвищенням молекулярної маси нафти та зі збільшенням кількості розчиненого азоту.
В'язкість пластових [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]  Визначається впливом двох факторів: виділенням розчиненого газу, що приводить до збільшення в'язкості залишкової нафти, і об’ємним розширенням нафти при зниженні тиску, що приводить до зменшення в'язкості. Великий вплив має перший фактор. Підвищення температури викликає зменшення в'язкості нафти. Підвищення тиску, нижче тиску насичення призводить до збільшення газового фактору і, як наслідок, до зменшення в'язкості. Підвищення тиску вище тиску насичення для пластової нафти призводить до збільшення величини в'язкості. Мінімальна величина в'язкості має місце, коли тиск у пласті стає рівним пластовому тиску насичення.
Розрізняють нафти: з незначною в’язкістю (((1 мПа(с), малов’язкі (1(((5 мПа(с), з підвищеною в’язкістю (5<((25 мПа(с) і високов’язкі (((25 мПа(с).
Наближене значення в’язкісті пластової нафти, насиченї і недонасиченої газом можна за допомогою діаграм, а саме: 1. Залежність між в’язкістю і густиною нафти при різних температурах. 2. кількість газу, що розчиняється в нафті в залежності від тиску та густини нафти. 3. криві в’язкості насиченої газом нафти. 4. в’язкість недонасиченї газом нафти. В’язкість вимірюється в сантипуазах.





17. Визначення розчинності газів у прісній та мінералізованій водах
Розчинність газу у воді – здатність [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] при контактуванні з [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] розчинятися в ній, досягаючи з розчином рівноважного стану. Зі збільшенням тиску розчинність газу у воді (і будь-якій рідині) збільшується, причому при високих тисках існує екстремум-максимум розчинності. З ростом температури розчинність газу у воді зменшується
В пластових водах родовищ переважають хлориди натрію, магнію, кальцію, в значній кількості наявні сульфати, іони йоду, брому, бору, нафтенові кислоти. В газах, розчинених у воді, переважають вуглекислий газ, метан та гомологи, сірководень, азот, меншою мірою гелій та аргон. Сумарний вміст розчинених солей, іонів та колоїдів визначає мінералізацію вод (г/л, г/100, г-екв./л, г/т і ін.). Мінералізація вод М родовищ змінюється від практично прісних (М менше 1 г/л) до 400 г/л. тобто розсолів (ропи).
Розчинність газів в воді нижча за розчинність газів в нафті та залежить від мінералізації і температури (рис. 1). За інших рівних умов краще розчиняються в воді сірководень та вуглекислий газ, гірше азот. Із збільшенням мінералізації вод розчинність газів зменшується. Газовий вміст в водах складає від часток до 2 м3/м3, він збільшується з наближенням до покладів.
Розчинність вуглеводневих газів у воді за будь-якого фіксованого тиску не сильно змінюється зі збільшенням температури. Розчинність, так само як стисливість, спочатку дещо знижується із зростанням температури вище кімнатної, досягає мінімального значення приблизно при 66°С (150°F), а потім монотонно зростає з подальшим підвищенням температури (рис. 1).




[2]
[3] (Dodson, Standing, 1944)


Рис. 1 – Розчинність природного газу у воді в залежності від температури і тиску.

Тиск, навпаки, сильно впливає на розчинність.
На розчинність газу у воді впливає також вміст розчинених солей. Збільшення мінералізації (солоності) води зменшує розчинність вуглеводневих газів згідно наступної емпіричної залежності RB = Rwp = [1 – Xc Ч (вміст солей, часток на мільйон) (в 10-7)], де: Rwp – розчинність газу в чистій воді;
RB – розчинність газу в солоній воді;
Хс – поправочний коефіцієнт за солоність води.

18. Визначення розчинності газу в нафті і коефіцієнтів флюїдонасиченості
Розчинність газів у нафті – здатність [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] утворювати розчини з [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]. На розчинність газів у нафті впливають, в основному, [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], склади газу і нафти. З ростом тиску розчинність газів у нафті підвищується, із збільшенням температури – зменшується. Кількість розчиненого в нафті газу називають газо вмістом. Коефіцієнт розчинності газу в нафті  – кількість газу, яка розчиняється в одиниці маси об’єму нафти при збільшенні тиску на одиницю. Виражається в м3/(м3
·Па) або м3/(кг
·Па). Розчинність нафтового газу, який має складний склад, відхиляється від лінійного закону (не відповідає законам ідеального газу). Найбільшою мірою на розчинність газу в нафті впливає склад самого газу. Легкі гази (азот, метан) гірше розчинні в нафті, ніж гази з відносно більшою молекулярною масою (етан, пропан, вуглекислий газ). У нафти, що містить більшу кількість легких вуглеводнів, розчинність газів вище в порівнянні з важкою нафтою. При великих тисках розчинність газів у рідині, в тому числі і нафти підкоряється закону Генрі. Закон Генрі – маса m газу, розчиненого в рідині даного об'єму, при сталій температурі пропорційна [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] 
· цього газу над розчином m = KГ
·, де КГ – константа Генрі, залежна від природи газу й температури.
Об’єм газу, Vг, розчиненого в нафті, прямо пропорційний об’єму нафти Vн і абсолютного тиску
·, причому об’єми зведено до нормальних умов Vг =
·pVн
·, де
·p (
·) – коефіцієнт розчинення газу. Звідси,
·p= Vг /Vн
·. З закону Генрі випливає, що чим більший коефіцієнт розчинності, тим при меншому тиску в даному об’ємі нафти розчиняється один і той же об’єм газу.
Коефіцієнт нафтонасиченості пласта – відношення об’єму [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], який міститься в [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] (пустотах) [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] до загального об’єму всіх пор (пустот) нафтоносного пласта в пластових умовах чи у досліджуваному зразку породи при пластових умовах .
Коефіцієнт водонасиченості (Sв) визначають як відношення маси води, що насичує породу при звичайній температурі і тиску, до маси поглиненої води, що нагнітається в породу під тиском до 15 МПа. У повітряно-сухих порід Sв менше 0,5, у вологих 0,5-0,8, у повністю водонасичених 1,0. Водонасиченість гірських порід залежить від гідрогеологічного режиму, мінерального складу, характеру порового простору тощо. У нафтогазоносних районах водонасиченість зумовлює характер розподілу флюїдів у породах, їх рухливість у масивах, ефективність вилучення нафти і газу з порід. Газонасиченість порід  – ступінь заповнення порожнин ([ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] і [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]) в [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] . Використовуючи об’єми нафти та газу, визначають коефіцієнти нафто-, водо- і газонасиченості (в долях одиниці) за наступними формулами:
Коефіцієнт нафтонасичення: Sн= Vн 
·п / mG

Коефіцієнт водонасичення: Sв= Vв 
·п / mG

Коефіцієнт газонасичення: Sг= 1- (Sн bн + Sв bв)

Vн, Vв - об’єми нафти та води, що міститься в породі, см3;

·п – щільність породи, г/см3;
m – коефіцієнт пористості, долі одиниці;
G - маса рідини, що міститься в зразку, г;
bн, bв – об’ємні коефіцієнти нафти та води, долі одиниці







19. Способи визначення стисливості реальних газів
Стан природного газу та насиченої пари визначається тиском, об`ємом та температурою у вигляді рівняння Клапейрона, наприклад. в молярній формі:РV = nRT, де Т абсолютна температура, n – кількість кіломолей газу, R – універсальна газова стала, яка дорівнює 8310 Дж / кмоль Ч Кельвін.
На практиці поведінка реальних газів в покладах визначається рівнянням: РV = ZnRT, в яке введений коефіцієнт надстисливості газу Z. . Стисливість одного газу в цілому характеризує частку зменшення об`єму при зміні тиску на одиницю. Коефіцієнт стисливості Z показує співвідношення об`ємів рівної кількості молів реального Vр та ідеального Vі газів при однаковому тиску та температурі, тобто Z = Vp/Vi. Коефіцієнт Z визначає відношення об`ємів реальної газової суміші при пластових Vп і стандартних Vст умовах. Він безпосередньо залежить від пластового тиску P пл (Па) та температури T пл в градусах Кельвіна: Z = 0,00289 Ч (P пл / T пл) (V пл / V ст).
Величина Z визначається кількома основними способами [3]:
а) експериментально по пластових пробах газу (точно);
б) наближено по діаграмах Стендінга-Катца, які використовують приведені тиски Pпр та температури Tпр;
в) прямим комп`ютерним розрахунком на основі псевдоприведених тисків і температур та псевдоприведеної густини газової суміші.
Визначення Z методом Стендінга-Катца. Для розрахунків необхідні дані про компонентний склад газів, принаймні про його густину. Виходячи з складу газів, розраховуємо псевдокритичний тиск Pпкр та псевдокритичну температуру T пкр суміші через критичні тиски рi та критичні температури ti кожного компонента ki : Pпкр =
· рi кi, Tпкр =
· ti кi. Далі визначаються псевдоприведені тиски та температури для пластових тисків Р і температур Т, для якіх визначається коефіцієнт Z Pппр = P / Рпкр, Tппр = T / Tпкр.
Прямий метод розрахунку Z. Існують аналітичні способи розрахунку Z і інших параметрів, які легко реалізуються макросами або простіше. Серед них рівняння К. Холла-Л. Ярборо (1974):

.

Тут Рппр – псевдоприведений тиск, t – величина, обернена псевдоприведеній температурі (Тппр / Т);
у – «приведена» густина, яку можна отримати з рівняння:



Величина у визначається заданням початкового наближення і ітераційного наближення, наприклад розкладанням в ряд Тейлора.

20. Методи визначення пластових термобаричних умов.
Тиск у пласті до початку його розробки (початковий пластовий тиск) залежить від глибини залягання пласта і приблизно може бути визначено за формулою Рпл.нач = Н
· g, (3) де Рпл.нач - початковий пластовий тиск, Па; Н - глибина залягання пласта, м;
· - щільність рідини, кг/м2; g - прискорення вільного падіння тіла, м/с2. Пластовий тиск зазвичай не збігається з розрахунковим (3), так як визначається не тільки з урахуванням умов припливу рідини в пласт і відбору її. Це пояснюється рядом причин: силою тяжіння вищерозміщених гірських порід (гірським тиском), тектонічними силами, температурою, хімічними процесами. Найбільш точно пластовий тиск визначається за допомогою спускаються в свердловину манометрів. При відомій щільності рідини чи газу, що заповнюють свердловину, пластовий тиск з достатньою для практичних цілей точністю визначається розрахунковим шляхом: 
Рпл = Н
· g + Pу (4) 
де Рпл і Pу - тиск у пласті і на гирлі свердловини, Па. 
Така свердловина при відкритому гирлі виливається. 
При недохожденіі рівня рідини в свердловині до гирла, пластовий тиск складе 
Рпл = Н1
· g (5) 
де Н1 - висота стовпа рідини в свердловині, м. 
Певне в якій-небудь точці пласта пластовий тиск характерно для пласта в цілому лише за пологом його заляганні. Коли кути падіння крил пласта значні, пластовий тиск на цих ділянках буде великим, а в замкової частини - меншим. Для зручності тиск у пласті відносять до якої-небудь одній площині, наприклад, до рівня моря або до умовної площині - первісним водонефтяного контакту в пласті. Пластовий тиск, віднесене до умовної площині, називається наведеним пластовим тиском. Представляє інтерес динаміка теплових полів земній корі. Вплив теплового випромінювання Сонця позначається до дуже незначних глибин. Межа розділу впливу зовнішнього і внутрішнього теплових полів Землі є шар з постійною негативною або позитивною температурою. Нижче шару з постійною температурою температура в земній корі закономірно зростає з глибиною. Відстань по вертикалі (у м) в земній корі (нижче зони постійної температури), на якому температура гірських порід підвищується на 1 ° С, називається геотермічної ступенем. Встановлено, що значення геотермічної щаблі коливається у верхніх шарах земної кори в межах 11-120 м, середня її значення становить близько 33 м. Для характеристики зміни температури з глибиною іноді користуються геотермічних градієнтом - приростом температури в ° С гірських порід на кожні 100 м поглиблення від зони постійної температури. У середньому геотермічний градієнт дорівнює 3 ° С.
21. Розрахунки та моделювання фізичних властивостей вуглеводнів у пластових умовах
Принцип моделювання пластових процесів
Моделювання – це сукупність методів побудови моделей та вивчення реально існуючих предметів та явищ на них. Модель – це зразок об’єкта, що моделюється.
Моделлю може бути:
зразки якого-небудь виробу серійного виробництва, наприклад муфта для з’єднання насосних штанг або труб;
зразки якої-небудь конструкції, наприклад, пакер, газліфт ний клапан;
відтворення предметів у зменшеному або збільшеному вигляді, наприклад макет верстата-гойдалки, фонтанної арматури;
зразки предметів, що використовуються для виготовлення форми при відливанні;
схеми, зображення або описи явища або процесу у природі, суспільстві (наприклад структурна карта родовища, карта місцевості).
Під час проведення досліджень процесів розробки нафтових і газових родовищ, видобутку нафти і газу, нафтогазопромислового обладнання інколи доцільно замінити існуючі об’єкти їх моделями або використати метод моделювання.
Процес моделювання охоплює такі етапи: визначення задачі, створення або вибір моделі, дослідження моделі, перенесення знань із моделі на оригінал.
Основним етапом без якого не можливий весь процес, є створення або вибір моделі. Здійснення цього етапу можливе лише за дотримання законів подібності. Фізичні явища /чи процеси/ називають подібними, коли відповідні безрозмірні комплекси для них збігаються, хоча явища відрізняються числовими значеннями розмірних визначаючих параметрів.
Розрізняють фізичне і математичне моделювання. У разі фізичного моделювання на моделі, яка є натурним або масштабно зменшеним взірцем оригіналу (лабораторне устаткування), відтворюють і досліджують процеси, однакові з процесами, які протікають у реальному об’єкті. У нафтовій і газовій промисловості фізичне моделювання використовується під час проектування багатьох технологічних процесів для вивчення на відповідних моделях тих чи інших показників або властивостей.
Математичне моделювання полягає в дослідженні процесів шляхом складання і розв’язування системи математичних рівнянь, які відносяться до процесу.
Математична модель базується на спрощенні складного реального процесу. Для її створення природні умови відповідним чином диференціюють, виділяють серед них головні, визначальні чинники і подають їх у тому вигляді, який забезпечує можливість досягнення мети. При цьому нафтоносний пласт розглядають як єдину гідродинамічно зв’язану систему. Переміщення флюїдів всередині цієї системи визначаються початковими (до початку розробки) і граничними умовами (на поверхнях, які обмежують пласт із зовнішніх сторін.
Граничні умови задають у вигляді шуканої функції (тиск, витрата рідин)., її похідної (градієнт тиску, швидкість) або в мішаному вигляді (граничні умови першого, другого чи третього роду).
Системи математичних рівнянь розв’язуються аналоговим та обчислювальними методами.
Аналоговий метод математичного моделювання базується на подібності явищ і процесів різної фізичної природи.
Електричне моделювання процесу розробки базується на електрогідродинамічній аналогії ЕГДА, тобто на аналогії між рухом електричного струму в провідному середовищі і фільтрацією рідин у пористому середовищі.
Обчислювальні методи поділяються на аналітичні, чисельні і статистичні.
З практики гідродинамічних розрахунків процесу розробки родовищ відомо, що за систему визначальних параметрів приймають:
У найпростішому вигляді співвідношення подібності можна записати так
- подібні чинники процесів та елементів системи; коефіцієнт подібності.

У пластових умовах газ, нафта, вода і їх суміші залежно від їх складу, температури і тиску можуть перебувати в газоподібному, рідкому стані або у вигляді газорідинних сумішей. Газ у великій кількості, а також частина рідких вуглеводнів у вигляді пари можуть перебувати у верхній частині структури.Високі тиску збільшують щільність газу, і в стиснутому газі створюються умови для розчинення нафти. При значній кількості газу вся нафта може виявитися розчиненої. Якщо ж газу мало в порівнянні з обсягом нафти, то при досить високому тиску газ може повністю розчинитися в нафти, утворюючи однофазну (рідку) суміш. Тому газонафтові поклади поділяються на чисто газові, газонафтових (з газовою шапкою і нафтовою облямівкою), нафтові (з різним вмістом попутного газу) і газоконденсатні.У пластових умовах фізико-хімічні властивості нафт визначаються їх хімічним складом, що обумовлює деякі особливості експлуатації нафтових родовищ (наявність парафіну, смол, ПАР і т.д.).За елементарним складом більшість нафт більш ніж на 99% складаються з вуглецю і водню. Присутні також кисень, азот, сірка (іноді у великих кількостях), в дуже малих кількостях хлор, йод, фосфор, миш'як, калій, натрій, кальцій, магній.У нафтах найбільш широко представлені вуглеводні метанового або парафінового ряду (СпН2п +2) і поліметіленовимі вуглеводні або нафтени (СпН2п). Майже завжди в нафтах присутні ароматичні вуглеводні. Кількість нафтенових кислот, асфальтенів, смол незначно. На властивості поверхонь розділу в шарі і на розподіл рідин і газів в поровом просторі пласта суттєво впливають наявність кисню і сірковмісні речовини, що обумовлюється високою поверхневою активністю більшості кисень-і сірковмісних сполук нафти.Парафін не розчиняється у воді, але розчиняється в ефірі, хлороформі, бензолі, мінеральних маслах. Щільність чистого парафіну коливається від 907 до 915 кг/м3 при температурі 15 ° С.Парафін мають склад С \ 7 - С35 з температурою плавлення 27 - 71 ° С. Нафтові церезини мають склад С36 - C55l температура їх плавлення 65 - 88 ° С. Церезин і парафін мають різні хімічні властивості. У нафтопромислової практиці відомо кілька різних способів передбачається-прежденія відкладень парафінів на стінках труб і боротьби з цим ускладненням.Кисень міститься в смолистих і кислих речовинах нафти (нафтенові і жирні кислоти, феноли). Нафтенові кислоти (їх вміст у нафтах не перевищує 2%) мають загальну емпіричну формулу CnH2n_2O2. Вони являють собою або рідкі, або кристалічні речовини, мало розчинні у воді і мають високу щільність. У присутності води при підвищеній температурі нафтенові кислоти викликають корозію обладнання.Вміст фенолів, жирних кислот і їх похідних в нафти не перевищує 5 - 10% від вмісту нафтенових кислот.Нафти СНД містять сірку в кількості від часток відсотка до 5 - 6%. Вона входить до складу різних сірчистих сполук, але зустрічається і у вільному стані. З органічних сірчистих сполук у нафтах виявлені меркаптани (R = SH), сульфіди, дисульфіди та ін Всі ці сполуки в нафті - шкідливі домішки.Асфальтосмолисті речовини нафти в нафтах містяться в межах від 1 до 40%. Це високомолекулярні органічні сполуки, до складу яких входять вуглець, водень, кисень, сірка і азот. Складові асфальтосмолисті речовин різняться за фізичними властивостями. Щільність асфальтосмолисті речовин нафти коливається від 1000 до 1070 кг/см3.За змістом сірки нафти діляться на два класи: малосірчисті (при вмісті сірки не більше 0,5%) і сірчисті (вміст сірки перевищує 0,5%).Нафта має пружністю, тобто здатністю змінювати свій об'єм під дією зовнішнього тиску. Вона визначається коефіцієнтом стисливості рн (м2 / Н):Рн V Ар 'де V - вихідний об'єм нафти, м3; AV - зміна обсягу нафти, м3; Ар - зміна тиску, Н/м2.Коефіцієнт стисливості залежить від складу нафти, температури і абсолютного тиску. Нафти, що не містять розчиненого газу, мають низький коефіцієнт стисливості (4 -7) -10 ~ 10 м2 / Н. Нафти зі значним вмістом розчиненого газу характеризуються підвищеним коефіцієнтом стисливості.В'язкість нафт зменшується зі збільшенням кількості газу, температури; збільшення в'язкості нафти з ростом тиску помітно лише при тисках вище тиску насичення. Практичні значення в'язкості нафт в пластових умовах різних родовищ змінюються в широких межах: від багатьох сотень мН-с/м2 до десятих часток мН-с/м2 (від декількох пуаз до десятих часток сантіпуаз).Гази. У нафтовому родовищі спільно з нафтою міститься газ; він може бути в розчиненому стані або у вигляді вільного газу. Ці гази називаються попутними (нафтовими). Вуглеводневі гази, що залягають в пластах, що не містять нафту, називають природними (вільними), а родовища - чисто газовими.

Або можна з лаби
визначення тиску насичення нафти газом, об`ємного коефіцієнту, густини та усадки нафти.
Тиск насичення пластової нафти газом - тиск, при якому газ починає виділятися з нафти. Залежить від співвідношення об`ємів нафти і розчиненого газу та пластової температури. За рівних інших умов в більш густих нафтах тиск насичення зростає. Так само Рнас збільшується, якщо в газі, який під тиском розчинється в нафті, є значний вміст слаборозчинних компонентів, особливо азоту. В природних умовах тиск насичення дорівнює пластовому або нижче. В першому випадку нафта насичена газом, в другому буде недонасичена. Різниця таких тисків може досягати десятків МПа. [1].
З кількістю розчиненого газу в нафті також пов'язаний об'ємний коефіцієнт b, що характеризує співвідношення обсягів нафти в пластових умовах і після відділення газу на поверхні при дегазації:

b = Vпл/Vдег

де Vпл - обсяг нафти в пластових умовах; 
Vдег – об`єм нафти при стандартних умовах після дегазації [4].
Подальше збільшення пластового тиску, вище тиску насичення буде впливати на зменшення обсягу нафти в пластових умовах за рахунок її стисливості, що призводить до зменшення коефіцієнта стисливості. Об'ємний коефіцієнт визначається за глибинними пробами. Для більшості родовищ величина b змінюється в діапазоні 1,07-1,3, в азербайджанських нафтах до 1.6. Використовуючи об'ємний коефіцієнт, можна визначити усадку нафти (U) - це зменшення обсягу нафти при підйомі її на поверхню внаслідок дегазації і зниження температури (у%):

U = (b-1/b)*100%

Усадка деяких нефт досягає 45-50 % [2].
Газовий фактор  – вміст газу в продукції нафтових свердловин. Вимірюється в м3/м3, м3/т. Об'єм газу при цьому приводиться до тиску 1,01105 Па і t=20 °C. Розрізняють первинний (початковий) і поточний газовий фактор. Перший характеризує нафтовий поклад на початку розробки, другий – на кожному її етапі. У випадку, коли пластовий тиск у покладі вищий за тиск насичення (немає виділення з нафти розчиненого газу), газовий фактор залишається постійним і дорівнює первинному газовмісту пластової нафти.


22. Геохімічні критерії виявлення облямівок, переміщення контактів і прогнозу вмісту конденсату
Геохімічні методи контролю за переміщенням ВНК
Закономірні зміни властивостей нафт, газів і конденсатів в межах покладів та по розрізу багатопластових родовищ, а також їх зміни в процесі розробки використовують з метою контролю переміщення ВНК. Особливості: фізичні властивості нафт, а саме низька електропровідність і присутність вод, збагачених мікроелементами, утруднює застосування стандартних електрохімічних методів аналізу, ефективних у вивченні інших природних об`єктів. Найбільш чутливим параметром зарекомендувало себе світлопоглинання нафт (спосіб А.Ф. Гільманшина). Параметр успішно застосовується в ряді регіонів. Зміна параметра обумовлена тісним зв`язком оптичної прозорості нафт з їх хімічним складом. Фотоколориметричні дані представляють у вигляді карт зміни коефіцієнта світлопоглинання Кн на різні дати відбору й аналізу нафт. За картами орієнтовно оцінюють напрямок руху нафти і шлях (вектор на площині ху), пройдений за час Т між вимірами. Якщо розраховувати горизонтальний градієнт зміни властивостей нафт в напрямку руху нафти, швидкість V її руху в пласті можна визначити за формулою V, м/рік = Кн (gradxy, одиниць / 100м) ( T, роки )
Метод можна застосовувати, якщо в пласті не діють додаткові фактори зміни властивостей нафт, наприклад, адсорбція нафт породами, а лише механічне переміщення. Коефіцієнти світлопоглинання, рефракції нафт, а також густина, в`язкість, вміст асфальтенів і інші показники використовують з метою оцінки впливу нагнітальних свердловин на сусідні видобувні свердловини (спосіб В.В. Девлікамова). Якщо після початку нагнітання води властивості нафт тривалий час залишаються однаковими, значить закачка не ефективна. Це важливо, щоб не працювати впусту, закачуючи воду в непрацюючий порожнинний простір колектора, зони тектонічних порушень тощо. Переміщення ВНК і контурів нафтоносності встановлюється також за способом АзНДІНафтохіму (Баку). Вивчаються періодично, через 4-6 місяців, проби нафт на вміст бензинових фракцій (до 200С) Зменшення вмісту метанових вуглеводнів та збільшення нафтенових в нафтах свідчать про підтоки окисненої нафти з зони ВНК. Вміст циклічних сполук в продукції зростає, якщо пласт-колектор вбирає значні кількості води, що закачується. Отже, в такому випадку нафти відносно збагачуються цикланами. Деякі організації використовують для визначення динаміки переміщення ВНК моніторинг групового й індивідуального складу нафт, так звані спектрограми нафт. Ознаки нафт, які поступають з зон ВНК: більша окисненість та розгалуженість ланцюгів, циклічність структур вуглеводнів, мала довжина нормальних парафінових ланцюгів. Своєчасне виявлення нафтової облямівки покладів Якщо нафтова облямівка виявляється на пізній стадії розробки газоконденсатного покладу, тобто на стадії виснаження, нафту облямівки можна втратити, тому що вона переходить в газову зону і в режимі видобутку газу з пласта не вилучається. Таке буває, коли сітка розвідувальних свердловин не охоплює всю площу поширення та глибини залягання нафтової облямівки.В таких випадках використовують наведені в попередніх лекціях критерії наявності зал ишкової облямівки за складом товарного газу. Наприклад, критерій А.С. Великовського та Я.Д. Саввиної використовує вміст гомологів (С5 + вищі). Якщо він більший за 1,75 %, а вихід стабільного конденсату перевищує 80 см3/м3, значить газоконденсатний поклад має має нафтову облямівку або є газовою шапкою над нафтовим покладом. У випадках вмісту (С5 + вищі) менше 1,75 % і кількості стабільного конденсату менше 80 см3/м3 газоконденсатні поклади мають мінімальну нафтову облямівку або не мають її зовсім. Зауважимо, що це справедливо, коли пластовий тиск перевищує 16 МПа. Що це означає? За стандартних гідростатичних тисків це глибини приблизно понад 1,5 км. Тобто, для покладів на малих глибинах цей критерій не працює. Прогноз вмісту конденсату в покладах Існують номограми Т.Д. Островської та В.В. Юшкіна, побудовані по залежностях розчинності конденсатів від групового складу вуглеводнів, температур та тисків. Вони дозволяють прогнозувати для насичених пластових газоконденсатних систем склад конденсату і його вміст в необхідних РТ-умовах. Використовують також умовний параметр – відношення вмісту метану до вмісту кислих газів СН4 / кисл. Він кореляційно зв`язаний з конденсатногазовим фактором КГФ зворотньою залежністю. Тобто чим більший цей умовний параметр, тим менший конденсатний фактор. За умовним параметром прогнозують вміст конденсату в покладі в цілому. Для недонасичених пластових систем розрізу потенціальний вміст конденсату та тиск початку конденсації можна визначити за відомим груповим складом конденсатів та початковому пластовому тиску в покладі.


23.Прогноз фазового стану покладів за вільними та супутніми газами

Родовища з багатокомпонентним фазовим складом (нафтогазові, газонафтові, нафтогазоконденсатні, газові з нафтовою облямівкою тощо) є динамічними системами. Протягом геологічного часу, від етапу формування і до етапу руйнування покладів та родовищ відбувається обмін і змішування компонентів в межах продуктивних горизонтів та між ними. Газові суміші горизонтів набувають ознак, характерних для всіх типів вуглеводневих флюїдів, присутніх у всьому родовищі.
У вільних газах газових горизонтів та у супутніх (нафто- і водорозчинених) газах присутні компоненти від метану до гексану включно. Сухі гази зазвичай вміщують до трьох компонентів, в газоконденсатних і газонафтових покладах у вільних газах з`являються високомолекулярні вуглеводні метанового ряду – С7, С8 і вище. Найбільша їх кількість спостерігається в нафтових родовищах. Отже, в газо- і пароподібному стані легкі вуглеводневі гази збагачуються високомолекулярними домішками. Ступінь збагачування гомологами метану від етану і вище зростає від покладів з сухими метановими газами до жирних супутніх газів нафтових покладів. При цьому спрямовано змінюються також відношення вмістів вуглеводневих компонентів. За такими відношеннями (коефіцієнтами) можна вирішити зворотню задачу: знаючи склад газів випробуваного продуктивного горизонту, оцінити, чи не знаходяться в межах родовища інші горизонти з іншим типом вуглеводневого флюїду.
Критерії та ознаки прогнозу фазового складу покладів і родовищ

Для водорозчинених пластових газів поза контурами покладів є класифікація А.С. Панченка та К.І. Богданова. Вона складена за матеріалами по Передкавказзю, підходить також для Карпатського і інших регіонів:

Таблиця 1.1 – Критерії наявності покладів різного фазового стану за водорозчиненими газами
Поклад
Параметри водорозчинених газів


метан/азот
вуглеводневі гази/азот
метан/гомологи метану

Газовий
18 – 38
106 – 386
18 – 39

Газоконденсатний
9 – 36
17 – 47
15 – 45

Нафтовий
4 – 22
4 – 24
3 – 11


Таблиця 1.2 – Ознаки покладів певного фазового стану

Автор,
критерій класифікації
Газові
поклади
Газоконденсатні
поклади
Нафтові
поклади

І.С. Старобинець

За коефіцієнтом жирності
0,3 – 2,0
5 – 15
15 – 30 і більше

За відношенням етан/пропан
найвищі
середні
найменші

За відношенням
пропан/сума бутанів
найменші
середні
найбільші

В.П. Савченко

За відношенням
i-бутан / n-бутан
найвищі
середні
найменші

За ізотопним складом вуглецю вуглеводневої суміші, (13С
найнижчий
середній
найвищий

За вмістом гомологів С5 – С8
менше 0,5 %
0,5 – 1,5 %
більше 0,5 %


Таблиця 1.3 – Ознаки наявності нафтових облямівок газових та газоконденсатних покладів

Критерії
Поклади без облямівок
Поклади з облямівками

1. Критерій В.В. Кушнірова:



Ізобутан/бутан
більше 0,9
менше 0,8

2. Критерій А.С. Веліковського та Я.Д. Саввиної:



Вміст алканів у фракції, що википає до 200 С
менше 55 %
більше 55 %


Діапазони параметра критерія В. Кушнірова не перекриваються, тому критерій спрацьовує з ймовірністю понад 90 %. Перевірений на родовищах Передкавказзя та Середньої Азії. Достовірність критерія А. Веліковського та Я. Саввиної є різною: в різних регіонах: до 100 % по родовищах Скіфської плити, 60 % по родовищах Туранської плити. Від`ємні прогнози, тобто виявлення родовищ без облямівок, підтверджуються у 70 % випадків. Критерій використовує той факт, що в газовий поклад з нафтовою облямівкою надходять вуглеводні С5 і вище з облямівки. Інші критерії наявності облямівок – зростання відношення аренів до алканів, нормальних алканів до ізоалканів. Названі критерії відображають факт масообміну між нафтовою облямівкою та газовим (або газоконденсатним) покладом.

Використовують також:

Коефіцієнт збагаченості вуглеводнями – відношення вмісту суми вуглеводнів до вмісту азоту (СН4 + С2Н6 + вищі) / N2. Змінюється в широкому діапазоні. Зростає з наближенням до покладів.
Коефіцієнт етанізації Ю.Коротаєва – Г. Степанової – відношення етану до пропану С2Н6 / C3Н8; крім того, використовують выдношення С2Н6 / (C3Н8 + вищі). Для газів нафтових покладів він складає 0,3–1,5, нафтогазоконденсатних покладів 1 – 3; газоконденсатних 2 – 6; газових – більше 5.
Коефіцієнт ізомеризації бутанів, або відношення вмісту ізобутану до вмісту нормального бутану (i–C4H10) / ( n–C4H10). В газових покладах без нафтової облямівки коефіцієнт менший від 0,75; у покладах з облямівкою більший за 0,75 (варіант критерія В. Кушнірова).

24. динаміка пластових тисків і рух флюїдів. Карти ізобар
Пластовий тиск)- тиск, який пластові флюїди надають на вміщають їх породи.Пластовий тиск- найважливіший параметр, що характеризує енергію нафтогазоносних і водоносних пластів (див. Пластова енергія). У формуванні пластового тиску беруть участь гідростатичний тиск, надлишковий тиск покладів нафти або газу (архимедова сила), тиск, що виникає в результаті зміни обсягу резервуара (порового або трещинного простору), а також за рахунок розширення (або стиснення) флюїдів і зміни їх маси.
Пластовий тиск, значно відрізняється від гідростатичного, називається аномальним пластовим тиском.Пластовий тиск змінюється як за площею поширення пласта, так і за глибиною нафтових і газових покладів і за потужністю водоносних горизонтів, збільшуючись із зростанням її пропорційно щільності підземного флюїду. Зіставлення пластового тиску відносять до якої-небудь одній площині порівняння (рівень моря, первинне положення водонефтяного контакту) - т.зв. наведене пластовий тиск. При експлуатації свердловин в привибійній зоні утворюється область зниженого пластового тиску. Вимірюється пластовий тиск глибинним манометром або розраховується виходячи з відміток п'езометріческіх рівнів пластових флюїдів в свердловині або інший гірничій виробці при статичному стані. Точність вимірювання пластового тиску глибинним манометром дає до 1% помилок, розрахунковий спосіб за сприятливих умов в газових і водяних покладах забезпечує значно більшу точність (0,01-0,02%). Достовірність інструментального вимірювання залежить від його точності і від того, наскільки тиск у свердловині відповідає пластовому, для чого необхідна хороша гідродинамічна сообщаемости свердловини з пластом. Найбільш сприятливі для вимірювання пластового тиску фонтануючі свердловини, у разі слабких приток флюїдів потрібен більший час для відновлення пластового тиску. У процесі розробки покладів вуглеводнів пластовий тиск знижується, що призводить до зменшення дебітів свердловин, змінам фізико-хімічних властивостей флюїдів, ускладнює їх видобуток, збільшує втрати цінних компонентів. Тому розробку і експлуатацію покладів ведуть з підтриманням пластового тиску. За результатами вимірювань пластового тиску будують графіки його зміни. Аналіз цих графіків дозволяє судити про процеси, що відбуваються в поклади, і регулювати її розробку і експлуатацію.
Рух флюїдів крізь пористі породи контролюється проникністю останніх і перепадом тиску. Тиск обумовлено гідравлічним напором, гравітацією, капілярними явищами, розширенням газу або комбінацією цих факторів. Рух флюїду, обумовлене нерівноважним в гравітаційному полі розподілом щільності, називається конвекцією. Рух флюїдів в такому резервуарі обмежено малими розмірами самого резервуара. Рух флюїду може спостерігатися як у напрямку гвинтової лінії різьби, так і в напрямку твірної конуса різьблення. Найчастіше відбувається розмив другого виду. Умови для виникнення розмиву - наявність зазору по витків і перепад тиску, що створює рух рідини. Вид розмиву пояснюється характером зазору. Розмив в напрямку твірної конуса відбувається в результаті хвилеподібного руху рідини по зазору уздовж конуса. Схематичний вигляд стаціонарної біжучої хвилі. Розглянемо рух флюїду через поверхню фронту поширюваного стрибка. Напрямок руху флюїдів, інтенсивність їх фільтрації визначаються відкритими тріщинами, що володіють зазвичай різної розкрив-тостью, що формується під дією тектонічних сил і вторинних процесів. Величина розкритості по простяганню тріщин зазвичай непостійна. При русі флюїду по арматурі середні (стійкі) дані вимірювань склали: по верхньому манометру ру 1 65 МПа, по нижньому (на п'єдесталі) - 2 25 МПа, за манометром на закритому відвід - 5 Січень МПа, при відкритих відводах - 1 МПа. Відкриття одного і двох відводів практично не відбилося на свідченнях верхнього і нижнього манометрів арматури, очевидно, через низьку їх пропускної здатності в порівнянні з основним вертикальним потоком. При русі флюїду створюється реактивна сила, тобто віддача струменя. При русі флюїду в погано проникних гірських породах або у випадку добре проникних порід тоді, коли кількість надходить флюїду більше, ніж в даному перерізі може пропустити гірська порода, в останній утворюються тріщини. Теоретично освіта горизонтальних тріщин може статися в разі, коли тиск флюїду перевищує величину гірського тиску., що пов'язується з наявністю мікротріщин по нашаруванню, а також з арочним ефектом в антиклінальних складках. При русі вуглеводневої флюїду від пласта до магістрального газопроводу він постійно зазнає термодинамічні зміни. При цьому з первісного однофазного флюїду із зміною тиску і температури відбувається виділення тієї чи іншої кількості рідких вуглеводнів. Для контролю за процесом промисловий і заводської переробки газу, а також для розрахунку технологічного обладнання необхідно точно визначати стан газоконденсатной суміші в будь-якій точці технологічної лінії. При однофазному русі флюїдів в пласті, не враховуючи явища пружності, можна вважати, що розподіл тиску в пласті при його визискування відбувається миттєво. Каналами для руху флюїду можуть бути капілярні пори, що утворилися в процесі твердіння, а також наскрізні пори переважно вертикального напрямку, що утворилися в результаті седиментационного розшарування розчину. Механізм виникнення газопроявлень в період ОЗЦ і роль седиментаційних процесів в цементному розчині при цьому досить повно розглянуті в роботах Булатова А.І., Куксова А.К. та ін тому вимога високої седиментаційною і суфозійної стійкості розчинів є важливим для систем, що працюють в агресивних умовах. Шліф нафтового пісковика. Так як рух флюїдів в пласті відбувається з дуже малими швидкостями, порядку мікрометрів в секунду (у гідромеханіці руху з настільки малими швидкостями називаються повзучими), і за наявності теп-лоотводящіх поверхонь великого розміру, процес фільтрації з високим ступенем точності в більшості випадків можна вважати ізотермічним . У той же час при фільтрації в гірських породах виникає значна сила тертя. При русі флюїдів в пустотном просторі колектора зіткнення між твердим скелетом і рідиною відбувається по величезній поверхні. Тому основною властивістю флюїду, яке впливає на фільтрацію, є його в'язкість. У зв'язку з цим в'язкість враховується навіть при фільтрації газу, а так як сила тертя розподілена по всьому об'єму колектора, то Н.Е.Жуковським було запропоновано при описі фільтрації силу тертя вважати масової силою.
Карта ізобар - Карта, що показує розподіл пластового динамічного тиску в розробляється нафтового покладу. Аналіз карт ізобар дозволяє правильно орієнтувати розробку поклади нафти шляхом обмеження і зниження відбору рідини з ділянок пласта з найбільшою депресією пластового тиску. Зіставлення ряду карт, побудованих для різних періодів експлуатації поклади, дозволяє знаходити залежність між відбором рідини з пласта і середньозваженими пластовим тиском, знання якої допомагає більш раціонально використовувати пластову енергію.

25.Геометризація покладів.Карти.Типи розрізів і методи їх кореляцій.
З конспекту лекцій Полівцев №15
Під геометрією надр прийнято розуміти науку про просторово-геометричні закономірності розміщення форм порід і корисних копалин, умов їх залягання, фізико-хімічних та інших властивостей і процесів, які відбуваються в надрах в процесі розробки
В результаті геометризації покладів нафти і газу одержують просторову (об`ємну) геолого-технологічну модель родовищ з часовими зрізами (динамікою) їх стану в процесі розробки.
Така модель повинна постійно вдосконалюватись, починаючи від пошуково-розвідувальної стадії і до завершення експлуатації. Вона має постачати необхідну інформацію щодо руху запасів (початкові видобувні, поточні, залишкові), дозволяти оцінювати ефективність розробки і обгрунтовувати заходи з підвищення нафтовіддачі та видобутку газу і конденсату.
Картування границь колекторів
Лінія виклинювання колекторів за свердловинними даними умовно проводиться посередині відстані між парою свердловин, в одній з яких пласт розкритий і свердловиною, де його немає. То саме стосується розмивів або випадінь пластів з розрізу.
Точніші результати маємо за ГДС, якщо застосовуємо метод перспективної відповідності товщин пласта Т. Хейтса – Б. Єховського [5]. Він випливає з того, що в шаруватих слабодислокованих товщах морського генезису з некрутими кутами падіння товщини однойменних пластів впорядковано змінюються по площі.
Якщо відкласти по осі ординат послідовно товщини пластів, визначені в одній свердловині, а по осі абсцис ті самі пласти в сусідній свердловині, точки перетинання хi і уi утворять кореляційний графік. Біля точок проставляються значення взаємного коефіцієнта кореляції, одержані для даної точки відносно інших. Якщо в розрізі один з пластів випав, кореляційні графіки будуть зміщені один відносно другого. В такому разі коефіцієнти кореляції розраховуються окремо для кожної частини кореляційного графіка.
Зміна умов осадконагромадження для різних літолого-стратиграфічних комплексів відобразиться різними нахилами відрізків кореляційних графіків. Стик таких невідповідностей вказує на положення в розрізі стратиграфічного неузгодження (рисунки 15.7 і 15.8).
Як бачимо на рисунку 15.7 ліворуч, місце виклинювання пласта на захід від свердловини 1 можна визначити, знаючи співвідношення товщин в свердловинах 1 і 2. Зміна градієнта і злам кореляційних графіків можуть вказувати на зміну швидкості осадконагромадження та наявність перерви в накопиченні осадків (рисунок праворуч).
Випадіння пласта з розрізу між свердловинами 15 та 37 площі Учкир виділяється по розриву та зміщенню кореляційної лінії (рис. 15.8 зверху). На цьому ж рисунку внизу показана мінливість товщин міжреперних літофацій в свердловинах 10 та 11 родовища Газлі. Чорні крапки віддалені від кореляційного графіка, побудованого по реперних товщах.


Рисунок 15.7 [5]. Виділення місця виклинювання (S) та інтервала перерви в осадконагромадженні.

Рис. 15.8 [5]. Встановлення випадіння пласта з розрізу та мінливості товщин міжреперних горизонтів.
Положення ліній виклинювання може також уточнюватись по польових сейсморозвідувальних (3D) і інших матеріалах з урахуванням глибинності методів, їх розділової здатності по горизонталі і по глибині та ефективності в конкретних структурно-тектонічних умовах.
По каротажних і петрофізичних даних границю фаціального заміщення колектора непроникними породами уточнюють по картах проникності, пористості, відносного значення ПС або інтенсивності гамма-випромінювання. На рисунку 15.9 [1] границя кондиційного колектора по ПС відповідає ізолінії 0,38.
Виклинювання або розмив пластів визначають детальною кореляцією розрізів свердловин.

Рисунок 15.9 [1]. Визначення границь зони некондиційних колекторів по аномальних значеннях ПС.
На стадії проектування розробки будується серія карт, які уточнюються в подальшому з кожною новою пробуреною свердловиною, у тому числі експлуатаційною. Використовують також карти градієнтів товщин або градієнтів гіпсометричних відміток покрівлі, які більш чутливі до зміни товщин та морфології пласта.
Картування границь покладів
Положення контактів визначається кількома способами. В першому використовують криві фазової проникності для води, нафти і газу, які зв`язані з капілярними тисками і товщинами перехідних зон (рисунок 15.10 [1]). Границі відповідають рівням притоків чистих флюїдів. Спосіб застосовується у випадках товщин перехідної зони до 1–2 м.
Другий спосіб приймають у випадках значних товщин перехідних зон. Він враховує глибини появи рухливої нафти (або водонафтової емульсії) і газоводяної суміші (відповідно рівні III та II на рисунку 15.10).


Рисунок 15.10 [1]. Визначення контурів появи безводної нафти та пластової води без нафти за кривими відносної фазової проникності для перехідної зони

Відмітимо, що ВНК та ГВК мають вигляд горизонтальних площин лише в ідеальному випадку. Наприклад, в колекторі з відносно меншим середнім розміром пор діють значні капілярні сили, і границя продуктивності буде знаходитись на вищій гіпсометричній відмітці. Отже, поклад в колекторі, гранулометричний склад якого змінюється в певному напрямку, матиме різні гіпсометричні відмітки контакту в частинах з грубо- та тонкозернистим піщаним матеріалом.
Напір і рух вод в певному напрямку призводить до нахилу площини контакту відносно горизонтального положення і до зміщення покладу в плані. При цьому первинно двохфазні поклади, наприклад газу з нафтовою облямівкою, можуть відокремлюватись (рисунок 15.11 [6]). Така ситуація, встановлена по палеореконструкціях, може спостерігатись і в процесі розробки в режимі заводнення.
Рисунок 15.11 [6].
Перетинання ліній ВНК, ГВК і ГНК з покрівлею та підошвою пласта-колектора називають відповідно зовнішнім та внутрішнім контуром нафтогазоносності. Якщо контакти нахилені, використовують метод збіжності. Він виправдовує себе в умовах незначної кількості свердловин, де визначена глибина контакту. Суміщають карту поверхні контакту з структурною картою продуктивного горизонту. Обидві карти будуються з одним перерізом ізоліній. Однакові перерізи карт дозволяють з мінімальною похибкою провести контури нафтогазоносності в місцях перетинання однойменних ізогіпс (рисунок 15.12 [7]).



Рисунок 15.12 [7]. Приклад визначення положення контакту фаз
На цьому рисунку контакт визначений в свердловинах 1,2 і 3 на глибинах 1280, 1320 та 1380 м. Інтерполяцією побудовано карту поверхні розділу фаз (пунктирні ізогіпси 1300, 1320, 1340 і 1360 м). Точки перетинання однакових ізоліній структурної поверхні та поверхні контакту належать лінії зовнішнього контакту.
Контури нафтогазоносності багатопластового родовища з невитриманими товщинами пластів та з літологічними заміщеннями визначають накладанням окремих карт контактів по кожному горизонту. Одержують границі окремих покладів і зовнішній контур нафтогазоносності в плані, який має складну геометричну форму. Розріз трьохпластового родовища і приклад побудови зовнішнього контуру нафтоносності наведені на рисунках 15.13 та 15.14 [1].


Рисунок 15.13 [1]. Схематичний розріз багатопластового покладу.


Рисунок 15.14 [1]. Послідовність визначення контурів нафтоносності багатопластового родовища

26. Визначення просування контактів флюїдів та біжучого нафто вилучення
Визначення швидкості пересування та положення ВНК дає змогу контролювати швидкість переміщення води, що закачується, для того щоб уникнути утворення проривів води, які є несприятливими для розподілу водонасиченості пласта. Існують як прямі методи визначення положення ВНК, такі, як контроль за даними обводнення свердловин, гідрохімічні і промислово-геофізичні, так і непрямі, засновані на систематизації та комплексному узагальненні різної геолого-промислової інформації. Контроль за даними обводнення свердловин передбачає визначення меж впровадження води в поклад на підставі системного спостереження за динамікою обводнення видобувних свердловин. Цей метод найбільш простий і не вимагає застосування спеціальних приладів. Тобто, якщо з’являється пластова вода в свердловині, розташованій у внутрішньому контурі нафтоносності покладу, це вказує на те, що поточний внутрішній контур в районі цієї свердловини перемістився. Знаючи моменти проходження поточного внутрішнього контуру через різні свердловини, можна фіксувати його положення на різні дати і визначати швидкість переміщення на різних ділянках покладу.
Метод контролю за даними про обводнення свердловини корисно використовувати разом з гідрохімічними методами, заснованими на спостереженнях за зміною хімічного складу води, видобутої разом з нафтою. Особливо це важливо, якщо в покладі відбувається підйом ВНК і контури нафтоносності переміщуються одночасно з переміщенням фронту закачаної води.
Про геохімічні методи спостереження за переміщенням водонафтового контакту можна дізнатись з роботи[2], де зазначено, що найбільш чутливим параметром для визначення положення ВНК зарекомендувало себе світлопоглинання нафт (спосіб А.Ф. Гільманшина). Параметр успішно застосовується в ряді регіонів. Зміна параметра обумовлена тісним зв`язком оптичної прозорості нафт з їх хімічним складом.
Фотоколориметричні дані представляють у вигляді карт зміни коефіцієнта світлопоглинання Кн на різні дати відбору й аналізу нафт. За картами орієнтовно оцінюють напрямок руху нафти і шлях (вектор на площині ху), пройдений за час 13 QUOTE 1415 Т між вимірами. Якщо розраховувати горизонтальний градієнт зміни властивостей нафт в напрямку руху нафти, швидкість V її руху в пласті можна визначити за формулою:

V, м/рік = 13 QUOTE 1415Кн * (gradxy, одиниць / 100м)* (13 QUOTE 1415T, роки )

Метод можна застосовувати, якщо в пласті не діють додаткові фактори зміни властивостей нафт, наприклад, адсорбція нафт породами, а лише механічне переміщення.
27. Розрахунок дебітів свердловин та приведених пластових тисків Дебіт– кількість(об’єм) рідини ([ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]) або [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], що надходить на поверхню за одиницю часу з природного чи штучного джерела (свердловини, колодязя).
Система розробки кожного нафтового покладу може бути дуже різною як по сітці розміщення вердловин, порядку і темпу розбурювання площі, так і по темпу відбору с нафти.
Дебіти експлуатаційних свердловин qi знайдемо, користуючись наступною системою рівнянь, які складені для трьох рядів свердловин :
.де Радіус приведеного контуру живлення R0 = ; радіуси експлуатаційних рядів : R, R2 , R3 . Кількість свердловин в рядах : n; радіус свердловин rc ; потужність пласта h = ; проникність k ; в’язкість нафти
·н ; тиск на контурі області живлення рк; вибійний тиск в свердловинах рзаб

Для порівняння пластових тисків, заміряних в свердловинах одного і того ж пласта із водонапірним режимом, їх потрібно привести до одної площини (початковому водонафтовому контакті чи рівня моря). Цей тиск називають приведеним пластовим тиском
Формула для розрахунку приведених тисків:
р'пр = р'пл +
·gh , де р'пл поточний пластовий тиск, h поверх нафтоносності, рахуючи від площини початкового водонафтового контакту до вибою,
· щільність нафти в пластових умовах .

28. Призначення свердловин, схеми розміщення, порядок розбурювання пласта
Призначення свердловин: 1. Пошуково-оцінювальні.Мета – оцінка промислового значення. Пробна експлуатація свердловин або їх груп.
2. Розвідувальні, на площах з відомою нафтогазоносністю. Мета – уточнення моделі, запасів та збір вихідних даних для складання технологічної схеми розробки (дослідно-промислової експлуатації) покладів.
3. Експлуатаційні, з метою розробки та експлуатації покладів. Діляться на випереджуючі експлуатаційні, експлуатаційні, нагнітальні, спостережні (контрольні, п`єзометричні).
4. Спеціальні свердловини, з метою проведення дослідних, експериментальних і інших робіт, випробування техніки, з навчальними цілями, для скидання або видобутку промислових вод. Окремі свердловини спрямовані на ліквідацію відкритих фонтанів нафти і газу (у т.ч. цементуванням стовбура аварійної свердловини, або його перекриття вибухом). Спеціальними є також свередловини для підготовки та експлуатації підземних сховищ газу (ПСГ), захоронення промстоків і токсичних речовин з супутніми спостережними контрольними та нагнітальними свердловинами.
Конструкції параметричних, пошукових, оціночних і розвідувальних свердловин повинні передбачати можливість їх використання з метою експлуатації родовищ.
Розміщення розвідувальних свердловин
Розвідувальні свердловини буряться по обгрунтованій сітці з метою виявити контури покладів, встановити параметри продуктивних пластів та підрахувати запаси по окремих покладах і родовищу в цілому.
В систему розвідки входить буріння певної кількості свердловин в обгрунтованій послідовності, яка коригується по результатах буріння кожної наступної свердловини. Кінцевий результат – достатня інформація для оцінки запасів ВВ та підрахунку їх по категоріях.
Раціональною системою розміщення розвідувальних свердловин вважається така, що орієнтована на рівномірне вивчення об`єкта в просторі незалежно від розмірів, будови резервуару (і пастки) та фазового стану ВВ.
Основна вимога: забезпечити достатнім матеріалом для оцінки запасів та ресурсів і підготовки покладів до розробки
Трикутна система розміщення вимагає, щоб наступна свердловина була закладена на рівній віддалі від двох ближніх свердловин, які вже дали продукцію. Перевага – рівномірне охоплення площі, недолік – залежність місця розташування послідуючої свердловини від результатів випробування попередніх, що подовжує терміни розвідки.
Кільцева схема застосовується на великих структурах з малими кутами падінні пластів. Кільця свердловин послідовно розширяються і розміщуються по падінню. Неефективна для розвідки літологічних, стратиграфічних, тектонічно дислокованих і інших пасток.
Найбільш ефективна профільна система, вхрест простяганню структурних пасток або пластів літологічних пасток.
Відстань між свердловинами на великих структурах простої будови може досягати 4-5 км, складної будови 2-3 км. Середні за розмірами та запасами структури мають відстані між свердловинами від 1 до 2 км.
Крутопадаючі пласти приштокових зон і обриси самих штоків, особливо з козирками, менш надійно виділяються сейсморозвідкою та іншими геофізичними методами. Тому в обгрунтуванні місцеположення та глибини вибою свердловин використовують палеотектонічні і інші побудови, враховують їх форму, механізм утворення соляних тіл і стадію розвитку, вплив на гіпсометрію і колекторські властивості нафтогазоперспективних комплексів.
Літологічні пастки можуть бути ефективно розвідані свердловинами за умови достовірних сейсмолітмологічних побудов і прогнозу контурів пасток іншими методами. Особливе значення мають дані про площове поширення колекторів (літофаціальні побудови). Певну економію коштів в опошукуванні пасток цього типу дає кущове буріння (див. рисунок 12.7 [1], верх).
Рукавоподібні неструктурні поклади можуть розвідуватися також профільною сіткою свердловин

Розміщення видобувних та нагнітальних свердловин
Мережа розвідувальних свердловин порівняно з експлуатаційними розріджена і не відтворює геолого-промислові особливості експлуатаційних об`єктів. Основний фонд свердловин розбурюється по строго геометричній сітці, форма фігур вибирається з урахуванням проектного режиму роботи пласта і методів дії на пласт на етапі завершення розробки. Залежно від режимів завершаючих етапів розробки прогнозують положення контактів (ВНК,ГВК), або лінії стягування контурів в процесі розробки. Частину свердловин резервного фонду бурять на цих лініях.
Основний фонд свердловин розбурюють по рівномірній або рівномірно-перемінній сітках
Проектне внутрішньоконтурне заводнення передбачає розбурювання покладу спочатку нагнітальними свердловинами. Далі ці свердловини використовують як видобувні.. Рівномірна сітка з однаковою відстанню між всіма свердловинами застосовується для неоднорідних колекторів з в`язкими нафтами, широкими перехідними зонами, а також там, де не вдається значно збільшувати розміри депресійних лійок і їх поєднань ( коефіцієнт охоплення). Режими розробки при цьому – площівне і вибіркове заводення, розрізання покладів на блоки батареями свердловин. Стовбури свердловин вертикальні.
Квадратна сітка використовується рідко, в основному для газових покладів, а також для вивчення неоднорідних нафтонасичених колекторів з подальшим переходом на трикутну, більш щільну.
Сітка трикутна забезпечує добре дренування міжсвердловинного простору. За потреби вона створюється бурінням резервних свердловин в центрах квадратної сітки.
Рівномірно-перемінна сітка відрізняється більшою відстанню між рядами свердловин. Між рядом нагнітальних та ближнім рядом видобувних свердловин відстань рекомендується більшою, порівняно з відстанню між рядами видобувних. Таке лінійне розташування свердловин рекомендується також для порово-тріщинних карбонатних колекторів з в`язкими нафтами.
Власне видобувні свердловини можуть розміщуватися незамкненими та замкненими кільцевими рядами . Розрізання кільцевої схеми батареєю нагнітальних свердловин дозволяє одержати дві напівзамкнені системи розробки (два промислових блоки).
Щільність сітки видобувних свердловин нарощується по мірі погіршення промислово-геологічних умов, в першу чергу неоднорідності колекторів і співвідношення в`язкостей нафта/вода від 1–5 до 20–25.
Порядок розбурювання пласта
Досвід розробки сотень родовищ показав, що для малих та середніх за розмірами родовищ система пересування експлуатаційних свердловин від періферії до центру або навпаки не має значення. З точки зору технології розробки це випадки, коли для вилучення основних запасів достатньо трьох-чотирьох батарей свердловин .
Для крупних покладів із значними розмірами та запасами система розробки від периферії до центру більш вигідна та забезпечує більші дебіти триваліший час. При цьому розробка ведеться трьома і більше батареями свердловин.

29. Гідродинамічна недосконалість свердловин. Свердловина – це елемент гідравлічної системи за допомогою якого здійснюється взаємозв'язок між пластом і поверхнею. Особлово важливою для успішного ведення експлуатації родовищ нафти і газу є та ділянка цієї гідравлічної системи, яка забезпечує контакт пласта і свердовини. Стан цього контакту обумовлює його гідродинамічну досконалість, який у нафтогазопромисловій практиці прийнято називати коефіцієнтом гідродинамічної досконалості сверловини. Звичайно, при експлуатації нафтових і газових родовищ, недосконалі свердловини зустрічаються значно частіше ніж досконалі.
При фільтрації флюідів їх приплив до досконалої свердловини можна відобразити слідуючим чином:
13EMBED Equation.31415

де Qд - дебіт досконалої свердловини, м3/с; k - проникність пласта, м2; h - ефективна товщина пласта, м; pпл - пластовий тиск, Па; pв - вибійний тиск, Па., 13 QUOTE 1415динамічна в'язкість, Па*с; Rк - радіус зони впливу (радіус контура), м; rс - радіус свердловини, м; Rф - фільтраційний опір.
Приплив флюідів до недосконалої свердловини

13EMBED Equation.31415
буде відрізнятись тим, що внаслідок зміни ліній току виникає додатковий фільтраційний опір Rд: 13EMBED Equation.31415

де S - показник гідродинамічної недосконалості свердловини (скін-ефект).
Підставивши , отримаємо
13EMBED Equation.31415

Відношення дебіту недосконалої свердловини до дебіту досконалої свердловини, при інших рівних умовах, прийнято називати коефіцієнтом гідродинамічної досконалості свердловини: 13EMBED Equation.31415

Гідродинамічна недосконалість свердловини обумовлена тим, що у привибійній зоні пласта відсутній радіальний потік рідини з причини, яка пов'язана з конструкцією вибою чи фільтру. Вона також, в значній мірі, залежить від якості привибійної зони пласта.
Три типи гідродинамічної недосконалості свердловин
1) недосконалість свердловини за ступенем розкриття пласта, коли свердловина розкриває пласт не на всю його товщину;
2) недосконалість свердловини за характером розкриття пласта, коли свердловина і розкриває пласт на всю його товщину, але зв'язок пласта з свердловиною здійснюється через перфорайційні отвори в колоні;
3) недосконалість свердловини за якістю привибійної зони, коли проникність порового середовища привибійної зони відмінна від проникності пласта, що обумовлено або якістю розкриття пласта, або процесами, які протікають протягом експлуатації свердловини, або обома цими факторами.
Отже, показник гідродинамічної недосконалості свердловини S вбирає в себе, показники гідродинамічної недосконалості за ступенем розкриття пласта С1, характером розкриття пласта С2 та якістю привибійної зони С3:
S = C1 + C2 + C3.

30. Методи покращення фільтраційних властивостей при вибійної зони свердловини.
У процесі видобутку пластова рідина - нафта, вода і газ - проходить через ПЗС видобувних свердловин . Ці процеси відбуваються при температурах і тиску, відмінних від тих, при яких ці рідини (або гази) були спочатку на поверхні або в пласті. У результаті в ПЗС, як у фільтрі, можуть відкладатися вуглеводневі компоненти (смоли, асфальтени, парафіни та ін), і різні солі, що випадають з розчинів у результаті порушення термодинамічної рівноваги. Такі зміни істотно впливають на видобуток флюїду з пласта. Для покращення фільтраційних властивостей застосовують різні методи, які умовно можна розділити на три групи: хімічні, механічні та теплові. Існують різновиди методів покращення фільтраційних властивостей, які поєднують характерні особливості перерахованих трьох основних.
Вибір методу грунтується на ретельному вивченні термодинамічних умов і стану ПЗС, складу порід і рідин, а також систематичного вивчення накопиченого промислового досвіду на даному родовищі.
Теплові методи: Доцільні, коли в ПЗС сталося відкладення твердих або дуже в'язких вуглеводнів, таких як парафіну, смол, асфальтенів, а також і при фільтрації в'язкої нафти. Привибійну зону свердловини прогрівають двома способами : 1)закачуванням в пласт на деяку глибину теплоносія – насиченої або перегрітої пари, розчинника, гарячої води або нафти 2)спуском на вибій свердловини нагрівального пристрою - електропечі або спеціального глибинного газового пальника.
В даному методі є як плюси так і мінуси. При використанні електронагрівача ми не прогріваємо достатньої кількості пласта, а при закачуванні пари чи інших перегрітих речовин ми можемо спостерігати активні хімічні реакції цих речовин з вміщуючи ми флюїд породами.
Хімічні методи: Доцільно застосовувати у випадках, коли можна розчинити породу пласта або елементи, відкладення яких зумовило погіршення проникності ПЗС, наприклад, солі або залізисті відкладення та інше. Обробка свердловин хлоридною кислотою знайшла широке розповсюдження внаслідок простоти, дешевизни і сприятливих умов для її застосування. У нафтовмісних породах часто присутні вапняки, доломіт або карбонатні цементуючі речовини. Такі породи соляна кислота добре розчиняє, при цьому відбуваються наступні реакції.
При впливі на вапняк:
На доломіт:
Хлористий кальцій (CaCL2) і хлористий магній (MgCL2) - це солі, добре розчинні у воді - носії кислоти, що утворюється в результаті реакції. Вуглекислий газ (CO2) також легкі видаляється зі свердловини, або при відповідному тиску (понад 7,6 МПа) розчиняється у воді .
Механічні методи: Ефективні в твердих породах, коли створення додаткових тріщин в ПЗС дозволяє прилучити до процесу фільтрації нові віддалені частини пласта. До цього виду впливу відноситься ГРП.
Гідравлічний розрив пласта.Суть методу полягає в нагнітанні в проникний пласт рідини при високому тиску (до 100 Мпа), під дією якого пласт розщеплюється, або по площинах нашарування, або уздовж природних тріщин. Для попередження змикання тріщин при знятті тиску в них разом з рідиною закачується крупний пісок (проппант), що зберігає проникність тріщин, в тисячі разів перевищує проникність непорушеного пласта. На пласт у вертикальному напрямку діє сила, рівна вазі вищерозміщених порід. Щільність гірських осадових порід зазвичай приймається рівною 2300 кг/м3.
Тиск гірських порід буде дорівнювати: , де
· п - густина гірських порід, g – прискорення вільного падіння, Н – висота вищезалягаючих порід
За мільйони років існування осадових порід внутрішнє напруження породи за всіма напрямками стало однаковим і рівним гірському. Для розшарування пласта, тобто для утворення в пласті горизонтальної тріщини, необхідно всередині пористого простору створити тиск Рр, що перевищує гірський на величину опору гірських порід на розрив(
· z), так як треба подолати сили зчеплення частинок породи:
При ГРП виникають тиски, що перевищують допустимі для обсадних колон, тому попередньо в свердловину спускають НКТ, здатні витримати цей тиск.
Вище покрівлі пласта або пропластків, в якому намічається провести розрив, встановлюють пакер. За спущеним НКТ нагнітається спочатку рідина розриву в обсягах, щоб отримати на вибої тиск, достатній для розриву пласта. У момент розриву на поверхні відзначається різке збільшення витрати рідини (поглинаючої спроможності свердловини) при тому ж тиску на гирлі свердловини або різке зменшення тиску на гирлі при тій же витраті. Більш об'єктивним показником, що характеризує момент ГРП, є коефіцієнт поглинаючої спроможності(kп), який різко зростає при ГРП : , де Q – витрата нагнітаємої рідини, Pc - тиск на вибої свердловини


31. Обгрунтування норми відбору продукції з свердловини
Під технологічною (основною) нормою відбору розуміють максимальний дебіт свердловини, що допускається умовами раціональної експлуатації покладів нафти, що забезпечується продуктивною характеристикою свердловини і відповідає умовам регулювання розробки на даній стадії.
Під технічною нормою відбору розуміють максимально допустимий, але забезпечений технічними можливостями обладнання дебіт по свердловині, якщо він з тієї чи іншої причини обмежений у порівнянні з технологічною нормою або дорівнює їй. Технічна норма може бути нижче технологічної. Одна з причин цього полягає в недостатній продуктивності устаткування, яке застосовується для підйому рідини і не відповідності продуктивності пласта. Іншою причиною можуть бути обмеження, пов'язані з вимогами безаварійної експлуатації свердловин. Технічні норми відбору зазвичай залишаються постійними тривалий час і змінюються тільки після проведення будь-яких геолого-технічних заходів, таких, як зміна устаткування, обробка прнзабойной зони свердловини, додаткова перфорація і т. п.
У технологічних режимах повинні прийматися технологічні норми відбору по свердловинах, що забезпечують оптимальні умови раціональної розробки. Норми відбору, встановлювані з урахуванням продуктивності свердловин, повинні також відповідати певним принципом регулювання розробки об'єкта..
При встановленні норм відбору видобувні свердловини підрозділяють на дві категорії: з необмеженим і обмеженим відбором.
До категорії свердловин з необмеженим відбором відносять: свердловини, у яких технічні норми нижче технологічних; малодебітних, експлуатуючі виснажені пласти, експлуатованих в умовах форсованого відбору рідини, при відсутності ускладнень, пов'язаних з пробкоутворенням.
До свердловин з обмеженим відбором відносять свердловини, за якими технологічні норми відбору нижче потенційно можливих з метою: забезпечення реалізованого принципу регулювання проходження контурів нафтоносності і фронту закачиваемой води.
У технологічних режимах поряд з нормами відбору нафти по свердловинах встановлюються норми відбору рідини, які визначаються з урахуванням забезпечення оптимальної динаміки .
При законтурному і приконтурного заводненні або розрізанні покладів на широкі смуги враховується так: на I стадії розробки покладів, коли обводненість по свердловинах зазвичай невелика, її можна не враховувати! при встановленні технологічних норм відбору. До кінця II стадії, при підході внутрішнього контуру нафтоносності або фронту закачиваемой води до зовнішнього видобувному ряду, з метою вирівнювання фронту і уповільнення обводнення свердловин цього ряду доцільно зменшити норми відбору з них, одночасно збільшивши норми відбору з безводних свердловин внутрішніх рядів. На III стадії розробки значна частина скв. зовнішніх рядів у зв'язку з їх високою обводненістю.виводиться * з експлуатації. Це викликає необхідність подальшого збільшення відбору рідини з свердловин внутрішніх рядів. На IV! стадії на ділянках з підвищеною неоднорідністю пластів доцільним є форсування відборів рідини як по діючим, так і по раніше зупиненим свердловинах.
. У забезпеченні запроектованих рівнів видобутку нафти і нафтовіддачі основне значення набуває поступове нарощування відбору рідини по всьому фонду діючих свердловин, яка обумовлює уповільнення падіння дебіту нафти і більш ефективну промивку пласта.
Стан пластового тиску при встановленні норм відбору враховується в основному на I стадії розробки при дефіциті закачування води і істотному зниженні пластового тиску на окремих ділянках поклади. по добувним свердловинам, розташованим на ділянках з пониженим пластовим тиском, норми відбору повинні обмежуватися, з тим щоб не допустити зниження пластового тиску нижче тиску насичення більше ніж на 10-15% і тим самим запобігти розвитку режиму розчиненого газу, що веде до зниження нафтовіддачі.
При розробці покладів нафти з заводнением в її регулюванні важливу роль відіграє нормування закачування води як но кожній свердловині, так і по кожному пласту многопластового об'єкта в цілому.
При великих розмірах покладу і значною неоднорідністю об'єкта розробки з метою забезпечення найбільш повноти охоплення пласта впливом за площею норми закачування води слід встановлювати спочатку для груп нагнітальних свердловин, розташованих на ділянках з різними характеристиками пласта, і тільки після цього в межах ділянок –по кожній свердловини.
Ділянки виділяють на основі детального вивчення будови пластів і взаємодії нагнітальних і видобувних скважин.

32. Фазовий і компонентній склад продукції нафтової і газової свердловини.
Підйом рідини із свердловин нафтових родовищ практично завжди супроводжується виділенням газу. Тому для того, щоб розуміти процеси підйому рідини із свердловин, вміти проектувати установки для підйому і вибирати необхідне обладнання, необхідно знати закони руху газорідинних сумішей в трубах. При всіх відомих способах видобутку нафти приходиться мати справу з рухом газорідинних сумішей або на всьому шляху від вибою до устя, або на більшій частині цього шляху.
Закономірності руху газорідинної суміші набагато складніші, ніж однорідної рідини або газу. Виділений газ у висхідному потоці виконує роботу по підйому рідини в трубі, тобто виконує роль підйомника рідини. Рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (суміш нафти і води). Закони руху одно-, дво- або трифазного потоку в трубах складніші за закони руху однорідних рідин і вивчені гірше. Якщо при рухові однофазного потоку приходиться мати справу з одним дослідним коефіцієнтом ( (коефіцієнт тертя), то при рухові двофазного потоку – газорідинних сумішей приходиться використовувати що найменше до двох дослідних характеристик потоку, які в свою чергу залежать від багатьох інших параметрів процесу і умов руху, різноманітність яких надзвичайно велика.
33. Розкриття пластів
Розробка нафтових та газових родовищ пов’язана з бурінням великої кількості нафтогазовидобувних та водогазонагнітальних свердловин. Тому одним із найвідповідальніших моментів будівництва свердловин є її закінчення до якого входить розкриття пласта бурінням, кріплення свердловини обсадними трубами, перфорація і з’єднання з продуктивним пластом, освоєння та пуск свердловини в експлуатацію. Основновні моменти розкриття продуктивного пласта, яких необхідно дотримуватися, такі.
1. При розкритті продуктивних пластів з високими пластовими тисками необхідно попередити відкрите фонтанування. Цього можна досягнути підбором промивної рідини (глинистого розчину) відповідної густини, яка б забезпечувала перевищення вибійного тиску над пластовим в середньому до 10%.
2. При розкритті потрібно зберегти природні фільтраційні властивості порід привибійної зони.
3. Необхідно якнайповніше розкрити пласт, забезпечивши, при цьому, тривалу безводну експлуатацію свердловин і максимально полегшивиши приток рідини до вибою.
Розкриття продуктивних пластів проводять два рази: перший раз – в процесі буріння, вдруге – перфорацією після кріплення свердловини обсадною колоною. Розкриття пласта перфорацією в обсаджених свердловинах є однією з важливих операцій при їхньому будівництві, оскільки від неї залежить успіх випробування та отримання притоку пластового флюїду.

34. Методи освоєння нафтових свердловин
Освоєння свердловини – комплекс технологічних операцій по виклику притоку та забезпечення її продуктивності, відповідно з локальними можливостями пласта.
Мета освоєння – відновити природну проникність колектора по всій довжині аж до оголеної поверхні пласта перфораційних отворів та отримати продукцію зі свердловини, яка б відповідала його потенційним можливостям. Всі операції по виклику притоку та освоєнню свердловини зводяться до створення на її вибої депресії, тобто тиску нижчого за пластовий. Причому в стійких колекторах ця депресія повинна бути досить великою і досягатися швидко, в крихких колекторах, навпаки, невеликою і плавною.
Розрізняють методи освоєння пластів з високим початковим тиском, коли очікуються фонтанні прояви, і з малим тиском (на вироблених площах), коли загрози відкритого фонтанування немає і передбачається механізований спосіб експлуатації.
Можна виділити шість основних способів виклику притоку: тартання, поршнювання, заміна свердловинної рідини на легшу, компресорний метод, прокачування газорідинної суміші, відкачування глибинними насосами.
Тартання – це витягування із свердловини рідини желонкою, яка спускається на тонкому (16 мм) канаті за допомогою лебідки. Тартання – малопродуктивний, трудомісткий спосіб з дуже обмеженими можливостями застосування, оскільки устьову засувку при фонтанних проявах не можна закрити поки не витягнуться із свердловини желонка і канат. Однак можливість витягувати осад і глинистий розчин із вибою і контролювати за положенням рівня рідини в свердловині, дають цьому способу деякі переваги.
При поршнюванні (свабуванні) поршень або сваб спускається на канаті в НКТ. Поршень, це труба малого діаметра (25-37,5 мм) з клапаном в нижній частині, який відкривається догори. При спуску поршня під рівень рідина перетікає через клапан в порожнину над поршнем. При підйомі клапан закривається, а манжети, що розпираються тиском стовпа рідини над ними, притискаються до стінок НКТ і ущільнюються. За один підйом поршень виносить стовп рідини, рівний глибині його занурення під рівень рідини. Глибина занурення обмежена міцністю тартального каната і не перевищує 75-150 м. Поршнювання в 10-15 разів продуктивніше за тартання.Устя при поршнюванні також залишається відкритим, що пов'язано з небезпекою несподіваного викиду.
Заміна проводиться при спущених в свердловину НКТ і герметизованому усті. При цьому можна уникнути викидів і фонтанних проявів. Свердловина після буріння заповнена глинистим розчином. Проводячи промивку свердловини (пряму або зворотну) водою або дегазованою нафтою, можна зменшити вибійний тиск на величину

(р = ((1 – (2) Lg cos(,
(6.12)

де (1 – густина глинистого розчину; (2 – густина промивної рідини; L – глибина спущених НКТ; ( – середній кут кривизни свердловини. Таким способом освоюються свердловини з великим пластовм тиском рп > (2 gL cos( і при наявності колекторів, які добре піддаються освоєнню. Як видно з формули (6.12), при зміні глинистого розчину ((1 = 1200 кг/м3) на нафту ((2 = 900 кг/м3) максимальне зниження тиску становитиме всього лише 25 % від тиску, який створюється стовпом глинистого розчину. Цим, по суті, і обмежуються можливості методу.
Компресорний спосіб освоєння знайшов найширше поширення при освоєнні фонтанних, напівфонтанних і частково механізованих свердловин. У свердловину спускається колона НКТ, а гирло обладнується фонтанною арматурою. До міжтрубного простору приєднується нагнітальний трубопровід від пересувного компресора.
При нагнітанні газу рідина в міжтрубному просторі відтісняється до башмака НКТ або до пускового отвору в НКТ, зробленого зазделегідь на відповідній глибині. Газ, попадаючи в НКТ, розгазовує рідину в них. В результаті тиск на вибої сильно знижується. Регулюючи витрату газу (повітря), можна змінювати густину газорідинної суміші в трубах, а отже, тиск на вибої рв. При рв < рпл починається приток, і свердловина переходить на фонтанний або газліфтний режим роботи. Після випрбовування і отримання стійкого притоку свердловина переводиться на стаціонарний режим роботи.
Освоєння свердловин закачуванням газованої рідини полягає в тому, що замість чистого газу або повітря в міжтрубний простір закачується суміш газу з рідиною (вода або нафта). Густина такої газорідинної суміші залежить від співвідношення витрат закачуваних газу і рідини. Це дозволяє регулювати параметри процесу освоєння. Оскільки густина газорідинної суміші більша за густину чистого газу, то це дозволяє освоювати глибші свердловини компресорами, які створюють менший тиск.
Для такого освоєння до свердловини підвозиться пересувний компресор, насосний агрегат, який створює щонайменше такий же тиск, як і компресор, ємкості для рідини і змішувач для диспергування газу в рідині, який нагнітається. При нагнітанні газорідинна суміш рухається зверху вниз при тискові і температурі, які постійно змінюються. Процес цей складний.
35. Методи освоєння газових свердловин
Процес освоєння свердловини закінчується після проведення повного комплексу досліджень, зокрема досліджень з оцінкою дебітів і фільтраційних параметрів кожного працюючого інтервалу пласта і всієї продуктивної характеристики свердловини.
Збурення свердловини відбувається при зниженні тиску, створеного стовпом рідини (промивний розчин або вода), на вибої до тиску меншого за пластовий.
Зниження тиску на вибої при освоєнні свердловини досягається:
- заміною промивної рідини водою. Якщо пласт не збурюється, воду замінюють легшим розчином, наприклад, нафтою, або в свердловину нагнітають воду і повітря (або газ);
- зниженням рівня рідини в свердловині.
В багатьох випадках використовують компресорний спосіб виклику притоку газу. При цьому способові в затрубний простір за допомогою пересувних компресорів закачують повітря або газ, який витісняє рідину.
Свердловини можна освоювати методом “розкачування”. При даному методові спочатку створюється тиск газу або повітря в затрубному просторі, внаслідок чого частина рідини із свердловини через фонтанні труби буде викинута на поверхню. Після припинення витікання рідини з фонтанних труб затрубний простір різко з’єднують з атмосферою. Потім напірну лінію від компресора або газопровода під’єднують до фонтанних труб, знову створюючи тиск. В результаті декількох таких “розкачувань” тиск стовпа рідини на вибої свердловини стане меншим за пластовий і свердловина почне фонтанувати.
Для освоєння також використовують газ, який підводиться по газопроводу від уже працюючої свердловини.
Перед освоєнням свердловину ретельно промивають до нижньої відмітки вибою для видалення осаду глинистого розчину в нижній частині фільтра, тому що в протилежному випадку після її освоєння експлуатується тільки верхня частина розкритого інтервалу продуктивного пласта.
Після збурення свердловини та очистки вибою і привибійної зони від промивної рідини та інших домішок свердловину продувають з випуском газу в атмосферу. Час цього процесу коливається від декількох годин до декількох діб і залежить від кількості і характеру домішок, які виносяться на поверхню.


36. Пластова енергія та сили, що діють у покладах нафти і газу
Із геологічних факторів, які є визначальними при формуванні того або іншого режиму роботи нафтових і газових покладів, можна виділити такі:
1) гідрогеологічний – гідродинамічна і гідрохімічна характеристики водонапірного комплексу, до якого приурочені поклади нафти і газу: співвідношення розмірів водонапірного комплексу і покладів нафти та газу: положення зон створення напору і осередків розвантаження; гідродинамічний зв'язок між різними частинами покладів і ділянками водонапірного комплексу; гідравлічний нахил; сольовий склад; мінералізація тощо;
2) структурний – форма, розміри структур і їхні амплітуди; кути падіння пласта; наявність і характер розривних порушень (які впливають на зв'язок покладу з водонапірною зоною);
3) літолого-колекторські властивості пластів і їхня геологічна неоднорідність – літологія і тип колектора; потужність і проникність продуктивних пластів; витриманість літологічного складу; зміна товщини та проникності по площі і розрізу;
4) умови залягання нафти, газу і води в пластах – наявність або відсутність обширних водонафтових, газонафтових зон і газових шапок;
5) властивість пластових флюїдів – співвідношення пластового тиску та тиску насичення нафти газом; газонасиченість; властивості нафти та газу, які впливають на його розчинність при термобаричній обстановці в покладі, в'язкість пластових флюїдів.

37. Технологія підтримання пластового тиску закачуванням води
До цього методу підтримання пластового тиску відносяться: законтурне заводнення; приконтурне заводнення; внутрішньоконтурне заводнення. Останнє можна розділити на: розрізання покладу лінійними або круговими рядами нагнітальних свердловин; блочна система заводнення; осередкове заводнення; вибіркове заводнення; площове заводнення
Розміщення свердловин при за контурному заводненні.Вплив на пласт в цьому випадку здійснюється через систему нагнітальних свердловин, розміщених за зовнішнім контуром нафтоносності. Лінія нагнітальних свердловин розміщується приблизно на 300-800 м від контура нафтоносності для створення рівномірнішого впливу на нього, попередження утворення язиків обводнення і локальних проривів води в експлуатаційні свердловини.
Законтурне заводнення доцільне: 1)при хорошому гідродинамічному зв’язку нафтоносного пласта із зоною розміщення нагнітальних свердловин; 2)при порівняно малих розмірах покладу нафти, коли відношення площі покладу до периметра контура нафтоносності становить 1,5-1,75 км (хоча відомі випадки розробки родовищ при різних співвідношеннях цих величин); 3)при однорідному пласті з хорошими колекторськими властивостями як по товщині пласта, так і по площі.
В цих умовах система законтурного заводнення дозволяє найповніше виробити запаси і витіснити нафту до центральної підвищеної частини пласта, до так званого стягуючого ряду видобувних свердловин або до однієї свердловини.
Законтурне заводнення має і недоліки. До них можна віднести такі: 1)підвищена витрата енергії (додаткові витрати потужностей насосних установок) на видобування нафти, тому що воді, яка закачується в пласт, необхідно долати фільтраційний опір зони пласта між контуром нафтоносності і лінією нагнітальних свердловин; 2)сповільнений вплив на поклад через віддаленість лінії нагнітаня; 3)підвищена витрата води внаслідок її відтоку у зовнішню зону пласта за межі лінії нагнітання.
. Системи заводнення пластів:
А)законтурне; б – приконтурне; в – з розрізанням на окремі площі;
г)блокове; д – осьове; е – кільцеве; є – центральне; ж ж– осередкове

Розміщення свердловин при приконтурному заводненні
Прискорення впливу на поклад можна досягти розміщуючи нагнітальні свердловини поруч з контуром нафтоносності або навіть між зовнішнім і внутрішнім контурами нафтоносності.
Приконтурне заводнення використовується:1)при погіршеному гідродинамічному зв’язку пласта із зовнішньою зоною; 2)при порівняно невеликих розмірах покладу; 3)для інтенсифікації процесу експлуатації, тому що фільтраційні опори між лініями нагнітання і відбору зменшуються за рахунок їхнього зближення.
Проте ймовірність утворення язиків обводнення і прориву води до окремих свердловин експлуатаційних рядів збільшується. Це призводить до деяких можливих втрат нафти внаслідок утворення ціликів між нагнітальними свердловинами. Нафту з цих ціликів можна витіснити тільки при дуже добре відрегульованому процесі розробки, до якого входить додаткове буріння свердловин. Енергетично, приконтурне заводнення економічніше, хоча при хорошій гідропровідності зовнішньої зони втрати закачуваної води неминучі.
Розміщення свердловин при внутрішньоконтурному заводненні
Вплив на пласт в цьому випадку здійснюється через систему нагнітальних свердловин, розміщених по будь-якій схемі всередині контура нафтоносності. Це найінтенсивніша система впливу на поклад нафти, при якій можна скоротити строки виробки запасів і швидко нарощувати видобуток нафти. Розрізняють декілька різновидів внутрішньоконтурного заводнення: розрізання покладу лініями нагнітальних свердловин на полоси, кільця, створення центрального розрізаючого ряду з декількома поперечними рядами в поєднанні з приконтурним заводненням. Вибір схеми розміщення нагнітальних свердловин визначається конкретними геологічними умовами, економічно доцільними строками виробки запасів і величиною необхідних капіталовкладень.
Перераховані системи заводнення, як правило, використовуються на великих оконтурених родовищах із встановленими межами і достатньо достовірними даними, які характеризують пласт. Блочне заводнення доцільне на великих неоконтурених родовищах, коли за даними розвідувальних свердловин очевидна промислова нафтоносність в районі їхнього розміщення. Осередкове заводнення використовують в поєднанні з будь-якою іншою системою заводнення для покращення охоплюваності пласта витісненням, а також для виробки запасів з окремих лінз або ділянок пласта (застійних зон), на які не розповсюджується вплив закачування від найближчих нагнітальних рядів. Вибіркову систему заводнення використовують, як і осередкову, при виробці запасів нафти із дуже неоднорідних переривчастих як по простяганню, так і по товщині колекторів. При цій системі точки буріння нагнітальних свердловин визначають враховуючи детальне вивчення геологічних умов поширення продуктивного пласта, його зв’язків з вибоями найближчих видобувних свердловин, а також, щоб забезпечити максимально можливу інтенсивність витіснення нафти водою і звести до мінімуму вплив неонорідності і лінзовидності пласта на повноту виробки і кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі. Площове заводнення – найінтенсивніша система впливу на пласт, яка забезпечує найвищі темпи розробки родовища. Видобувні і нагнітальні свердловини при цій системі розміщені правильними геометричними блоками у вигляді п’яти-, семи- або дев’ятиточкових сіток, в яких нагнітальні і видобувні свердловини чергуються.

38. Підтримання пластового тиску закачуванням газу
У продуктивних колекторах, у складі яких присутньо багато глинистого матеріалу, який розбухає при його змочуванні прісною водою, закачування води для ППТ, як правило, неефективна. Нагнітальні свердловини мають дуже низьку поглинаючу здатність, вимагає спеціальної обробки води та високих тисків нагнітання. Однак у цих же умовах закачування сухого вуглеводневого газу, що не взаємодіє з породами колектора, може виявитися досить ефективною, тому що при цьому забезпечуються технічно прийнятні параметри процесу, такі як приймальність і тиск.
З енергетичної точки зору ППТ закачуванням газу - процес більш енергоємний порівняно із закачуванням води. Іншими словами, на витіснення одиниці об'єму нафти при закачуванні газу витрачається енергії більше, ніж при витісненні нафти водою. Це пояснюється двома головними причинами: 1. При закачуванні води необхідний забійний тиск створюється як тиском води на гирлі нагнітальної свердловини, так і великим гідростатичним тиском водяного стовпа в свердловині. При закачуванні газу, щільність якого значно менше щільності води, гідростатичний тиск газового стовпа малий (приблизно в 7 - 15 разів менше, ніж водяного). Тому необхідний забійний тиск доводиться створювати за рахунок збільшення тиску на гирлі (тиск нагнітання), внаслідок чого зростають витрати енергії на закачування газу в пласт.
2. При закачуванні газу, внаслідок його великої стисливості, необхідний обсяг газу потрібно попередньо стиснути до забійного тиску, на що витрачається велика кількість енергії. Тоді як при закачуванні води, внаслідок її «жорсткості», енергія на стиск практично дорівнює нулю.
Крім того, деяка кількість нагнітального вуглеводневого газу розчиняється в пластовій нафті, від чого загальна кількість закачуваного газу збільшується.
Тому ППТ закачуванням газу не знайшло широкого розповсюдження і застосовується головним чином на виснажених нафтових родовищах, пластовий тиск яких малий, або на неглибоких родовищах.
Кількість газу, необхідна для нагнітання в пласт тільки для підтримки пластового тиску на існуючому рівні, очевидно, дорівнює сумі обсягів видобутої нафти, води і газу, приведених до пластових умов (Р, Т).
Компресори, необхідні для здійснення ППТ, обираються відповідно до тиску на гирлі і загальної витрати нагнітального газу.
За наявності на даному родовищі або поблизу потужного джерела природного газу достатньо високого тиску його можна ефективно використовувати для ППТ. Це призводить до великого скорочення капітальних вкладень, так як відпадає необхідність у будівництві компресорних станцій, і до скорочення енергетичних витрат на закачування газу. В якості робочого агента може бути використаний не тільки сухий вуглеводневий газ, а й повітря, а також і вуглекислий газ , якщо є його джерела.
Використання вуглеводневого і вуглекислого газів є більш доцільним, оскільки їх висока розчинність в нафті призводить до зниження в'язкості нафти на контакті з газом в пласті і збільшення коефіцієнта витіснення. Крім того, закачування чистого вуглеводневого газу, а тим більше вуглекислоти більш безпечне, ніж закачування повітря, при якому можливе утворення вибухонебезпечних сумішей з вуглеводнями.

39. Баланс енергій у видобувній свердловині
Баланс енергії у видобувній свердловині – співвідношення кількості енергії, яка надходить із пласта (пластової Епл) та підведена з поверхні у свердловину (штучна Ешт), і енергії, що витрачається на подолання сили ваги гідродинамічного стовпа газорідинної суміші (Ест), сил шляхового (Ет), місцевого (Ем) та інерційного (Еін) опорів, а також на транспортування продукції свердловини від гирла до пункту збирання і підготовки (Етран). Рівняння балансу енергії у видобувній свердловині записується так:
Епл + Ешт = Ест + Ет + Ем + Еін + Етран .
Якщо Ешт = 0, то має місце фонтанний спосіб експлуатації свердловини, коли фонтанування свердловини можливе як за рахунок енергії рідини Ер, так і за рахунок енергії стисненого газу Ег. За Ешт > 0 і Епл
· 0 спосіб експлуатації називають механізованим.
40. Фонтанна експлуатація свердловин
Фонтанна експлуатація свердловин є одним з найбільш ефективних способів видобутку нафти, особливо на нових площах. Оскільки він не вимагає додаткових витрат енергії на підйом рідини, а при його застосуванні використовують виключно енергетичні ресурси пласта, фонтанний спосіб видобутку нафти, крім того, є найбільш дешевим. Він володіє рядом переваг в порівнянні з іншими способами експлуатації свердловин, таких як:
простота обладнання свердловини;
відсутність подачі енергії в свердловину з поверхні;
можливість регулювання режиму роботи свердловини в широких межах;
зручності виконання досліджень свердловин і пласта із застосуванням практично всіх сучасних методів;
можливість дистанційного керування свердловиною;
значна тривалість міжремонтного періоду роботи (МРП) свердловини та ін
Геолого-фізичні умови нафтових родовищ, з яких видобувається нафта і газ, різні. Вони відрізняються глибиною залягання продуктивного пласта, характеристикою і стійкістю нафтогазоводонасичених порід, пластовою температурою, продуктивністю пласта і т.д.
Залежно від цих чинників вибирається схема обладнання фонтанної свердловини.
Умови фонтанування оцінюються за А.П. Криловим для оптимального режиму роботи підйомника. Тому порушення цих умов не означає повного припинення надходження газорідинної суміші до гирла свердловини. Погіршення умов роботи підйомника (зменшення ефективного газового фактора, зниження рс, збільшення пв тощо) призводить до зниження його продуктивності до повного припинення виливу.

У зв'язку з цим запропоновані й інші методи оптимізації роботи фонтанних свердловин. Зокрема, для вирішення цього завдання рекомендовано використовувати криві розподілу тиску р і температури Т по довжині одного фонтанного підйомника при різних умовах його роботи. Для побудови кривих розподілу тиску р і температури Т необхідно задавати дебіт свердловини і відповідний цьому дебіту забійний тиск, що дозволяє узгодити спільну роботу пласта і підйомника. Важливе значення набуває при цьому достовірність коефіцієнта продуктивності свердловини. Якщо немає точної інформації про продуктивність, то будь-який інженерний розрахунок стає неможливим і безглуздим. Це відноситься до будь-яких розрахунків з оптимізації роботи свердловин та оцінці ефективності проведених геолого-технічних заходів при видобутку нафти.
Рішення завдання про вибір фонтанного підйомника зводиться до побудови графіків залежності продуктивності підйомника (дебіту свердловини) Q і гирлового тиску р2 від забійного тиску рс. Ці графіки будуються при заданих діаметру і довжині підйомника за однією з методик.
Очевидно, однією з основних характеристик роботи фонтанної свердловини є тиск на гирлі, що є початковим тиском при русі видобутої продукції по трубопроводах системи збору.
Таким чином, знаючи значення цього тиску, за графіками на осі р2 знаходимо точку р2 = р". Потім, провівши горизонтальну лінію до перетину з графіком р2 (2), знаходимо точку а, відповідну потрібному тиску на гирлі. Проекція точки а на вісь абсцис визначає відповідне цьому режиму забійні тиск рс. Перетин вертикалі з кривою 1 (точка b) дає критичний дебіт свердловини Qкр, перевищення якого призведе до зменшення гирлового тиску. Таким чином, область режимів фонтанування свердловини, що лежить ліворуч від вертикалі, що проходить через точки а і виданню, нереальна, а область режимів, що лежить вправо від тієї ж вертикалі, здійсненна, тому що за умов рс, Q, р2 пластова енергія перевищує необхідну для підйому рідини.
При досягненні певної міри обводнення продукції свердловин, зниження пластового тиску і зменшення кількості газу, що надходить з пласта, пластова енергія не забезпечує процес фонтанування свердловини на заданих режимах. Фонтанування свердловини припиняється. Для підйому рідини необхідно подавати з денної поверхні певну кількість енергії.
41. Газліфтна експлуатація свердловин
Після припинення фонтанування свердловини переводять на механізовану експлуатацію, однією із способів якої є газліфтний спосіб експлуатації. Газліфтна експлуатація, при якій кількість газу, що його не вистачає для підйому рідини, закачують у свердловину з поверхні, є по суті, продовженням фонтанної експлуатації.
У міру розробки родовища умови експлуатації свердловин погіршуються: обводнюється продукція; збільшується гідростатичний тиск стовпа флюїдів, утворюється високов’язка емульсія, зростають втрати тиску на тертя в стовбурі та викидній лінії, що призводить до зростання тисків Pв і P2, зменшується газовий фактор Gеф і збільшується питома витрата газу R0; за відсутності застосування або недостатній ефективності процесу ППТ можливе зменшення пластового тиску Pпл, а також тисків Pв і P1, що спричиняє збільшення витрат R0. А це приводить до порушення умов фонтанування.
Оскільки умові Gеф = R0 відповідає тиск Pв.min , а Pв.min Pпл, то свердловина припиняє фонтанування при певному Q 0.
Якщо пластову енергію, яка в свердловині виражена ефективним газовим фактором Gеф, поповнювати закачуванням газу в свердловину з поверхні, то виконуватимемо штучне фонтанування, яке в такому випадку називається газліфтним підйомником, а спосіб експлуатації газліфтним.
Як газ можна використовувати повітря або вуглеводневий газ. Тоді підйомник відповідно називають ерліфтом або газліфтом. Перевага ерліфта - необмежене джерело повітря. При використанні газліфта на відміну від ерліфта досягається повна утилізація газу, збереження і утилізація легких фракцій нафти, утворення у свердловинах, які обводнюються, менш стійкої емульсії, для руйнування якої потрібні менші витрати. Тому сьогодні застосовують тільки газліфт.
Газ можна подавати за допомогою компресора. Такий різновид газліфта називають компресорним. Як газ можна використовувати нафтовий або природній вуглеводневий газ. Нафтовий газ відокремлюють від нафти, яка видобувається, піддають промисловій підготовці і закачують у газліфтні свердловини (замкнутий газліфтний цикл). Природний газ можна подавати із сусіднього газового родовища (за даними техніко - економічних розрахунків допускається транспортування газу з відстані кілька десятків кілометрів), із магістрального газопроводу або з газобензинового заводу. Підготовка природнього газу на нафтовому промислі не потрібна.
При безкомпресорному газліфті природній газ під власним тиском надходить із газових свердловин або газоконденсатних родовищ. Там же його очищають і осушують. На нафтовому промислі іноді його тільки підігрівають, щоб запобігти гідратоутворенню. Якщо нафтовий і газовий поклад залягають на одній площині, то можливий внутрішньо свердловинний безкомпресорний газліфт., відмінна особливість якого - надходження газу з газового пласта, що лежить вище або нижче, безпосередньо у нафтову свердловину.
Галузь застосуваня газліфта - високодебітні свердловини з невеликим вибійним тиском, свердловини з високим газовим фактором та вибійними тисками нижче тиску насичення, пісочні свердловини, а також свердловини у важкодоступних умовах. Газліфтний спосіб ефективний при експлуатації викривлених свердловин, розробці багатопластових родовищ.
Переваги газліфтного способу порівнянно з іншими, особливо механізованими способами експлуатації, такі:
висока техніко - економічна ефективність;
відсутність підйомних механізмів і деталей, які труться;
великий міжремонтний період;
простота обслуговування свердловин і регулювання роботи, боротьби з корозією і відкладами парафіну і солей, автоматизація та зміни режимів;
можливість проведення широкого комплексу дослідницьких робіт;
централізоване дозування різних добавок у свердловину;
використання енергії пластового газу;
відсутність негативного впливу пластового газу, високих вибійних температур;
надійність наземного обладнання тощо.
Разом з тим газліфтний спосіб, особливо компресорний газліфт, має серйозні недоліки:
низький ККД усієї газліфтної системи, яка містить компресорну станцію, газопроводи та свердловини;
великі капітальні вкладення на будівництво компресорної станції та газопроводів;
великі енергетичні витрати на стискання газу
порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговування компресорної станції;
порівняно низький ККД (0.09 .... 0,16) порівняно з насосним способом (0,25 ... 0,3 для відцентрових, і 0,25 - для штангових насосів).

42. Насосна експлуатація свердловин
1. За допомогою штангових свердловинних насосних установок
Суть даного способу експлуатації свердловин полягає у тому, що у свердловині розміщують плунжерний насос, який приводиться в дію поверхневим приводом за допомогою колони штанг.
Штангова глибино – насосна установка (ШГНУ) складається із насоса опущеного у свердловину, колони штанг, верстата – качалки, встановленого біля устя свердловини. Зворотно – поступальний рух колони насосних штанг і приєднаного до них плунжера забезпечується верстатом – качалкою.
Спосіб видобутку нафти за допомогою ШГНУ досить розповсюджений в нашій країні. Даним способом можна добувати від 1 до 500 т нафти на добу. Однак в більшості випадків глибинно-насосну експлуатацію застосовують в мало та середньо-дебітних нафтових свердловинах.
2. Експлуатація нафтових свердловин зануреним відцентровим насосом
Електровідцентрові насосні установки складаються: із відцентрового насоса, електродвигуна, колони підйомних труб, броньованого кабелю, гирлової арматури, кабельного барабану та іншого допоміжного обладнання.
Видобуток нафти при даному способу експлуатації відбувається наступним чином. Електродвигун обертає вал відцентрового насосу, нафта всмоктується через фільтр відцентровим насосом і нагнітається на поверхню по насосним трубам. Для електровідцентрових насосів характерний великий міжремонтний період їх роботи. Наземне обладнання ЕВН відрізняється своєю простотою та не потребує спеціальних фундаментів та інших споруд. В Україні широко використовують занурені відцентрові насоси. Їх використовують в тих випадках, коли потрібно виконувати інтенсивний відбір нафти із свердловини при великій глибині залягання продуктивних пластів, а також в свердловинах з агресивними пластовими водами.

43. Експлуатація газових свердловин.
На однопластових родовищах газові свердловини експлуатуються по фонтанних трубах без ізоляції кільцевого простору між обсадною колоною та фонтанними трубами або з перекриттям кільцевого простору пакерами. Такий же спосіб експлуатації газових свердловин використовують і на багатопластових родовищах, коли пластові тиски розроблюваних пластів близькі за значеннями. Причому, якщо в газі містяться агресивні компоненти (сірководень, вуглекислота, органічні кислоти тощо), значні пластові тиски, то ізоляція кільцевого простору обов’язкова. Кільцевий простір заповнюють спеціально вибраними для умов даного родовища рідинами.
При розробці двох або декількох продуктивних горизонтів, які відрізняються тисками, дебітами, складом газу тощо, використовують роздільну експлуатацію пластів зі спуском фонтанних труб і використанням пакерів.
Отже, при будь-якому способі видобутку газу необхідно використовувати фонтанні труби, які призначені для виносу із вибою на поверхню рідких та твердих частинок, попередження передчасного зношування обсадної колони внаслідок корозії або ерозії, роздільної експлуатації за допомогою пакерів, можливості проведення ремонтно-ізоляційних робіт тощо.
Для збільшення пропускної здатності свердловини та зниження втрат тиску в її стовбурі можна використовувати обладнання, яке передбачає підйом продукції по затрубному простору або по затрубному простору і фонтанних трубах одночасно. В першому випадку наявність статичного стовпа газу у фонтанних трубах дозволяє безперервно контролювати вибійний тиск і при необхідності очищати вибій свердловини продувкою її через фонтанні труби.
Для нормальної експлуатації свердловин при заданому технологічному режимі необхідні періодичні обстеження вибоїв та підтримання заданих дебітів газу і конденсату. Крім того, важливе значення має правильний вибір діаметра підйомних труб. Його розраховують враховуючи винос з вибою на поверхню твердих і рідких домішок або мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини при заданому дебіті.
Як показує досвід, повний винос газовим струменем частинок породи і води, які накопичуються на вибої, забезпечується тоді, коли швидкість висхідного потоку в свердловині дещо перевищує критичну швидкість суспензованих частинок:

Рис. 9.85. Обладнання стовбура газової свердловини:
1 – обсадна колона; 2 – насосно-компресорні труби; 3 – пакер; 4 – рідина;
5 – обернений клапан
Більша частина газових родовищ розробляється в умовах водонапірного режиму.
При витісненні газу водою відбувається закономірне і неминуче обводнення газових свердловин, яке супроводжується накопиченням води на вибої.
Методи видалення рідини з вибоїв газових свердловин діляться на: механічні (плунжерний ліфт, різні модифікації газліфта, автоматизовані продування тощо) та фізико-хімічні (за допомогою піноутворюючих реагентів). Причому ті чи інші методи використовують як для періодичного, так і для безперервного видалення рідини.
Періодичне видалення рідини із газових свердловин здійснюється: зупинкою свердловини для поглинання рідини пластом (з добавками ПАР); продувкою свердловини в атмосферу; продувкою через сифонні труби; спіненням рідини при безпосередньому введенні в свердловину піноутворювача.
Для безперервного видалення води застосовують: експлуатацію свердловин при швидкостях газу, які б забезпечували винос води з вибою; безперервне продування через сифонні або фонтанні труби; плунжерний ліфт; відкачування рідини глибинним насосом; диспергування рідини (спіненням).
Вибір методу видалення рідини зумовлений геолого-промисловою характеристикою родовища, конструкцією свердловин, стадією розробки родовища, кількістю і причинами надходження рідини з пласта в свердловину.
Залежно від дебіта води вибирають той чи інший метод. При невеликих дебітах води досить ефективні періодичні методи, при великих дебітах води ефективніші безперервні методи.
Одним з недорогих, ефективних і широко використовуваних методів видалення рідини з вибоїв свердловин є метод спінення вибійної рідини. За цим методом у свердловину нагнітають визначену кількість поверхнево-активної речовини (ПАР) – піноутворювача, який розчиняється в рідині на вибої свердловини. В результаті утворюється стовп піни за рахунок пробулькування газу, який надходить з пласта в свердловину. Піна, яка має малу густину, легко виноситься на поверхню.
Залежно від пластового тиску і дебіта, фізичних властивостей пласта та газу, кількості пластів і термодинамічних умов роботи стовбура свердловини газові і газоконденсатні свердловини можна обладнувати для одночасної експлуатації декількох пластів, які експлуатуються по фонтанних трубах (без пакера або з пакером) та роздільної експлуатації за допомогою фонтанних труб і пакерів. При цьому важливе значення має виділення і правильний вибір експлуатаційних об’єктів, тобто об’єктів самостійної розробки.
Пласти, які виділяються як самостійний об’єкт, повинні відповідати умовам:
містити рентабельні, для видобування самостійною сіткою свердловин, запаси газу;
об’єднувати один або декілька газонасичених пластів (прошарків), відділених від вище- і нижчезалягаючих порід непроникними або слабопроникними породами;
мати досить близькі літолого-фізичні властивості, пластові тиски, технологічні режими експлуатації свердловин та режими розробки пластів;
не містити агресивних компонентів (H2S, CO2).
Метою об’єднання декількох пластів в один експлуатаційний об’єкт є збільшення дебітів свердловин та скорочення їхньої кількості при заданих відборі газу, умовах охорони надр і регулюванні розробки родовища.
44. Одночасно-роздільна експлуатація декількох пластів однією свердловиною
При видобутку нафти часто доводиться зустрічатися з проблемою одночасної експлуатації декількох нафтоносних горизонтів, які мають різні характеристики (пластовий тиск, проникність, тиск насичення, в’язкість нафти, наявність неньютонівських властивостей тощо) однією свердловиною. До того ж, кожний горизонт іноді містить декілька пластів з різними характеристиками, які вимагають окремого підходу до їхньої розробки. Наявність декількох горизонтів або пластів з різними характеритиками є достатньою умовою для розробки їх самостійними сітками свердловин.
На перших етапах розвитку технології роздільної експлуатації пропонувалися і здійснювалися проекти багаторядних свердловин. При цьому в один пробурений стовбур збільшеного діаметра спускались дві або три малогабаритні обсадні колони, які цементувалися і перфорувалися кожна навпроти свого пласта за допомогою направленої перфорації, щоб уникнути прострілу сусідньої колони. Це виявилося можливим при малих глибинах залягання пластів і викликало істотні ускладнення при наступній їхній експлуатації, ремонтних роботах, тощо. Пізніший розвиток технології роздільної експлуатації декількох пластів пішов шляхом створення спеціального обладнання, яке спускається в свердловину, що розкрила два або три пласти. Основним елементом такого обладнання є пакер, який ізолює пласти один від одного, з окремими каналами для виходу рідини на поверхню.
Обладнання для роздільної експлуатації пластів через одну свердловину повинне допускати:
- створення і підтримання заданого тиску навпроти кожного розкритого пласта;
- вимірювання дебіту рідини, яку отримують з кожного пласта;
- отримання на поверхні продукції різних пластів без їхнього змішування в свердловині, тому що властивості нафт (сірчисті і несірчисті) можуть бути різними;
- дослідження кожного пласта, наприклад, методом пробних відкачувань або методом зняття кривої відновлення тиску;
- ремонтні роботи в свердловині і заміну обладнання, яке вийшло з ладу;
- регулювання відбору рідини з кожного пласта;
- роботи по виклику притоку та освоєнню свердловини.
Іншими словами, технологія та відповідне обладнання для роздільної експлуатації повинні допускати проведення всіх тих технологічних заходів, якими користуються при розкритті цих пластів окремими свердловинами. Повністю виконати ці вимоги практично не вдається навіть в найпростішому випадку, тобто при роздільній експлуатації двох пластів через одну свердловину. Можливості роздільної експлуатації через одну свердловину суттєво залежать від розміру експлуатаційної колони. При великих діаметрах (168 мм і більше) легше задовільнити більшу частину викладених вимог і створити достатньо надійне обладнання.
Роздільно експлуатувати два пласти залежно від умов притоку рідини в свердловину можна такими способами.
1. Обидва пласти фонтанним способом.
2. Один пласт фонтанним, другий – механізованим способом.
3. Обидва пласти механізованим способом.
Згідно з встановленою термінологією прийнято іменувати ту або іншу технологічну схему спільної експлуатації назвою способу експлуатації спочатку нижнього, а потім верхнього пласта. Наприклад, схема насос – фонтан означає, що нижній пласт експлуатується насосним способом, а верхній – фонтанним. У відповідності з цим теоретично можливі такі комбінації способів експлуатації: фонтан – фонтан; фонтан – газліфт; газліфт – фонтан; насос – фонтан; фонтан – насос; насос – газліфт; газліфт – насос; насос – насос; газліфт – газліфт.
Роздільна експлуатація трьох пластів через одну свердловину можлива тільки в особливих найпростіших випадках і тому використовується дуже рідко.
Основною метою роздільної розробки пластів є їхнє роз'єднання для створення диференційованого впливу на окремі пласти, що, в свою чергу, забезпечує рівномірніше і повніше їх вироблення. При цьому необхідно обладнати під одночасний роздільний відбір нафти насамперед свердловини, розташовані поблизу зовнішнього і внутрішнього контурів нафтоносності або поблизу розрізаючих нагнітальних рядів.
Свердловини, в яких передбачається застосування одночасної роздільної експлуатації пластів, в процесі роботи і відповідно до цільової задачі методу можна розділити на дві групи. Головна задача експлуатації свердловин першої групи (перший етап) контроль за виробленням пластів: прийомистість і продуктивність нафтоносних пластів, видобуток нафти і закачування води.
Тільки після отримання даних про розробку пластів і виявлення необхідності активного її регулювання ці свердловини можна перевести у другу групу (другий етап), в якій передбачається як контроль, так і регулювання вироблення пластів.
При механізованому способі експлуатації рідина з декількох пластів піднімається на поверхню по одному гідравлічному каналу і одним насосним агрегатом. Це забезпечує проведення повного комплексу свердловинних досліджень по кожному з роз'єднаних пластів, простоту і надійність регулювання роботи пластів в широкому діапазоні, прискорення і здешевлення дослідницьких робіт, швидке переведення свердловин з одного способу експлуатації на іншій, уніфікацію обладнання.
При видобутку нафти з двох пластів з використанням дистанційного контрольно-регулюючого пристрою по отримуваній із вибою свердловини інформації про вибійні параметри пласта з устя свердловини здійснюється управління вибійним пристроєм.
При одночасній роздільній експлуатації двох пластів однією свердловиною регулювання відборів рідини і контроль за роботою нижнього пласта здійснюються вибійним регулюючим штуцером з вимірним пристроєм. При схемах “фонтан – фонтан” і “газліфт – газліфт” користуються вибійним пристроєм, за допомогою якого подається імпульс тиску з устя свердловини по гідравлічному.
Однак для інших технологічних схем роздільного видобутку нафти користуватись гідравлічним каналом зв'язку дуже важко, крім того, виключається можливість спуску приладів. Тому питання вибору каналу зв'язку, у цьому випадку, набуває особливого значення.
Залежно від конкретних умов роздільна експлуатація пластів здійснюється по різних схемах, що зумовлює підбір обладнання свердловин.
При експлуатації свердловин по схемі “фонтан – фонтан” їх обладнують установками УФ2П, які складаються з наземного і свердловинного обладнання.
При роздільному відборі нафти з двох пластів однією свердловиною зануреним відцентровим насосом використовується установка, до якої входять насосний агрегат, пакер, вибійний контрольно-регулюючий пристрій і наземне обладнання.
Роздільна експлуатація свердловин, при якій один пласт фонтанує, а другий експлуатується зануреним відцентровим електронасосом, здійснюється за допомогою обладнання для роздільної експлуатації свердловин діаметром 168 мм по схемах фонтан – насос і насос – фонтан.
У обладнанні, яке працює за схемою фонтан – насос, обвідним каналом є труба, яка проходить паралельно до насосного агрегата, а в обладнанні, яке працює за схемою насос – фонтан, труба, яка охоплюює нижню частину агрегата, включаючи прийом насоса.
Суть роздільної експлуатації двох газових пластів однією свердловиною полягає в тому, що вибрані для цієї мети пласти роз'єднуються в обсадній колоні за допомогою пакера. Пласти експлуатуються по окремих ліфтах, при цьому продукція не змішується. Такий спосіб дозволяє зменшити капіталовкладення в свердловини. Це особливо раціональне там, де буріння свердловин утруднене і вимагає великих витрат.
Пласти для роздільної експлуатації вибирають з таким розрахунком, щоб вони були розділені пачкою газонепроникних порід достатньої потужності. При цьому в процесі експлуатації не повинно бути перетоку газу з нижнього пласта у верхній, який звичайно характеризується більш низьким тиском. Роздільна експлуатація може бути здійснена як в діючих свердловинах, так і в тих, які виходять з буріння. Якщо для установки пакера вибрана свердловина, що знаходиться в експлуатації, для розкриття другого газового пласта буде потрібна перфорація обсадної колони. Перед установкою пакера в затрубний простір в свердловину закачують промивну рідину (свердловину «глушать»). Тиск на викиді насоса в цей час повинен бути вищим за тиск в затрубному просторі. Для успішного проведення робіт по «глушінню» необхідно мати промивну рідину в кількості не меншій, ніж два об'єми свердловини. Рідину закачують доти, поки не заповниться увесь об'єм свердловини і через фонтанні труби замість газу буде поступати рідина. На газових промислах ще є свердловини, які експлуатуються без фонтанних труб. «Глушіння» їх досить важке. У цьому випадку рідину закачують без випуску газу в атмосферу, що призводить до значного підвищення тиску на викиді насоса і на усті. Тиск збільшується доти, поки рідина частково не заповнить стовбур свердловини; після цього тиск поступово буде знижуватися. Коли тиск на усті впаде до нуля, засувку на ялинці арматури відкривають повністю і продовжують закачувати рідину доти, поки вона не заповнить стовбур свердловини до устя і не почне переливатись у вигляді нерозгазованої рідини з свердловини.
Основним елементом обладнання, яке дозволяє здійснити роздільну експлуатацію декількох пластів однією свердловиною, є відокремлювач (пакер). На практиці застосовують різні конструкції відокремлювачів. Відокремлювачі встановлюються в свердловинах, які експлуатують тільки один продуктивний пласт, для забезпечення надійної експлуатації їх або у випадку, якщо тиск на вибої перевищує допустимий тиск для експлуатаційної колони, а також у разі наявності сильнокородуючого середовища. Установка відокремлювача між експлуатаційною колоною і фонтанними трубами попереджає механічне, ерозійне або корозійне руйнування експлуатаційної колони.
Відокремлювач повинен бути простий, надійний і зручний. Установка його здійснюється одним з наступних способів:
багаторазовим обертанням колони труб вправо;
плавним поворотом колони труб вліво на один оберт (подальше обертання може спричинити розгвинчування труб в муфтових з'єднаннях);
поворотом колони труб з одночасним підняттям труб на певну довжину;
приспусканням труб і перенесенням їхньої ваги на відокремлювач;
створенням гідравлічного тиску всередині колони труб.
Після освоєння свердловина деякий час експлуатується для очищення стовбура і привибійної зони від цементу, глинистого розчину і води.
Обладнавши устя і перевіривши всі з'єднання арматури на щільність після освоєння, свердловину закривають для вимірювання статичного тиску. Потім визначають герметичність, відокремлення продуктивних пластів. Якщо досягнуто відокремлення, то приступають до дослідження свердловини з метою визначення продуктивної характеристики і параметрів пласта і встановлення оптимального режиму роботи для кожного пласта. При роздільній експлуатації нижній пласт експлуатується через фонтанні труби, а верхній – через затрубний простір або по другому ряду труб.
45. Системи розробки родовищ
Під розробкою нафтового чи газового родовища розуміють керування процесом руху рідин і газів в пласті до експлуатаційних свердловин за допомогою певної системи розміщення встановленої кількості свердловин на площі, порядку і темпу введення їх в експлуатацію, підтримання передбачуваного режиму їх роботи, регулювання балансу пластової енергії.
Сукупність цих умов визначає систему розробки родовища або покладу.
Раціональна система розробки – це така система, при якій родовище розбурюється мінімальною кількістю свердловин, які забезпечують задані темпи видобутку нафти або газу, високу кінцеву нафтовіддачу або газовіддачу, при можливо мінімальних капітальних вкладеннях і собівартості нафти.
Побудова системи розробки для окремого родовища повинна проводитися у відповідності із загальними вимогами, які виставляються до нафтовидобувного району за розмірами видобутку нафти і враховувати потреби країни в нафті і газі.
Системи розробки родовищ безперервно вдосконалювались і вдосконалюються з розвитком нафтової промисловості.
На першому етапі, коли буріння свердловин велося на порівняно невеликі глибини, нафтові родовища розроблялися за системою “зверху вниз”. За цією системою в першу чергу в розробку вводиться верхній продуктивний пласт, а потім нижчезалягаючі пласти.
За цією системою розвідка і введення всіх пластів родовища в розробку розтягувались на довгі роки. Такий повільний темп введення в розробку родовищ не дозволяє швидко нарощувати видобуток нафти на даній площі. Система розробки “зверху вниз” на сьогодні практично не використовується.
За системою “знизу вгору” розробку багатопластового родовища починають з нижнього, так званого опорного або базисного пласта (об’єкта), глибина залягання якого має бути доступною для масового буріння експлуатаційних свердловин при сучасному рівні розвитку техніки. Цей пласт має бути високопродуктивним зі значною достатньо добре розвіданою площею, тобто бути цілком підготовленим до розробки.
Вищезалягаючі нафтоносні пласти по значимості діляться на нафтоносні пласти – об’єкти самостійної розробки і на нафтоносні пласти – об’єкти повернення, до останніх відносяться лиш малодебітні пласти, розробка яких здійснюється поверненням свердловин після виснаження нижчезалягаючих пластів або їхнього обводнення.
Система розробки “знизу вгору” має ряд переваг порівняно із системою розробки “зверху вниз”. При розбурюванні опорного пласта експлуатаційні свердловини прорізують всі вищезалягаючі нафтоносні пласти, до того ж є можливість повного їхнього вивчення за допомогою відбору кернів та геофізичних методів. В процесі розбурювання опорного пласта детально висвітлюються всі тектонічні особливості родовища і одночасно проводиться підготовка до розробки всіх вищезалягаючих пластів. Завдяки цьому сильно скорочується кількість розвідувальних свердловин на родовищі.
Експлуатаційні свердловини, які пробурені до опорного горизонту і не дали нафти, можна повернути на вищезалягаючі пласти.
Особлива перевага системи розробки “знизу вгору” – можливість одночасної експлуатації всіх об’єктів самостійної розробки, завдяки чому значно прискорюються темпи освоєння нафтових родовищ.
Складовою частиною проектування і здійснення раціональної розробки нафтових родовищ є виділення експлуатаційних об’єктів.
Геолого-промислові умови виділення об’єктів можна сформулювати так.
1. Експлуатаційний об’єкт повинен містити достатні запаси нафти для рентабельного її видобутку при самостійній сітці свердловин.
2. Експлуатаційним об’єктом може вважатися один потужний або декілька менших нафтових пластів, відділених на значній території від вище- і нижчезалягаючих відкладів пачкою непроникних порід.
3. Експлуатаційний об’єкт повинен мати належну ефективну потужність, величина якої визначається економічною рентабельністю.
4. В один експлуатаційний об’єкт необхідно об’єднувати пласти, які характеризуються одним і тим же літологічним складом і приблизно однаковою величиною проникності і пористості.
5. В один об’єкт необхідно об’єднувати пласти, які містять нафту із схожими або близькими фізико-хімічними властивостями і приблизно однаковими площами нафтонасичення.
6. Нафтоносні пласти, об’єднані в один об’єкт, повинні характеризуватися близькими значеннями приведеного пластового тиску.
У більшості випадків високопродуктивні пласти одного й того ж родовища експлуатуються свердловинами, розміщеними за самостійними сітками, розбурювання яких може проводитися як одночасно, так і послідовно. При такій системі забезпечується швидкий ріст видобутку нафти або газу по родовищу. Проте в цьому випадку витрачається більша кількість металу (труб), і засобів, тому що площа родовища розбурюється свердловинами, розміщеними не по одній сітці, а по декількох.
Іноді на родовищах або окремих його ділянках проводять одночасну розробку декількох об’єктів свердловинами, розміщеними по одній сітці. Свердловини споряджаються спеціальним обладнанням, яке забезпечує видобуток нафти або газу з кожного пласта на поверхню по самостійних каналах: наприклад, нафта із одного пласта видобувається по трубах, а з другого – по міжтрубному простору.
46. Системи розробки покладів нафти
При розробці покладів з нерухомим контуром нафтоносності (поклади, ізольовані від напору вод, масивні “водоплаваючі” поклади із напором підошовних вод) свердловини розміщують рівномірною суцільною сіткою (квадратною або трикутною) по всій площі покладу, тобто по кутах квадратів або рівносторонніх трикутників, на які розбивається вся площа. Віддаль між свердловинами вибирають залежно від геолого-технічних умов та економічних поглядів.
На нафтових покладах з напірними режимами (з рухомими контурами нафтоносності) свердловини розміщують рядами, паралельними рухомим контурам: при газонапірному режимі – паралельно контуру газоносності, при водонапірному – контуру водоносності.
Віддаль між рядами свердловин для кожного конкретного покладу може бути сталою або змінюватися від ряду до ряду.
Віддаль між свердловинами в ряду також може бути однаковою для всіх рядів або різною для кожного ряду. Ця віддаль встановлюється при складанні проекту розробки покладу.
Від прийнятої сітки розміщення свердловин на розроблюваній площі та їхньої кількості, при рівних умовах, залежить темп відбору нафти з покладу і термін його розробки.
На кожній площі можна розмістити будь-яку кількість свердовин залежно від прийнятої віддалі між ними. Проте при частій сітці, тобто при невеликій віддалі між свердловинами, зона дренування окремої свердловини може накладатися на зону дренування сусідньої свердловини. Це нераціонально, тому що на площі бурять зайві свердловини.
Надмірне розрідження сітки розміщення свердловин також може виявитися нераціональним, і в периферійних (віддалених) зонах будуть залишатися цілики з великими запасами нафти; поточний видобуток і кінцева нафтовіддача покладу будуть низькими.
Тому вибір схеми розміщення свердловин та визначення їхньої кількості на площі – основна задача розробки нафтових родовищ, яка розв’язується комплексно, враховуючи геологічні, технічні і економічні фактори.
Раніше, до появи науки про розробку нафтових родовищ, віддалі між свердловинами вибиралися без будь-яких обгрунтувань і становили для неглибоко залягаючих пластів 75-100 м, для глибших 150-200 м при трикутній сітці.
Наступними дослідженнями було встановлено, що на деяких родовищах прийняті сітки були занадто переущільненими. Видобуту з цих родовищ кількість нафти можна було б відібрати, за той же період часу, набагато меншою кількістю свердловин, тобто при набагато рідшій сітці.
На даний час оптимальну віддаль між свердловинами визначають за допомогою гідродинамічних розрахунків на основі даних про геологічну будову родовища, в’язкість нафти, вміст газу, режим дренування покладу. Завдяки науковому підходу до розробки нафтових родовищ, враховуючи геолого-фізичні особливості кожного покладу та застосовуючи штучні методи впливу на пласти, стало можливим використовувати рідші сітки свердловин.
Велике значення при розробці нафтового покладу має темп та порядок його розбурювання. За темпом введення свердловин в експлуатацію розрізняють суцільну і сповільнену системи розробки. При суцільній системі розбурювання покладу експлуатаційними свердловинами проводиться за коротші строки, до одного року, при сповільненій системі – впродовж декількох років.
По порядку розбурювання покладу розрізняють загущувану та повзучу системи. При загущуваній системі поклад спочатку розбурюється розрідженою сіткою свердловин, рівномірно розміщених по всій площі. Наступні свердловини закладаються в проміжках між першими свердловинами. Таке ущільнення може проводитися 2-3 рази, аж до кінцевої міри ущільнення.
При повзучій системі розробки розбурювання покладу починають в будь-якій його частині із заданим ущільненням, потім бурять нові групи або ряди свердловин у визначеному напрямку до повного розбурювання всієї площі.
Для пластів зі значною неоднорідністю поклад розбурюють спочатку по розрідженій сітці. Це дозволяє виявляти всі особливості пласта і приймати потім правильне рішення про раціональні сітки свердловин на різних ділянках площі.
На покладах нафти з напірними режимами використовують повзучу систему розробки. При водонапірному режимі спочатку бурять перший ряд свердловин вздовж зовнішнього контура нафтоносності, потім наступні ряди вгору по підняттю пласта. При газонапірному режимі в першу чергу бурять свердловини першого ряду від контура газоносності, а потім наступні ряди вниз по спаданню пласта.
Важливим фактором, який характеризує раціональність системи розробки нафтових пластів, є темп відбору нафти, який визначається сумарним видобутком нафти з пластів за визначений проміжок часу (доба, місяць, рік). При заданій кількості свердловин, пробурених на кожний конкретний пласт, середні їхні дебіти, а отже, і поточний видобуток можуть бути дуже різними і залежати від встановленого режиму експлуатації свердловин. В свою чергу, режими експлуатації кожної свердловини і всього родовища в цілому не стабільні на увесь період існування родовища і можуть змінюватися в часі в залежності від зміни геолого-технічних умов і енергетичних факторів цього родовища.
Природні умови, які визначають запас пластової енергії в покладі, не завжди можуть забезпечувати високі темпи відбору нафти навіть при великій нафтовіддачі в зв’язку із швидким зниженням пластового тиску. Для покращання умов розробки, як правило, створюють штучний напірний режим, що досягається закачуванням в пласт води або газу для підтримання пластового тиску на високому рівні.
Обгрунтування необхідності впливу на пласт закачуванням газу або води – один з найважливіших етапів проектування системи розробки. Тому при визначенні системи розробки вибирають також спосіб впливу на пласт або обгрунтовують можливість експлуатації покладу без підтримання тиску (з використанням тільки природної енергії).
Із сказаного виходить, що система розробки кожного нафтового покладу може бути дуже різною як по сітці розміщення свердловин, порядку і темпу розбурювання площі, так і по темпу відбору нафти. Крім того, нафтовий поклад можна розробляти, використовуючи штучні методи впливу на нього або без цих методів. Самі методи штучного впливу також можуть бути різними як по виду робочого агента, так і по схемі розміщення нагнітальних свердловин.

47. Проектування розробки нафтового покладу
Проектування розробки нафтових родовищ і покладів полягає у виборі найраціональнішого варіанту розробки.
Виходячи з цього при проектуванні визначають вихідні геолого-фізичні дані; встановлюють технологічні показники при тій чи іншій системі розробки пласта, використовуючи гідродинамічні розрахунки; оцінюють економічну ефективність різних варіантів розробки; вибирають найраціональніший варіант розробки на основі порівняння геолого-технічних та економічних показників.
Геологічне вивчення родовища починають з буріння перших розвідувальних свердловин на ньому. Визначають структуру родовища, кількість окремих пропластків, зв’язок пропластків між собою, характеристику порід, а по зразках породи, з яких складається пласт, і пробах пластової рідини – пористість і проникність порід, їх нафто- і водонасиченість, вміст газу в нафті, тиск насичення, якість нафти (густину, в’язкість в пластових умовах, об’ємний коефіцієнт), характеристику пластової води тощо.
При пробній експлуатації розвідувальних свердловин визначають пластовий тиск і продуктивність свердловин, вивчають режим пласта, а при розвідувальному бурінні – розміри і форму (конфігурацію) покладу нафти і контура нафтоносності, положення водонафтових і газонафтових контактів, потужність пласта в різних його зонах. За отриманими даними підраховують запаси нафти і газу в покладі. Загальні геологічні запаси нафти в даному покладі, визначені об’ємним методом,Q=F hеф mеф kn
·
·
де Qзаг – загальні геологічні запаси нафти, т; F –площа нафтоносності, м2; hеф – ефективна нафтонасичена потужність пласта, м; mеф – ефективна пористість нафтовміщуючих порід; kн – коефіцієнт нафтонасиченості;
· - відносна густина нафти в поверхневих умовах;
· - перерахунковий коефіцієнт для переведення об’єму нафти з пластових умов в поверхневі, дорівнює 1/b (де b – об’ємний коефіцієнт розширення нафти.
При підрахунку промислових запасів нафти необхідно знати коефіцієнт нафтовіддачі, який показує, яку частину загальних запасів нафти можна видобути із надр існуючими методами експлуатації. Для різних умов коефіцієнт нафтовіддачі може змінюватися від 0,1 до 0,8.
Промислові або видобувні запаси нафти в покладі визначаються при множенні величини геологічних запасів на коефіцієнт нафтовіддачі: Qпр = QзагК,
(4.2)

де К – коефіцієнт нафтовіддачі.
Промислові запаси попутного газу, розчиненого в нафті, V = QпрГ,
(4.3)

де Г – газовий фактор, або кількість газу в нормальних умовах, яка припадає на 1 т видобутої нафти.
Після визначення геологічних та фізичних даних по покладу нафти та підрахунку її запасів розпочинають проектування схеми розробки.
Суть гідродинамічних розрахунків по встановленню технологічних показників розробки покладу нафти полягає у виявленні кількісного зв’язку між дебітами свердловин та тиском в них, у визначенні швидкостей та строків переміщення пластової рідини залежно від форми покладу, параметрів продуктивного пласта, в’язкості нафти і води, кількості та взаємного розміщення свердловин. Розрахункові формули для гідродинамічних розрахунків базуються на основних законах фільтрації рідини в пористих середовищах і законах взаємодії окремих свердловин в процесі їхньої спільної експлуатації.
При розрахунках враховують ресурси природної пластової енергії, а при необхідності передбачається поповнення цієї енергії ззовні.
В більшості випадків запаси природної пластової енергії бувають обмеженими. Тому сучасна технологія розробки нафтових родовищ передбачає використання штучних методів впливу на пласт для поповнення пластової енергії, яка витрачається в процесі експлуатації свердловин.
На сьогодні методи штучного впливу на нафтові пласти є основним елементом в сучасних системах розробки нафтових родовищ.
В результаті гідродинамічних розрахунків, отримують декілька варіантів розробки покладу з різними технічними показниками: різною кількістю свердловин на площі, різною інтенсивністю відбору нафти з пласта, різними термінами розробки тощо.
На основі конкретних геолого-технічних і економічних показників декількох варіантів розробки даного нафтового покладу вибирають найкращий, який відповідає умовам раціональної розробки родовища і його подальшої експлуатації впродовж 5-10 років.Складається проект розробки нафтового покладу за яким визначається найраціональніша система розробки, спосіб підтримання пластового тиску і різні заходи, які сприяють найефективнішому досягненню заданого рівня видобутку нафти при найвищому коефіцієнті нафтовіддачі.



48.Контроль та регулювання розробки нафтового покладу
Мета регулювання процесу розробки нафтового покладу – забезпечення рівномірного переміщення водонафтового або газонафтового контакту від контурів водоносності і газоносності.
Під рівномірним переміщенням контурів розуміють послідовне переміщення їх від ізогіпси (відмітки покрівлі або підошви пласта) до ізогіпси при зменшенні нафтонасиченості в зоні заміщення нафти водою або газом.
Ідеальне переміщення водонафтового контакту можливе лише в пласті геометрично правильної форми та однорідному за фізичними властивостями. В більшості випадків ці умови не витримуються, і переміщення контурів нафтоносності і водоносності відбуваються нерівномірно.
Для усунення нерівномірного просування води використовують такі заходи: обмежують відбори рідини із обводнених свердловин і свердловин, розміщених поблизу контура водоносності; ізолюють нижні обводнені частини або пропластки покладу; у випадку нагнітання води в пласт обмежують об’єм закачуваного агента через свердловини, які найближче розміщені до обводненої зони, з одночасним збільшенням об’єму закачуваної води в зонах, де просування контурних вод сповільнене.
Пласти з газовою шапкою необхідно розробляти так, щоб газ не проривався до окремих експлуатаційних свердловин, а рівномірно відтісняв нафту вниз по спаданню пласта. В таких пластах купольна частина не розбурюється експлуатаційними свердловинами; перший ряд цих свердловин розміщують на деякій віддалі від газонафтового контакту. Розробку пластів з газонапірним режимом регулюють зміною відборів нафти із свердловин, які розміщені поблизу купольної частини.
Для управління процесом розробки нафтового покладу і регулювання просування контурів нафтоносності необхідно вести систематичний контроль за режимом експлуатації кожної свердловини і покладу в цілому. При такому контролі спостерігають за дебітом нафти, газу і води по кожній свердловині і за розподілом пластового тиску по всьому покладу в цілому і по окремих його зонах.
Для постійного спостереження за підйомом дзеркала води в проміжній водонафтовій зоні покладу передбачені контрольні або спостережні свердловини.
Найчастіше для цього використовують обводнені нафтові свердловини або раніше пробурені розвідувальні.
В процесі розробки постійно проводять контроль за зміною пластового тиску по площі. Щоб отримати якісну картину про пластовий тиск в різних частинах нафтового покладу, необхідно заміряти його параметр в якомога більшій кількості свердловин. За окремими даними будують карту ізобар (кривих, які об’єднують точки з рівними тиском).
При правильній розробці покладу ізобари будуть мати вигляд замкнутих концентричних ліній, які співпадають з ізогіпсами і розміщуються паралельно фронту живлення покладу контурною водою або газом газової шапки.
Проте пластовий тиск в різних точках пласта, які знаходяться навіть на однакових відмітках, може бути різним, і ізобари, нанесені на карту, можуть мати неймовірно чудернацьку форму.
Щоб прослідкувати за зміною пластового тиску в часі, карти ізобар будують періодично, наприклад, через три місяці або через півроку.
За допомогою карт ізобар можна розв’язати важливі практичні задачі:
визначити середній пластовий тиск і його зміни в часі;швидкість переміщення контура нафтоносності в різних частинах покладу тощо.Знайти причини різких знижень тиску на окремих ділянках покладу і спланувати заходи по вирівнюванню тиску по площі.
Для постійного прослідковування за зміною пластового тиску в законтурних і приконтурних частинах покладу передбачені п’єзометричні свердловини. Ці свердловини обладнують спеціальними приладами – п’єзографами, якими постійно вимірюють і реєструють рівень рідини в них. За стовпом води в цих свердловинах визначають пластовий тиск в законтурних і приконтурних зонах.
Для аналізу і регулювання процесів розробки нафтових родовищ, окрім карт ізобар, будують також карти рівних коефіцієнтів проникності і продуктивності на 1 м товщини пласта, карти відборів нафти по зонах і свердловинах, карти обводненості і просування контурів нафтоносності. Порівняння таких карт, побудованих на різні дати, дозволяє встановити зміни вказаних показників, які відбуваються в пласті, в процесі експлуатації покладу і своєчасно приймати заходи по нормалізації розробки покладу.
Зміна окремих показників в процесі розробки покладу і їхніх взаємних співвідношень вивчають за графіками розробки.
Можна побудувати також ряд похідних графіків, наприклад, графік співвідношення між відбором рідини і пластовим тиском, співвідношення між сумарним відбором рідини і зміною газового фактора тощо.
49. Розробка газових родовищ
 $
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·b
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·H
·
·
·
·Особливості розробки газових родовищ обумовлені різницею фізичних властивостей газу від відповідних властивостей нафти: відчутно меншою в’язкістю і густиною та значною стисливістю.
Видобуту з надр нафту перед переробкою її на заводах можна, у випадку необхідності, тривалий час зберігати в спеціальних резервуарах, розміщених на нафтовидобувних площах, на трасах нафтопроводів і на самих заводах. Видобутий же на поверхню газ необхідно відразу ж направити в магістральний газопровід або місцевим споживачам.
Отже, в більшості випадків, основною особливістю розробки газових родовищ є нерозривний зв’язок всіх елементів в системі пласт – свердловина – газозбірні мережі на промислі – магістральний газопровід.
Внаслідок невеликої в’язкості газ дуже рухливий. Тому при розробці газових пластів теоретично можна отримати повну віддачу газу. Якщо пласт не роз’єднаний, то увесь газ з нього можна було б відібрати через одну свердловину. Проте внаслідок обмеженої пропускної здатності свердловин і необхідності зниження через технічні і геологічні причини їхніх дебітів на родовищі необхідно пробурити не одну, а декілька свердловин, яких іноді нараховують десятками і навіть сотнями залежно від площі газового родовища.
Як і для нафтових родовищ, в основу раціональної розробки газового родовища покладено принцип, за яким необхідно отримати заданий видобуток газу при оптимальних техніко-економічних показниках дотримуючись умов охорони надр.
В процесі дослідження перших розвідувальних свердловин на площі та їхньої пробної експлуатації визначають товщину пластів, їхній літологічний склад, пористість та проникність порід, газо- і водонасиченість, положення контактів газ – вода, газ – нафта, пластовий тиск, запаси газу, допустимі депресії в свердловинах, дебіти газу тощо.
Запаси газу в покладі визначають об’ємним методом або методом падіння пластового тиску.
Об’ємний метод базується на даних про площу газоносності даного покладу, пористості пласта і відповідному пластовому тиску.
Формула для підрахунку запасів газу об’ємним методом має такий вигляд:



де V – видобувні запаси газу, м3; F – площа газоносності, м2; h – газонасичена товщина пласта, м; m – коефіцієнт ефективної порстості; f – поправка на температуру. p і pК – середній пластовий тиск в покладі на дату розрахунку і середній пластовий тиск в покладі після видобутку промислового запасу газу, Па;
· і
·к – поправки на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта, відповідно для тисків p і pк,

Яг– коефіцієнт газонасиченості;
·г – коефіцієнт газовіддачі; М – маса газу, кг.
Коефіцієнт газовіддачі
·г для покладів, які розробляються в умовах режиму, близького до газового, може досягати 0,8-0,9, а для покладів з активним пружно-водонапірним режимом – 0,7-0,8.
Абсолютний пластовий тиск в газовій свердловині

(1)де рпл і ру – абсолютний тиск в пласті і на усті закритої свердловини, Па; е – основа натуральних логарифмів, яка дорівнює 2,718;
Для свердловин глибиною до 2000 м пластовий тиск можна обчислити за формулою

(2)

За формулами (1) і (2) визначають вибійний тиск в газовій свердловині, якщо експлуатація її ведеться тільки по фонтанних трубах або по затрубному простору.В інших випадках він заміряється манометром.
Підрахунок запасів газу за методом падіння тиску застосовують для пластів, в яких початковий об’єм пор, зайнятий газом, не змінюється в процесі експлуатації. Для водонапірного режиму вказаний метод недопустимий, хоча при неефективному водонапірному режимі (при незначному надходженні води в пласт) підрахунок запасів газу за цим методом все ж можливий.
Формула підрахунку запасів за методом падіння тиску основана на припущенні про сталу кількість видобутого газу на 1 МПа падіння тиску у всі періоди розробки газового покладу.
Отже, якщо на першу дату (з початку розробки) із газового покладу видобуто Q1 об’ємів газу і тиск в покладі становив р1, а на другу дату (з початку розробки) було видобуто Q2 об’ємів газу і тиск в покладі виявився рівним р2, то за період розробки від першої до другої дати на 1 МПа падіння тиску видобуток газу становить (в м3):



Вважаючи, що і пізніше при падінні тиску до деякого кінцевого значення рк буде видобуватися та ж кількість газу на 1 МПа зниження тиску, отримаємо таку формулу для підрахунку запасів за методом падіння тиску, враховуючи поправку на відхилення від закону ідеальних газів
·1 і
·2 (відповідно для тисків р1 і р2):
де V – промисловий запас газу, м3.
Розглянутий метод придатний лише для суцільного покладу газу, не розбитого на окремі самостійні ділянки.
Темп відбору газу з покладу може коливатися залежно від розмірів покладу і геологічних умов в межах 5-10 % і вище від початкових видобувних запасів.
Для заданого відбору газу з родовища розраховують технологічний режим роботи свердловин (зміна дебіту газу, пластового, вибійного та устьового тисків у часі). Потім розраховують необхідну кількість проектних свердловин, дебіти яких та їхні зміни в часі визначають на основі досліджень існуючих розвідувальних свердловин.
Суттєво впливає на вибір кількості свердловин на площі діаметр свердловин, точніше – діаметр експлуатаційних колон. Чим більший діаметр свердловини, тим більшим може бути її дебіт, меншими втрати тиску в стовбурі.
Схему розміщення свердловин вибирають залежно від форми покладу. Для полосоподібного покладу свердловини можуть розміщуватися у вигляді одного, двох або трьох прямолінійних ланцюжків, паралельних повздовжній осі покладу, або ж рівномірно на площі газоносності.
На практиці прагнуть розміщувати свердловини, в першу чергу в найпродуктивніших частинах пласта – в зоні найбільшої товщини, найкращої проникності тощо
50. Розробка газоконденсатних родовищ .
Газоконденсатні родовища - це родовища, які залягають на глибинах більше 1500 м, і характеризуються тим, що вуглеводневі суміші в них перебувають в однофазному і рідше – в двофазному стані. В газоконденсатних покладах в газоподібному стані можуть перебувати навіть висококиплячі вуглеводи з температурою кипіння 300-400°С.
При розробці газоконденсатного родовища, при зниженні тиску в ньому, з газу починає виділятися конденсат. В першу чергу конденсуються найважчі компоненти, а потім все легші. Тиск, при якому випадає найбільша кількість конденсату, називається тиском максимальної конденсації.
Перш ніж складати проект розробки газоконденсатного родовища, необхідно його добре вивчити, випробовуючи розвідувальні свердловини, та провести дослідницькі роботи визначаючи:
1) кількість виділеного конденсату при різних тисках і температурах;
2) тиск початку та максимальної конденсації для даного температурного режиму;
3) склад конденсату при різних режимах конденсації;
4) втрати конденсату в пласті при зниженні тиску і втрати із сухим газом після сепарації.
Після проведення необхідних досліджень та визначення в покладі запасів газу і конденсату вибирають метод розробки та експлуатації покладу; з підтриманням тиску, закачуючи в пласт газ, повітря або воду; без підтримання тиску, розробляючи поклад як газовий; можна прийняти проміжний варіант – зниження тиску в покладі до певної величини на першому етапі розробки і потім підтримання тиску на другому етапі.
Розробка і експлуатація газоконденсатних родовищ – це комплексне проведення двох взаємопов’язаних, але технологічно різних процесів – видобуток конденсатного газу та його переробка.
При дуже високому пластовому тискові розробку газоконденсатного родовища можна починати на режимі виснаження до того моменту, коли пластовий тиск наблизиться до тиску початку оберненої конденсації. Після цього в пласт необхідно закачувати сухий газ і завершувати розробку знову на режимі виснаження. Заключний процес розробки починається після прориву сухого газу до експлуатаційних свердловин і різкого зниження вмісту конденсату у видобувній продукції.
Кількість експлуатаційних свердловин для газоконденсатного покладу визначають, виходячи із сумарного видобутку конденсату і газу та встановленого середнього дебіта однієї свердловини. Останній визначають за даними досліджень. Він не повинен супроводжуватись надмірним падінням тиску в потоці газу, руйнуванням колектора, конденсацією і випаданням гідратів та інших ускладнень. Швидкість руху газу повинна забезпечувати винос утвореного конденсату на поверхню.
51.Нафтогазоконденсатовіддача пластів
В результаті експлуатації нафтових свердловин на поверхню видобуваються не всі запаси нафти, а тільки їх частина. Відношення видобутої з покладу кількості нафти до її початкових запасів називається коефіцієнтом нафтовіддачі або нафтовилучення. Коефіцієнт нафтовіддачі залежить від багатьох факторів: фізичних властивостей порід і пластових рідин, режиму роботи покладу, показників розробки родовища (сітки розміщення свердловин, темпу і порядку введення їх в експлуатацію, інтенсивності відбору рідин з пласта тощо), від ступеня охоплення покладу витісняючим нафту агентом та інше. Отже, коефіцієнти нафтовіддачі для родовищ з одним і тим же режимом можуть бути різними.
Найбільша нафтовіддача відмічається в умовах витіснення нафти водою.Вода має кращу відмиваючу і витісняючу здатність, ніж газ. Ефективніше проявляється енергія газу з газової шапки. При розширенні газ переміщується до вибою свердловин і спочатку відбувається ефективне поршневе витіснення нафти з пласта при порівняно невеликій його газонасиченості. Тому залежно від будови покладу в родовищах з газовою шапкою спостерігаються високі значення нафтовіддачі.
Висока в’язкість нафти порівняно з в’язкістю води приводить (сприяє) до зменшення нафтовіддачі.
Значний вплив на нафтовіддачу пластів виявляє велика питома поверхня порід. Нафта гідрофобізує поверхню твердої фази, і частину нафти, яка знаходиться в плівковому стані, можна видалити з пласта лишень використовуючи який-небудь метод впливу на пласт.
На основі експериментальних та статичних промислових даних вважають, що кінцеві коефіцієнти нафтовіддачі залежно від режимів роботи пласта можуть досягати таких значень:

водонапірний режим

0,5-0,8

пружний режим
0,2-0,5

газонапірний режим
0,4-0,5

режим розчиненого газу
0,15-0,3

гравітаційний режим
0,1-0,2.

Коефіцієнт газовіддачі газових та газоконденсатних пластів вищий, ніж коефіцієнт нафтовіддачі, з ряду причин. На відміну від нафти природні гази слабо взаємодіють з поверхнею пористого середовища, мають невелику в’язкість (в сто і більше разів меншу, ніж в’язкість легких нафт). Маючи велику пружність стиснений газ завжди має запас енергії, який необхідний для фільтрації в пористому середовищі, при цьому пластовий тиск у покладах зменшується до значень, близьких до атмосферного. Тому газовіддача газових покладів може досягати значень 0,9-0,95.
Один з факторів, які впливають на газовіддачу, – залишковий тиск в пласті на кінцевій стадії експлуатації.
Природно, що найбільшу газовіддачу газового пласта можна досягнути при зниженні пластового тиску до щонайменшого значення, при якому устьові тиски в свердловинах будуть близькими або навіть нижче атмосферного (відкачування газу із свердловини під вакуумом). Проте за цих умов дебіти свердловин стають низькими внаслідок невеликих перепадів тиску (рпл – рв).
Тому, виходячи з техніко-економічних міркувань, розробку газового покладу практично припиняють при тисках на усті свердловин більших за атмосферний. Кінцевий коефіцієнт газовіддачі при розрахунках приймають не більшим 0,7-0,8.


52. Розробка газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску
Газоконденсатні родовища -- це родовища, які залягають на глибинах більше 1500 м, і характеризуються тим, що вуглеводневі суміші в них перебувають в однофазному і рідше – в двофазному стані. В газоконденсатних покладах в газоподібному стані можуть перебувати навіть висококиплячі вуглеводи з температурою кипіння 300-400(С. В деякому діапазоні тисків і температур цим вуглеводневим сумішам властиві явища оберненої конденсації (зростання коефіцієнта стисливості газової суміші та збільшенням леткості її компонентів при підвищенні тиску при цьому важкі компоненти розчиняються в масі легших газоподібних компонентів) і випаровування.
При розробці газоконденсатного родовища, при зниженні тиску в ньому, з газу починає виділятися конденсат. В першу чергу конденсуються найважчі компоненти, а потім все легші. Тиск, при якому випадає найбільша кількість конденсату, називається тиском максимальної конденсації.
Кількісне співвідношення фаз в продукції газоконденсатних родовищ оцінюється газоконденсатним фактором (показує відношення кількості видобутого газу до кількості отриманого конденсату, вловлюваного в сепараторах). Чим багатший газ конденсатом, тим менший газоконденсатний фактор. Для розроблюваних газоконденсатних родовищ газоконденсатний фактор коливається від 2000 до 250000 м3/м3.
Величина, обернена газоконденсатному фактору, становить вихід конденсату і виражається в см3/м3. Значення її у відповідності зі змінами газоконденсатного фактора може змінюватися від 400 до 600 см3/м3.
Конденсат може виділятися як на поверхні із видобутого газу, так і в пласті при зниженні тиску. В останньому випадку конденсат вбирається породою пласта і значна частина його може залишитися в пласті безповоротно.
Для попередження цього явища газоконденсатне родовище повинне розроблятися з підтриманням пластового тиску.
Перш ніж складати проект розробки газоконденсатного родовища, необхідно його добре вивчити, випробовуючи розвідувальні свердловини, та провести дослідницькі роботи визначаючи: кількість виділеного конденсату при різних тисках і температурах; тиск початку та максимальної конденсації для даного температурного режиму; склад конденсату при різних режимах конденсації; втрати конденсату в пласті при зниженні тиску і втрати із сухим газом після сепарації.
Після проведення необхідних досліджень та визначення в покладі запасів газу і конденсату вибирають метод розробки та експлуатації покладу. Метод з підтриманням тиску, полягає у закачуванні в пласт газу, повітря або води. Вибір системи розробки також повинен бути економічно обґрунтованим.
При дуже високому пластовому тискові розробку газоконденсатного родовища можна починати на режимі виснаження до того моменту, коли пластовий тиск наблизиться до тиску початку оберненої конденсації. Після цього в пласт необхідно закачувати сухий газ і завершувати розробку знову на режимі виснаження. Заключний процес розробки починається після прориву сухого газу до експлуатаційних свердловин і різкого зниження вмісту конденсату у видобувній продукції.
Кількість експлуатаційних свердловин для газоконденсатного покладу визначають, виходячи із сумарного видобутку конденсату і газу та встановленого середнього дебіта однієї свердловини. Останній визначають за даними досліджень. Він не повинен супроводжуватись надмірним падінням тиску в потоці газу, руйнуванням колектора, конденсацією і випаданням гідратів та інших ускладнень. Швидкість руху газу повинна забезпечувати винос утвореного конденсату на поверхню.


53. Режими роботи газових та газоконденсатних покладів
Для газоносних пластів основними джерелами пластової енергії є: напір крайових вод, пружні сили води і породи та тиск газу, який розширюється. Залежно від переважаючої дії одного із джерел пластової енергії режим роботи газових покладів може бути водонапірним, пружно-газоводонапірним та газовим.
Водонапірний режим
Основним джерелом пластової енергії при цьому режимі роботи газового покладу є напір крайових (підошовних) вод. При рівних об’ємах видобутого газу і води, яка поступає в пласт, тиск не знижується, а відбір газу із пласта супроводжується поступовим підйомом газоводяного контакту. Якщо збільшити темпи відбору газу, можна порушити відповідність між об’ємами газу, що відбирається, і води, яка надійшла в пласт, і в покладі разом з водонапірним режимом може встановитися пружно-водонапірний або газовий режими. Отже, зниження пластового тиску в газовому покладі при водонапірному режимі залежить від поточного відбору газу.
Водонапірний режим газоносних пластів зустрічається рідко.
Пружно-газоводонапірний режим
Основним джерелом пластової енергії при цьому режимі – пружні сили води і породи, а також за рахунок газу, що розширюється. Дія пружних сил переважає, якщо проникність пласта невисока, будова пласта неоднорідна, а зона живлення розміщена на значній віддалі від покладу, тобто гідродинамічний зв’язок газового покладу із зоною живленя слабий. Дія пружних сил води і породи проявляються в газовому покладі не відразу, оскільки при перших відборах газу пластовий тиск в покладі знижується на незначну величину. Проте навіть невелике зниження пластового тиску викликає розширення газу, напір якого буде єдиним джерелом пластової енергії на першому етапі розробки газового покладу.
Отже, в початковий період розробки газового покладу в ньому встановлюється газовий режим. Тривалість його в різних покладах різна. На деяких газових і газоконденсатних родовищах встановлено, що тільки після зниження тиску на 3-30 % почав проявлятися пружно-водонапірний режим.
Стабільний відбір газу сприяє зниженню пластового тиску не тільки всередині покладу, але і в оточуючій поклад водоносній частині пласта. В результаті створюються умови для прояву пружних сил води і породи. Дія цих сил направлена в сторону покладу. Пластові води, які поступають в поклад, займають звільнений об’єм пласта. При цьому починається повільний підйом газоводяного контакту. Напір, який створюється пружними силами води і породи, не компенсує падіння пластового тиску, який при стабільних відборах газу продовжує знижуватися. При наступному відборі газу та зниженні пластового тиску в покладі, швидкість просування води збільшується, що сприяє збільшенню газовіддачі в кінцевий період розробки.
Пружно-газоводонапірний режим часто зустрічається в газових покладах.
Газовий режим
В покладах з газовим режимом відбір газу відбувається за рахунок тиску, який створюється газом, що розширюється. Тому газовий режим називають іще режимом розширеного газу. Цей режим проявляється в покладах, приурочених до повністю закритих пасток, які утворилися в результаті літологічного обмеження та тектонічного екранування. Найчастіше, це невеликі поклади.
Газовий режим характеризується зниженням пластового тиску прямо пропорційно відбору газу, тому що зовнішніх джерел для підтримання пластового тиску поклад з таким режимом не має.
Газовий режим може виникнути в покладах, в яких діють водонапірний та пружно-водонапірний режими, якщо темпи відбору газу будуть істотно перевищувати швидкість надходження в поклад крайових вод.

54. Режими роботи нафтових покладів
Сукупність всіх природних і штучних факторів, що визначають процеси, які проявляються в пористому пласті при його дренуванні системою експлуатаційних і нагнітальних свердловин, прийнято називати режимом пласта. Виділяють п’ять режимів: водонапірний (природний і штучний), пружний, газонапірний (режим газової шапки), режим розчиненого газу і гравітаційний.
Від правильної оцінки режиму дренування залежать технологічні норми відбору рідини із свердловин, гранично допустимі динамічні вибійні тиски, вибір розрахунково-математичного апарату для прогнозування гідродинамічних показників розробки, визначення об’ємів видобутку рідини і газу, розрахунок процесу обводнення свердловин, а також ті заходи по впливу на поклад, які необхідні при розробці для досягнення максимально можливого кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі. Проте визначити режим покладу не завжди просто, тому що в деяких випадках значна кількість факторів, які визначають режим, проявляються одночасно.
Водонапірний режим
При цьому режимі фільтрація нафти відбувається під впливом тиску крайових або законтурних вод, які мають постійне живлення з поверхні за рахунок талих або дощових вод або безперервного закачування води через систему нагнітальних свердловин.
Умова існування водонапірного режиму рпл > рнас, (рпл – середній пластовий тиск, рнас – тиск насичення). За цієї умови вільного газу в пласті немає і фільтрується тільки нафта або нафта з водою.
При водонапірному режимі видобуток нафти супроводжується її заміщенням законтурною водою або водою, яка нагнітається в пласт, що пояснює достатньо сталі в часі дебіти свердловин, пластовий тиск, і газовий фактор. Сталість газового фактора зумовлена ще й тим, що при рпл > рнас виділення газу в пласті не відбувається, тому з кожною тонною нафти видобувають тільки ту кількість газу, яка була в ній розчинена при пластових умовах.
Обводнення свердловин відбувається відносно швидко. При водонапірному режимі відбувається достатньо ефективне витіснення нафти і досягаються найвищі коефіцієнти нафтовіддачі. На відміну від природного водонапірного режиму при штучному безперервний напір води, який витісняє нафту, створюють її нагнітанням з поверхні через систему нагнітальних свердловин. При водонапірному режимі кількість відібраної рідини з покладу (нафта, вода) завжди дорівнює кількості законтурної води, яка проникла в поклад, в пластових термодинамічних умовах. На даний час більше 80% всієї нафти, яка видобувається, отримують з родовищ, які розробляються в умовах водонапірного режиму (найчастіше штучного).
Пружний режим
При цьому режимі витіснення нафти відбувається під дією пружного розширення самої нафти, оточуючої нафтовий поклад води і скелета пласта. Обов’язковою умовою існування цього режиму є перевищення пластового тиску над тиском насичення (рпл > рнас). Пласт має бути замкнутим, але достатньо великим, щоб його пружної енергії вистачило для видобутку основних запасів нафти.
Об’ємний коефіцієнт пружного середовища:
13EMBED Equation.31415 де (V – приріст об’єму (за рахунок пружного розширення); (р – приріст тиску (зниження тиску); V – початковий об’єм середовища.
Твердий скелет пористого пласта при зміні внутрішнього тиску деформується внаслідок зміни об’єму самих частинок осідання покрівлі пласта при зменшенні внутрішнього тиску, що приводить до зменшення пористості і до додаткового витіснення рідини. Із експериментальних даних відомо:
для води (в = (2,7+5)(10-10 Па-1;
для нафти (н = (7+30)(10-10 Па-1;
для породи (п = (0,3+2)(10-10 Па-1.
Найчастіше для оцінки стисливості пласта користуються приведеним коефіцієнтом стисливості, який називають коефіцієнтом пружності пласта. Це усереднений коефіцієнт об’ємної стисливості деякого фіктивного середовища, яке має об’єм, рівний об’ємові реального пласта з насичуючими його рідинами, сукупний пружний приріст яких дорівнює пружному приросту об’єму фіктивного середовища.
Пружний режим, який відноситься до режиму виснаження, досить таки неусталений. Тиск в пласті при відборі рідини падає. Для нього характерні безперервно зростаюча довкола свердловини воронка депресії, систематичне падіння дебіту в часі при збереженні сталої депресії або систематичне збільшення депресії в часі при збереженні дебіту.
Геологічнимим умовами, які сприяють існуванню пружного режиму є:
- поклад закритий і немає постійного живлення;
- велика водонасичуюча зона, яка знаходиться за межами контура нафтоносності;
- відсутність газової шапки;
- наявність ефективного гідродинамічного зв’язку нафтонасиченої частини пласта із законтурною зоною;
- перевищення пластового тиску над тиском насичення.
Режим газової шапки
Цей режим проявляється в таких геологічних умовах, при яких джерелом пластової енергії є пружність газу, зосередженого в газовій шапці. Для цього необхідно, щоб поклад був ізольований по периферії непроникними породами або тектонічними порушеннями. Законтурна вода, якщо вона є, не повинна бути активною. Нафтовий поклад повинен знаходитися в контакті з газовою шапкою. За таких умов початковий пластовий тиск буде дорівнювати тиску насичення, тому що дренування покладу відбувається при безперервному розширенні газової шапки і нафта постійно знаходиться в контакті з газом.
Темп зміни середнього пластового тиску при розробці такого покладу може бути різним в залежності від темпів розробки і від співввідношення об’ємів газової шапки і нафтонасичуючої частини покладу.
Отже, розробка родовища при режимі газової шапки неминуче супроводжується падінням пластового тиску з усіма витікаючими з цього наслідками (зменшення дебітів, скорочення періодів фонтанування, перехід нафтових свердловин на газ тощо). В реальних умовах розробка такого родовища може здійснюватися в умовах змішаного режиму за допомогою штучного підтримання пластового тиску нагнітанням води в законтурну зону або закачкою газу в газову шапку. Кінцева нафтовіддача в умовах режиму газової шапки не досягає тих величин, що при режимах витіснення нафти водою, і не перевищує за наближеними оцінками 0,4-0,5.
Для цього режиму характерний закономірний ріст газового фактора і перехід свердловин на видобуток чистого газу по мірі виробки запасів нафти і розширення газової шапки. Режим газової шапки в загальному має підпорядковане значення і порівняно невелике розповсюдження. Продукція свердловин, як правило, безводна.
Режим розчиненого газу
Дренування покладу нафти з безперервним виділенням з нафти газу і переходом його у вільний стан, збільшеням за рахунок цього об’єму газонафтової суміші і фільтрації цієї суміші до точок зниженого тиску (забої свердловин) називається режимом розчиненоо газу. Джерелом пластової енергії при цьому режимові є пружність газонафтової суміші.
Умови існування режиму розчиненого газу такі:
рпл < рнас (пластовий тиск менший за тиск насичення);
відсутність законтурної води або наявність неактивної законтурної води;
відсутність газової шапки;
геологічний поклад має бути замкнутий. За цих умов пластова енергія рівномірно розподілена у всьому об’ємі нафтонасиченої частини пласта. При такому режимі справедливий принцип рівномірного розміщення свердловин по площі покладу.
Режим розчиненого газу характеризується швидким падінням пластового тиску і закономірним збільшенням газового фактора, який на певній стадії розробки досягає максимуму, а потім починає падати в результаті загального виснаження і повної дегазації родовища. Режим відрізніється найнижчим коефіцієнтом нафтовіддачі, який дуже рідко досягає значень 0,25. Без штучного впливу на поклад (наприклад, закачуванням води або іншими методами) режим залишається малоефективним. Проте на початку розробки свердловини бурхливо фонтанують, хоча і нетривалий час.
При дренуванні покладу в умовах режиму розчиненого газу (при відсутності штучного впливу) вода в продукції свердловин відсутня.


Гравітаційний режим
Гравітаційним режимом дренування покладів нафти називають такий режим, при якому фільтрація рідини до вибоїв свердловин відбувається при наявності “вільної поверхні” (поверхню фільтруючої рідини або газонафтовий контакт, який створюється в динамічних умовах фільтрації, на якому тиск у всіх точках залишається сталим). Гравітаційний режим може виникнути в будь-якому покладі на останній стадії його розробки як природнє продовження режиму розчиненого газу. Із визначення цього режиму виходить, що якщо в затрубному просторі такої свердловини існує атмосферний тиск, то такий тиск встановиться по всій вільній поверхні, яка розділяє нафтонасичену і газонасичену частини пласта, і фільтрація рідини в свердловину буде відбуватися тільки під впливом різниці рівнів рідини у віддаленій частині пласта і безпосередньо біля свердловини. При надлишковому тискові в затрубному просторі свердловини фільтрація рідини буде проходити під впливом різниці рівнів рідини, тому що цей тиск встановлюється по всій вільній поверхні.
Гравітаційний режим може мати вирішальне значення при шахтних методах видобутку нафти.
В горизонтальних пластах його ефективність надзвичайно мала. Свердловини характеризуються дуже низькими, але стабільними дебітами. Проте в стрімкопадаючих пластах ефективність гарвітаційного режиму збільшується.
Цей режим практичного значення в процесах нафтовидобутку по суті не має і важливий тільки для розуміння процесів, які відбуваються в нафтових покладах при їхній розробці.

55. Гідродинамічні дослідження свердловин на усталеному режимі
Ознакою усталеного режиму свердловини є сталість її дебіту та показів манометрів, під'єднаних до буфера свердловини і до міжтрубного простору. Найчастіше цей час вимірюється декількома десятками годин. Також проводять дослідження свердловини, та визначають гідро провідність, п'єзопровідніст пласта.
Регулювальні криві.
Щоб встановити оптимальний технологічний режим свердловини у промисловій практиці широко користуються регулювальмими кривими. Регулювальні криві будують для фонтанних, компресорних та глибиннонасосних свердловин.
Фонтанні свердловини. Фонтанні свердловини досліджують на різних штуцерах (діаметрах прохідного отвору), при цьому заміряють дебіти рідини, нафти і газу, газовий фактор, відсотковний вміст механічних домішок та діючий перепад тиску.
Для побудови регулювальних кривих необхідно бодай чотири зміни режиму роботи свердловини. Отримані криві аналізують і за характером зміни дебіту нафти, води та інших параметрів визначають раціональний режим роботи свердловини та відповідний йому розмір штуцера. Після того як режим роботи даної свердловини встановлено і обгрунтовано, продовжують ретельно стежити за його подальшим підтриманням.
При усталених відборах наявність мінімуму на кривій зміни газового фактора в більшості випадків характеризує оптимальний режим роботи свердловини та обладнання.
Компресорні свердловини. По компресорних свердловинах на підставі фактичних даних, отриманих під час дослідження, будується регулювальна крива, яка показує залежність дебіту нафти Qн та питомих витрат робочого агента Ro від витрат робочого агента V . Найвигідніші режими роботи дослідженої компресорної свердловини будуть знаходитись між Qопт (дебіт компресорної свердловини, яку дослідили) та Qmax.
Глибиннонасосні свердловини. Для тестування глибиннонасосних свердловин регулювальні криві, які показують залежність дебіту нафти і води (у %) від довжини ходу полірованого штока L, тобто Qн = f(L) і Qв = f(L), дуже рідко використовуються.
Побудова індикаторних діаграм
Суть методу полягає в тому, що при роботі свердловини на декількох різних послідовно змінних усталених режимах визначають залежність дебіту нафти (газу), газового фактора, кількості винесеної води та піску від перепаду тиску між пластом і вибоєм свердловини. Режим експлуатації свердловини вважається усталеним, якщо її дебіт і вибійний тиск протягом певного часу (2-3 заміри за 4-6 годин) практично не змінюється, тобто залишається постійним.
Результати досліджень свердловини на приплив методом усталених відборів зображають у вигляді індикаторних діаграм. Це залежність дебіту свердловини від депресії.

Діаграма 1, яка має вид прямої, є характерною для свердловин, які експлуатують пласти з напірними режимами, при притокові однорідної рідини, коли інерційні сили незначні.
Коли при збільшені депресії на пласт і підвищенні швидкостей фільтрації рідин і газів інерційні сили суттєво підвищуються, лінійний закон фільтрації порушується і індикаторна діаграма 2 викривлюється (стає випуклою до осі дебітів).
Діаграми третього типу характерні для нафтових свердловин, які експлуатують пласти на режимах розчиненого газу, або для тріщинуватих нафтонасичених колекторів.
Діаграма 4, яка має вигляд кривої і не проходить через початок координат, а відсікає на осі депресій відрізок (po, вказує на те, що нафта свердловини яку дослідили має неньютонівські властивості.
Діаграми п’ятого типу, як правило є наслідком дефектів досліджень (коли дебіти та вибійні тиски визначені при неусталених режимах роботи свердловин).

Коефіцієнт продуктивності свердловини визначають поділом дебіту на величину депресії (м3/Па(с, т/Па(с). 13EMBED Equation.31415
По прямолінійній ділянці індикаторної кривої визначають питомий коефіцієнт продуктивності.
За коефіцієнтом продуктивності визначають гідропровідність і проникність пласта, а також визначають коефіцієнт гідродинамічної недосконалості свердловини: 13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415 13EMBED Equation.31415
де h – ефективна товщина пласта, м; rc – радіус свердловини, м; ( – коефіцієнт гідродинамічної недосконалості свердловини; S – показник гідродинамічної недосконалості свердловини (скін-ефект).





56. Гідропрослуховування
Гідропрослуховування пласта – метод гідродинамічного дослідження свердловин за неусталених режимів фільтрації з метою визначення параметрів і будови пласта за результатами вимірювання зміни тиску в часі у свердловинах. Методи гідропрослуховування дозволяють крім гідропровідності визначити і п’єзопровідність пласта – параметр, який характеризує пружні властивості пласта і рідини, яка його насичує.
Спочатку гідропрослуховування використовувалось для визначення взаємодії свердловин. Розробка та вдосконалення гідродинамічних методів гідропрослуховування значно розширили коло задач, які розв’язуються методами гідродинамічних досліджень (визначення непроникних меж і положення водогазонафтових контактів, визначення місць локальних та площинних сполучень між пластами – місць перетоку). Також застосовують при розв’язанні задач контролю процесів розробки нафтових і газових родовищ та підземних сховищ газу, методів впливу на пласт.
Визначення параметрів пласта за допомогою еталонних кривих
Вихідна формула:
13EMBED Equation.31415(р(r,t) – змінна пластового тиску в реагуючій свердловині, викликана зміною режиму роботи (пуском, зупинкою) збуджуючої свердловини в момент часу t=0 на постійну величину Q0, r – віддаль від збуджуючої до реагуючої свердловини.
Використовуючи фактичні величини перепаду тиску (рф та часу tф, параметри пласта вираховують за формулами: 13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415
Дослідну криву будують в логарифмічній сітці в масштабі еталонної кривої.
Цей метод застосовують тільки для монотонних кривих. Якщо вони не монотонні, то співвідношення дослідної кривої з еталонною ускладнюються і тому необхідно використати інші аналітичні методи.

Диференціальний метод

Використовують закон зміни тиску в однорідному безмежному пласті, який дренується одиничним точковим джерелом із змінним дебітом Q(t), відрахованим від початкового стаціонарного дебіту Q0 існуючого в момент часу t = 0.
13EMBED Equation.31415
Побудувавши в координатах залежність 13EMBED Equation.31415 отримуємо пряму, за нахилом і якої, де i = tg(, визначається п’єзопровідність пласта 13EMBED Equation.31415
а за відрізком В, який відсікається на осі ординат – гідропровідність 13EMBED Equation.31415 r –віддаль між свердловинами
Диференціювання приводить до неминучих помилок (особливо при немонотонних кривих). Тому точніше параметри пласта можна визначити інтегральним методом.

Інтегральний метод
Вихідна формула береться та ж сама, що і для диференційного методу: 13EMBED Equation.31415
Перебудувавши фактично криву, отриману в реагуючій свердловині, в координатах 13EMBED Equation.31415 отримаємо пряму, за нахилом і якої визначається п’єзопровідність 13EMBED Equation.31415 де і = tg(, а за відрізком, що відтинається на осі ординат, знаходять гідропровідність пласта 13EMBED Equation.31415
Метод дотичної
Будується залежність (р(r, t), t. Проводиться дотична до кривої з початку координат.
Вираховуємо п’єзопровідність пласта за формулою 13EMBED Equation.31415а гідропровідність13EMBED Equation.31415 де (р(r, tд) – тиск у свердловині в момент часу tд.


57. Гідродинамічні дослідження свердловин на неусталеному режимі
При розробці та експлуатації нафтових та газових родовищ у пластах нерідко виникають неусталені процеси, які пов'язані з пуском або зупинкою свердловин та зі зміною темпу відбору флюїдів. Характер цих процесів виявляється у перерозподілі пластових тисків, у зміні в часі швидкостей фільтраційних потоків, дебітів свердловин тощо. Ці неусталені процеси залежать від пружних властивостей пластів та рідин, що їх насичують, тобто основною формою пластової енергієї у цих процесах є енергія пружної деформації флюїдів (нафти, води, газу) та матеріалу, з якого складається пласт. Тому обробка даних досліджень свердловин при неусталеному режимі фільтрації базується на теорії пружності пластової системи.
Неусталений розподіл тиску у пружному однорідному пласті, який насичений однорідною пружною рідиною або пружним однорідним газом довкола збурюючої свердловини після зміни режиму її роботи або у випадку її зупинки, задовільняє основному диференціальному рівнянню 13EMBED Equation.31415де p – тиск у точці пласта, що знаходиться на відстані r від свердловини, Па; r – відстань від свердловини, м; ( – крефіцієнт п'єзопровідності пласта, м2/с.
Коефіцієнт п'єзопровідності пласта ( характеризує швидкість розповсюдження пружної хвилі у пружному пласті, який насичений пружним флюїдом і визначається для нафтового пласта за формулою 13EMBED Equation.31415а для газового пласта13EMBED Equation.31415 де k – проникність пласта, м2; (н – динамічна в'язкість нафти, Па(с; (г – динамічна в'язкість газу, Па(с; pпл – пластовий тиск, Па; m – пористість пласта; (* – приведений коефіцієнт стисливості рідини і породи, який визначають за формулою13EMBED Equation.31415 тут (р – коефіцієнт стисливості рідини, Па-1; (с – коефіцієнт об'ємної пружності гірської породи, Па-1.

Методи визначення параметрів пласта за кривими відновлення тиску без врахування припливу
Критерієм практичного застосування методів визначення параметрів пласта за кривими відновлення тиску без врахування припливу є умова, яку можна записати у такому вигляді 13EMBED Equation.31415де tп – мінімально необхідний час тривалості зупинки свердловини, с; V(t) – об'єм рідини, який накопичився у свердловині після її зупинки, м3; Q – дебіт свердловини перед зупинкою, м3/с; П – бажане обмеження похибки.
Перевагою цих методів є відносна простота математичної інтерпретації дослідних даних; недоліком – необхідність довготривалої зупинки свердловини при низькій проникності колектора, а також незначній зміні тиску в свердловині по закінченні часу tп на кінцевому етапі. В більшості випадків зміна вибійного тиску не виходить за межі похибки глибинних приладів.
Метод Р.Д.Хорнера
Використовують формулу:
13EMBED Equation.31415
При визначенні фізичних параметрів газового пласта за методом Р.Д.Хорнера маємо13EMBED Equation.31415 де z – коефіцієнт надстисливості газу; pат – атмосферний тиск, Па; Tпл – пластова температура, K; Tст – стандартна температура, яка дорівнює 293 K.
За методом Р.Д.Хорнера промислова крива відновлення тиску будується у системі координат 13EMBED Equation.31415 для нафтового пласта та 13EMBED Equation.31415 для газового пласта. При нескінченно довгій зупинці тиск у свердловині повністю відновлюється до початкового.
Визначають параметри пласта:
для нафтового пласта коефіцієнт проникності13EMBED Equation.31415 коефіцієнт рухливості13EMBED Equation.31415коефіцієнт гідро провідності 13EMBED Equation.31415
для газового пласта коефіцієнт проникності13EMBED Equation.31415коефіцієнт рухливості13EMBED Equation.31415
коефіцієнт гідропровідності13EMBED Equation.31415
Метод дотичної
13EMBED Equation.31415
Для визначення фізичних параметрів газового пласта за методом дотичної використовуємо формулу: 13EMBED Equation.31415де z – коефіцієнт надстисливості газу; pат – атмосферний тиск, Па; Tпл – пластова температура, K; Tст – стандартна температура, яка дорівнює 293 K; b – коефіцієнт двочленної формули усталеного припливу (7.19), Па2(с2/м6.
Отже, побудувавши криву відновлення тиску в координатах (pв(t) - lnt – для нафтового пласта або в координатах (p2в(t) - lnt – для газового пласта, та провівши дотичну до прямолінійної її ділянки, отримаємо пряму, за нахилом якої до осі абсцис i та відрізком, який вона відсікає на осі ординат A, знаходимо гідродинамічні параметри:
для нафтового пласта 13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415 коефіцієнт проникності 13EMBED Equation.31415коефіцієнт рухливості 13EMBED Equation.31415 коефіцієнт гідро провідності 13EMBED Equation.31415комплекс13EMBED Equation.31415та приведений радіус 13EMBED Equation.31415
для газового пласта 13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415коефіцієнт проникності 13EMBED Equation.31415коефіцієнт рухливості 13EMBED Equation.31415коефіцієнт гідро провідності 13EMBED Equation.31415Комплекс 13EMBED Equation.31415 та приведений радіус 13EMBED Equation.31415





Метод І.А.Чарного
Цей метод розроблено І.А.Чарним і базується він на використанні формули М.Маскета для обмеженого пласта з постійним тиском на контурі живлення13EMBED Equation.31415де xn – корені рівняння Io (xn) = 0; Io, I1 – функції Бесселя дійсного аргументу першого роду нульового та першого порядку.
Якщо побудувати криву відновлення тиску в координатах ln(p(t), t – для нафтового пласта або в координатах ln(p2(t), t – для газового пласта, отримаємо пряму, по нахилу якої до осі абсцис ( та відрізку, який відсікає пряма на осі ординат В, знаходимо гідродинамічні параметри:
для нафтового пласта13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415коефіцієнт гідро провідності 13EMBED Equation.31415коефіцієнт п'єзопровідності13EMBED Equation.31415
для газового пласта13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415коефіцієнт гідропровідності13EMBED Equation.31415коефіцієнт п'єзопровідності13EMBED Equation.31415
При невідомому пластовому тиску І.А.Чарним було запропоновано інший метод обробки кривих відновлення тиску – диференціальний. Вихідною в цьому методі є формула:
для нафтового пласта13EMBED Equation.31415
для газового пласта13EMBED Equation.31415
Варто зауважити, що дослідження за методом І.А.Чарного на практиці пов'язані з дуже тривалою зупинкою свердловини. Зупинка повинна продовжуватись до відчутного впливу фізичних контурів покладу, тобто приблизно до t > R2к/4(.

Методи визначення параметрів пласта за кривими відновлення тиску з врахуванням припливу
Проведення експериментальних та промислових досліджень показали, що немиттєве припинення припливу істотно спотворюють криві відновлення тиску, особливо їх початкові ділянки. При тривалому спостереженні криві відновлення тиску асимптотично прямують до прямої, яка відповідає миттєвому закриттю свердловини на вибої. Спотворення початкових ділянок за рахунок припливу веде до того, що початкові ділянки, які несуть інформацію про привибійну зону, виявляються дефектними.
Окрім того, необхідно відзначити, що форма кривих відновлення тиску в координатах (p - lnt при наявності притоку рідини після зупинки свердловини є такою, що практично завжди можна виділити прямолінійний відрізок на графіку і помилково прийняти його за асимптотичну пряму, яка відповідає фільтраційним параметрам пласта.
При зупинці свердловини на усті значні об'єми вільного газу, який рухався разом з нафтою, залишається в підйомних трубах і внаслідок сепараційних процесів, збираючись у верхній частині підйомних труб, також утворять газову подушку.
Наявність таких газових подушок приводить до того, що за рахунок стиснення газу в них приплив рідини до вибою припиняється не миттєво, а поступово, затухаючи від значення дебіту перед зупинкою до нуля. А це означає, що немиттєве припинення припливу рідини до вибою зупиненої на усті свердловини суттєво впливає на процес відновлення тиску на вибої і тим самим на форму кривих відновлення.
Щоб уникнути цього, рядом дослідників були запропоновані методи опрацювання кривих відновлення тиску, які дають можливість використати початкову криволінійну частину графіка.
Приплив рідини у свердловину визначається або безпосередньо свердловинними дебітомірами, або обчисленням за формулою
13EMBED Equation.31415 де fп – площа поперечного перерізу насосно-компресорних труб, м2; fз – площа поперечного перерізу затрубного (кільцевого) простору, м2; pв – вибійний тиск, Па; pб – буферний тиск, Па; pз – затрубний тиск, Па; (пл – густина рідини в пластових умовах, кг/м3; g – прискорення вільного падіння, м/с2.
Сумарний приплив або кількість рідини, що поступила з пласта у свердловину після її зупинки, можна знайти за формулою
13EMBED Equation.31415де V(t) – накопичений об'єм рідини у свердловині, м3.

Метод поправочного коефіцієнта Ф.А.Трєбіна, Г.В.Щербакова
Розглядаючи процес відновлення вибійного тиску, який базується на використанні рівняння для тиску навколо точкового джерела у нескінченному пласті і вводячи приведене відновлення тиску (p*в(t) = Z(pв(t), що відрізняється від (pв(t) та наближує реальну криву відновлення вибійного тиску (при наявності неминучого припливу після зупинки свердловини) до теоретичної.
Використовують емпіричний поправочний коефіцієнт13EMBED Equation.31415значення якого в міру зростання часу наближується до одиниці.
Поправочний коефіцієнт Z визначають за формулою13EMBED Equation.31415де Q – дебіт свердловини перед зупинкою, м3/с.
Отже, побудувавши криву відновлення тиску в координатах Z(pв(t) - ln t – для нафтового пласта або у координатах Z(p2в(t) - ln t – для газового пласта отримаємо пряму, за нахилом якої до осі абсцис i та відрізку, що вона відсікає на осі ординат A, знаходимо гідродинамічні параметри:
для нафтового пласта13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415
для газового пласта13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415




58. Прилади спускають у свердловини без зупинки їхньої роботи. Оскільки доступ до вибою через НКТ(насосно-компресорні труби) можливий у фонтанних і газліфтних свердловинах, на устях яких завжди є тиск, іноді дуже значний, то вимірювальні прилади в діючу свердловину спускають через лубрикатор який складається з корпуса , що встановлюється на верхній фланець буферної засувки устьової арматури свердловини. Розміри корпуса мають бути достатніми для розміщення в ньому приладу, який спускається . На верхньому кінці корпуса є чепцевий пристрій і кронштейн , який утримує напрямний ролик . Лубрикатор має спускний краник та зрівноважувальний відвід .
Лубрикатор встановлюють при закритій засувці без порушення режиму фонтанної чи газліфтной свердловини, нафта з якої надходить безупинно в бічний відвід . Перед спуском приладу в свердловину відкручується чепцева кришка , через яку протягується кабель або дріт.
Глибинний прилад із приєднаним дротом опускають в корпус лубрикатора, після чого загвинчують чепцеву кришку . Дріт заправляється на напрямний ролик і йде до барабана піднімальної лебідки транспортованої на автомашині.
Після зарядки лубрикатора відкривається засувка , тиски зрівнюються; після чого прилад спускають у свердловину. Довжина змотаного з барабана дроту або кабелю вимірюється спеціальним вимірювальним роликом, з'єднаним з лічильником, який показує глибину спуску приладу. Після вимірів прилад витягується у зворотному порядку. Спочатку він вводиться в корпус лубрикатора, потім закривається засувка і після зрівноважування тиску за допомогою крана відкривається чепцева кришка і прилад витягується на поверхню.
Для насосної експлуатації є малогабаритні лубрикатори. Часто викликає утруднення, тому що зустрічний потік рідини через гідравлічні опори, зумовлені наявністю приладу, перешкоджає його спуску. У подібних випадках до глибинних приладів підвішують вантажну штангу. При дуже великих дебітах, перед спуском приладу, прикривають викидну засувку регульованого штуцера, при цьому зменшуючи дебіт до такого, при якому спуск приладу стає можливим. Після спуску приладу нижче башмака НКТ, де швидкість висхідного потоку мала, роботу свердловини знову переводять на колишній режим. Однак таке порушення може відбитися на вимірюваних параметрах, тому після такої операції свердловині необхідно дати можливість вийти на сталий режим.
Багато свердловинних приладів (манометри, термометри, пробовідбірники) мають автономну реєстрацію вимірюваних параметрів усередині самого приладу. Такі апарати спускаються на сталевому (з міцної тигельної сталі) дроті діаметром 1,6-2,2 мм. Дріт не повинен мати скруток і спайок, тому що має безперешкодно проходити через сальник лубрикатора. Усі прилади з дистанційною реєстрацією показань і дебітоміри з дистанційним керуванням розкриття і закриття пакера спускаються на тонкому електричному кабелі.
Свердловинні дослідження здебільшого полягають у вимірах вибійних тисків за допомогою манометрів. Існує багато типів свердловинних манометрів, але найпростішим і найрозповсюдженішим є манометр свердловинний геліксний (МГН-2) з автономною реєстрацією . Чуттєвим елементом у цьому манометрі є багатовиткова пустотіла плоска пружина-гелікс , заповнена під вакуумом легкою олією. При тискові всередині пружини кожен виток, як і в звичайному манометрі, розвертається на деякий кут навколо вертикальної осі. Останній верхній заглушений виток повертається на кут, який дорівнює сумі кутів повороту всіх витків. На верхньому витку закріплене легке дряпаюче перо, кут повороту якого пропорційний тиску. Нижній кінець геліксної пружини з’єднується із сильфоном (еластична металева гармошка), яка виконує роль роздільника рідин. Сильфон також заповнений олією. Він омивається свердловинною рідиною, тиск якої без втрат передається через сильфон рідини всередині гелікса.
Реєструюча частина складається з наступних елементів. Годинниковий механізм приводить в обертальний рух ходовий гвинт , який передає каретці рівномірний поступальний рух. Тому вертикальне переміщення каретки пропорційне часу, який пройшов з моменту пуску годинникового механізму на поверхні перед герметизацією приладу.
Усі деталі манометра, за винятком сильфона, розміщені в міцному герметичному корпусі , всередині якого зберігається атмосферний тиск. Камера, в якій розміщений сильфон, з’єднується через отвір із зовнішнім середовищем. Часто в нижній частині приладу в спеціальній камері міститься звичайний максимальний термометр для реєстрації температури на вибої свердловин і внесення температурних виправлень у показання манометра.
На внутрішній стороні каретки (стакана) закладається бланк із спеціального паперу, на якому вістря дряпаючого пера, залишає тонкий слід при надзвичайно малому терті. Перо пише дугу, пропорційну тискові. При цьому каретка безупинно переміщається. Отже, на паперовому бланку залишається запис у координатних осях р і t (тиск і час). Розшифровка запису, тобто вимір ординат (р), здійснюється на оптичних столиках з мікрометричними гвинтами.
Свердловинні манометри повинні мати невеликий діаметр і практично необмежену довжину. В той же час вони повинні мати велику точність вимірів, тому що не так важливо знати точний абсолютний тиск, як важливо точно знати зміну цього тиску при вимірі, наприклад, депресії або при знятті кривої відновлення тиску.
Є манометри так званого поршньового типу МГП , чуттєвим
елементом у яких є шток-поршень, розтягнутий пружиною Диференціальний манометр призначений для точнішого вимірювання тиску в свердловині, починаючи із заданої величини, яка залежить від тиску зарядки вимірювальної камери приладу. В принципі це той же поршневий манометр, у верхній камері якого не атмосферний тиск, а тиск зарядки.
Малогабаритні манометри. Існує велика кількість так званих малогабаритних свердловинних приладів для гідродинамічних досліджень в свердловинах. Зовнішній діаметр таких приладів 18-22 мм. Довжина від 0,7 до 2 м. Ці прилади створені для вимірювання через кільцевий простір між обсадною колоною і НКТ.
Принцип вимірювань - перетворення витрат рідини, яка протікає, в електричні імпульси, частота яких пропорційна витраті.
Реєсруючими параметрами є тиск на глибині спуску приладу, температура, витрата рідини, співвідношення нафти і води в потоці, місце розташування порушень суцільності металу труб.

59)Свердловинні дебітометричні дослідження
При видобутку нафти і газу дуже рідко приходиться експлуатувати однорідні, монолітно насичені нафтою пласти.
Для видобутку нафти і розробки нафтового родовища необхідно знати: інтервали, які віддають продукцію, частку працюючих інтервалів від загальної товщини пласта; поглинаючі інтервали в нагнітальних свердловинах; розподіл закачуваного агента по інтервалах; пайова участь пропластків у сумарній продукції свердловин; розподіл інтенсивності припливу або поглинання уздовж інтервалу розкриття; склад продукції, який надходить у свердловину з того чи іншого інтервалу; ступінь виробленості запасів нафти з окремих пропластків, розкритих загальним фільтром, ступінь компенсації закачуванням відібраної нафти; необхідність впливу на привибійну зону свердловини для стимулювання віддачі або поглинання пластів, а також результати впливу, параметри окремих пропластків; частку працюючих інтервалів від загальної товщини пласта або пропластка; поглинаючі інтервали в нагнітальних свердловинах; поглинаючу здатність кожного інтервалу; пайову участь різних інтервалів або окремих ділянок даного інтервалу в сумарній продукції свердловини; як розподіляється інтенсивність припливу чи поглинання уздовж інтервалу розкриття; склад продукції, яка надходить у свердловину з того чи іншого інтервалу (наявність обводнених чи частково обводнених пропластків); ступінь виробленості запасів нафти з окремих пропластків або пластів, розкритих загальним фільтром; ступінь компенсації закачуванням відібраної нафти з тих чи інших пропластків або пластів; інтервали, які необхідно обробити кислотою, провести навпроти них гідравлічний розрив або додаткову перфорацію для стимулювання їхньої роботи на віддачу чи на поглинання; результати впливу на привибійну зону геолого-технічних заходів щодо інтенсифікації припливу або поглинання; пластові параметри окремих пропластків, індикаторні лінії і статичні тиски в цих пропластках.
Відповіді на перераховані питання можна отримати за допомогою дебітометричних досліджень свердловини, в яку на кабелі спускається сквердловинний прилад - дебітомір для видобувних і витратомір для нагнітальних свердловин. При переміщенні такого приладу уздовж розкритого інтервалу свердловини надходить інформація про розподіл інтенсивностей припливу або поглинання уздовж перфорованої ділянки пласта.
Принципи виміру витрат рідини при припливові чи при поглинанні можуть бути різними, але можна уявити, що в приладі є вертушка (лопатеве колесо), кількість оборотів якої пропорційна витраті рідини, яка протікає через неї. Обороти вертушки можна трансформувати в електричні імпульси які по кабелю передаються на поверхню і фіксуються спеціальним приладом-лічильником імпульсів. Частота імпульсів, пропорційна розходу, може трансформуватися в струм або напругу і подаватися на стрілочний прилад, відградуйований в одиницях об'ємного розходу. Глибина спуску приладу і її зміна при переміщенні приладу також фіксується відповідним пристроєм. В результаті виходить залежність припливу або поглинання від глибини спуску приладу, тобто дебітограма.
На дебітограмах відбиваються інтервали не тільки припливу, але і поглинання, тобто за допомогою свердловинних дебітомірів можна знайти внутрішньосведловинні перетоки і визначити їхню інтенсивність.
За даними дебітометричних досліджень свердловин на декількох сталих режимах можна визначити коефіцієнти продуктивності окремих пластів, побудувати для них індикаторні лінії і визначити пластові тиски для кожного пласта. Це дозволяє глибше вивчити гідромеханіку роботи такої складної неоднорідної багатопластової системи.
З цією метою при кожному сталому режимі роботи свердловини, що характеризується стабільністю її дебіту, проводяться дебітометричні вимірювання, на підставі яких визначаються дебіти кожного пласта QІ, QІІ і Qш і так далі. Одночасно манометром виміряється вибійний тиск, який відповідає першому режиму роботи свердловини. Ці дані можна отримати і за допомогою комплексного свердловинного приладу, який вимірює одночасно розхід, тиск і інші величини, як, наприклад, температуру і вміст води в потоці. Зміною штуцера або закриванням засувки на усті свердловини встановлюється другий режим, при якому також визначаються дебітоміром профілі припливу і новий вибійний тиск.
Для правильних кількісних вимірів дебітомірами останні обладнуються спеціальними легкими пакерами зонтичного типу, які перекривають кільцевий зазор між добітоміром і обсадною колоною і управляються з поверхні по електричному кабелю. Такі пакери направляють увесь висхідний потік рідини через вертушку або інший вимірювальний елемент приладу. Тому профіль припливу знімається не безперервно, а ступінчасто при розкритті пакера на кожній ступені Сучасні свердловинні прилади є комплексними й одночасно реєструють такі параметри, як розхід, тиск, температура, вміст води в потоці, а також місце розташування порушення цілісності металу сталевих труб. Дебітометричні дослідження досить просто проводяться у фонтанних і газліфтних свердловинах, в яких внутрішній перетин НКТ відкритий і глибинний прилад безперешкодно можна спустити у фільтрову частину обсадної колони. Що стосується подібних досліджень у свердловинах, обладнаних ЗЕВН і ШСН, то в них такі дослідження майже нездійсненні. Іноді в таких випадках спускають дебітоміри на кабелі разом з насосним устаткуванням і НКТ. Після пуску свердловини і закінчення добітометричних досліджень для витягування приладу знову приходиться витягати колону НКТ і насосне устаткування, причому часто пошкоджується і навіть обривається кабель під час спуско-підйомних роботах.

60. Відомо, що коливання температури на земній поверхні викликають зміни температури на малій глибині. Добові коливання температури загасають на глибині меншій метра, а річні - на глибині приблизно 15 м. Цей рівень називають нейтральним шаром, нижче якого температура постійна і рівномірно наростає від дії теплового потоку, що йде з глибини землі. Загальний тепловий потік земної кулі становить 25,12 млрд. кДж/с. Для створення такого теплового потоку потрібно в добу спалювати 50 млрд. м метану.
Початкова термограма, заміряна до пуску свердловини в роботу, дає представлення про природне незбурене теплове поле Землі. Термограма працюючої свердловини відбиває всі теплові збурювання, викликані припливом рідини або її поглинанням, а також зміною їхньої інтенсивності. Тому основою для виділення продуктивних чи поглинаючих інтервалів, визначення їхньої товщини, інтенсивності поглинання і виявлення загального стану привибійної зони є розходження між геотермою та термограмою діючої свердловини.
Для визначення витрат, які приєднуються, Qп необхідно заміряти Q - розхід рідини в колоні вище покрівлі пласта, який приєднується; АТв - температурний стрибок у зоні змішування потоків, тобто охолодження висхідного потоку навпроти пласта, який приєднується; АТп - збільшення температури потоку пласта, який приєднується, заміряне як різниця температури в покрівлі пласта й умовної геотерми, тобто геотерми, виправленої на дросельний ефект Св і Сп - теплоємності. Очевидно, що при підвищенні чутливості свердловинного термометра і його роздільної здатності можливості термометричних досліджень свердловини розширяться. В даний час є свердловинні термометри-дебітоміри, основані на принципі охолодження нагрітої електрострумом спіралі, яка омивається потоком рідини. Охолодження спіралі тим інтенсивніше, чим інтенсивніша витрата рідини. Можна експериментально встановити залежність між температурою спіралі і витратою рідини. Таким термодебітоміром вздовж досліджуваного інтервалу знімаються дві термограми: звичайна, коли нагріта спіраль піддається впливу потоку, і геотерма в зупиненій свердловині, яка показує зміну температури нагрітої спіралі в залежності від глибини. По різниці показань цих двох термограм і за допомогою каліброваних кривих визначається зміна розходу вздовж досліджуваного інтервалу.
Цим не вичерпуються можливості термометричних досліджень свердловин. Вивчення зміни температури на вибої свердловини при зміні режиму її роботи містить у собі можливості термозондування пласта для визначення його параметрів. У цьому відношенні температурні дослідження газових свердловин, у яких ефект Джоуля-Томсона зумовлює сильніші температурні зміни, які досягають 40°С, дають надійніші результати таких досліджень.



61. Ці методи є перспективними для видобутку високов’язких нафт і нафт з нен’ютонівськими властивостями. Проте існують родовища з такими умовами залягання і властивостями нафти, при яких теплові методи впливу можуть виявитися єдиними, які допускають промислову розробку.
Якщо пластова температура рівна або близька до температури початку кристалізації парафіну в пластових умовах, то витіснення нафти холодною водою приводить до охолодження пласта, випадання парафіну і закупорки пор, що посилюється при сильній шаруватості пласта. Закачувана холодна
вода, швидко просуваючись по найпроникнішому прошарку, стане джерелом охолодження вище і нижче залягаючих менш проникних прошарків. Охолодження приведе, в кращому випадку, до загущення нафти, а в гіршому - до випадання розчинених парафінів в тверду фазу і консервацію запасів нафти в пропластках. Вказані особливості властивостей нафти і сильна пошарова неоднорідність пласта можуть привести до отримання значного ефекту при закачуванні в пласт теплоносія. В цьому випадку гаряча вода (або пара), проникаючи по добре проникному прошарку, буде прогрівати вище і нижчезалягаючі шари пласта, що приводить до зниження в’язкості нафти і сприяє повнішому видобутку запасів.
Методи теплового впливу на пласт перспективні як методи збільшення нафтовіддачі пластів і як ледве не єдиний спосіб видобутку високов’язких нафт та бітумів.
Розрізняють такі основні види теплових методів.
- Закачування в пласт гарячих теплоносіїв (вода, пара).-вплив на пласт
-Створення внутрішньопластового рухомого осередку горіння.-впл. на пласт
-Циклічна теплова обробка привибійної зони пласта. –вплив на привиб. зону
Найкращі теплоносії серед технічно можливих - вода і пара.
При рухові гарячої води по трубопроводах і пласту відбувається її охолодження. При рухові пари такого зниження температури не відбувається завдяки прихованій теплоті пароутворення і зміни її сухості. Процеси теплового впливу пов’язані з втратою теплоти в трубопроводах, свердловині
і в самому пласті на прогрівання покрівлі та підошви. К.к.д. використовуваних парогенераторів близько 80%.
При закачуванні води в пласт формується дві зони: зона з падаючою температурою і зона, не охоплена тепловим впливом, з початковою пластовою температурою.
При закачуванні пари формується три зони: перша зона з приблизно однаковою температурою, насичена парою, температура якої залежить від тиску в цій зоні. Друга зона - зона гарячого конденсату (води), в якій температура знижується від температури насиченої пари до початкової пластової. Третя зона - зона, не охоплена тепловим впливом, з пластовою температурою.
Внаслідок втрат теплоти, яка є в теплоносієві, на прогрівання пласта і навколишніх порід тепловий фронт відстає від фронту витіснення (теплоносія), причому чим менша товщина пласта, тим відставання більше при рівних умовах. Це пояснюється тим, що при малій товщині пласта частка втрат теплоти в покрівлю і підошву пласта більша і охолодження теплоносія відбувається швидше.
При закачуванні пари також відбувається відставання температурного фронту від фронту витіснення. Проте за рахунок прихованої теплоти пароутворення при конденсації пари прогріта зона пласта збільшується в 3-5 разів (залежно від сухості закачуваної пари та тиску) порівняно із закачуванням гарячої води. В цьому полягає одна із переваг використання теплоносієм пари порівняно з гарячою водою.
При закачуванні гарячої води в зоні, не охопленої тепловим впливом, відбувається витіснення нафти водою в ізотермічних умовах, а в нагрітій зоні, в якій температура змінюється від пластової до температури води на вибої свердловини, - в неізотермічних. При цьому знижується в’язкість нафти, покращується співвідношення рухливості нафти і води, відбувається теплове збільшення об’єму нафти і ослаблення молекулярно-поверхневих сил. Все приводить до збільшення нафтовилучення.
Роль кожного із перерахованих факторів залежить як від температурної обстановки в пласті, так і від фізико-хімічних властивостей пластової нафти (густина, в’язкість, наявність легких компонентів тощо).
Крім того, на практиці помічено збільшення та наступна стабілізація прийомистості нагнітальних свердловин при закачуванні гарячої води. Проте при закачуванні пари в результаті впливу прісного конденсату на глинисті компоненти пористого середовища, який приводить до набрякання глин, може спостерігатися і зниження прийомистості. На кожній установці передбачені системи підготовки і подачі палива (газ, нафта) і повітря, а також необхідна автоматика і контрольно- вимірювальна апаратура для автоматичного або напівавтоматичного регулювання підготовки пари. До обов’язкових елементів процесу підготовки пари в парогенераторній установці відносяться:
-Попередня фільтрац води через освітлювальний фільтр для видалення механічних домішок.
-Фільтрація живильної води через натрій-катіонітові фільтри для пом’ягчення води, тобто для видалення з неї солей жорсткості.
-Деаерація для видалення з води агресивних газів і кисню. Деаерація може бути гарячою і холодною, високого і низького тиску. Для зв’язування залишкового кисню у воду вводять хімічні реагенти
-Подача підготовленої води насосом високого тиску в прямоточний паровий котел для генерації пари потрібної температури і тиску із сухістю близько 80%. Це дозволяє знизити вимоги до процесу пом’ягчення води, тому що розчинені солі, які залишилися, утримуються в крапельній волозі котлової води і виносяться разом з парою.
Закачування теплоносія може бути ефективним при невеликих глибинах залягання пластів (сотні метрів) і незначних віддалях між нагнітальними і видобувними свердловинами (десятки метрів).
В зв’язку з цим циклічне закачування пари у видобувні свердловини для очищення привибійної зони, розплавлення в ній смол і парафінів з наступним переводом таких свердловин на режим відбору знайшли широке розповсюдження.
Внутрішньопластове горіння
Створення рухомого фронту горіння безпосередньо в пласті скорочує втрати теплоти і підвищує ефективність теплового впливу. В пористому середовищі, насиченому частково коксоподібними залишками нафти, можливе безперервне горіння при подачі в пласт повітря в необхідних кількостях.


62. 8.4. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення
Фізико-хімічні методи забезпечують збільшення коефіцієнтів витіснення та охоплення одночасно або одного з них. Серед них виділяють дві групи: методи, які покращують заводнення, основані на зниженні міжфазного поверхневого натягу та зміні співвідношень рухомостей фаз і збільшують коефіцієнти витіснення та охоплення; методи вилучення залишкової нафти із заводнених пластів, основані на повній або частковій змішуваності робочих агентів з нафтою і водою.
Методи, які покращують заводнення
До них відносяться методи, в яких робочими агентами використовують поверхнево-активні речовини (ПАР), полімери, луги і сірчану кислоту.
Метод закачування водних розчинів ПАР. Неіоногенні ПАР типу ОП- 10 при оптимальному масовому вмісті 0,05-0,1% забезпечують зниження поверхневого натягу від 35-45 до 7-8 мН/м, збільшення кута змочування від 18 до 27° і зменшення натягу змочування у 8-10 разів. Проте такі розчини здатні забезпечити підвищення нафтовилучення не більше, ніж на 2-5%.
Об’єми закачуваних розчинів ПАР мають бути дуже великими (не менше 2-3 об’ємів пор).

Методи вилучення залишкової нафти із заводнених пластів
Після застосування звичайного заводнення, фізико-гідродинамічних і газових методів та методів, які покращують заводнення, в покладах залишається до 30-70% запасів нафти. Цю залишкову нафту здатні витіснити лише ті робочі агенти, які змішуються з нафтою і водою або мають низький міжфазний натяг.
Витіснення нафти діоксидом вуглецю. Метод оснований на добрій розчинності діоксиду вуглецю в пластових флюїдах, що забезпечує об’ ємне розширення нафти в 1,5-1,7 разів, підвищення змішуваності його з нафтою (усунення капілярних сил), зниження в’ язкість нафти і як наслідок, підвищення коефіцієнта витіснення (до 0,95).
Джерелами надходження СО2 можуть бути поклади вуглекислого газу, теплові електростанції, заводи, на яких отримують штучний газ з вугілля і сланців, та інші хімічні заводи.
Діоксид вуглецю закачують у внутрішньоконтурні нагнітальні свердловини.
Міцелярний розчин - це тонкодисперсна колоїдна система з вуглеводневої рідини (від скрапленого нафтового газу до сирої легкої нафти), води та водонафторозчинної ПАР, стабілізованої спиртом (ізопропиловим, бутиловим). Міцелярне заводнення знижує міжфазний натяг у пласті при оптимальному складі практично до нуля (не більше 0,001 мН/м). За лабораторними даними коефіцієнт нафтовилучення при міцелярному заводненні становить 80-98%.

Форсований відбір рідини. Форсований відбір рідини із сильно обводнених покладів розглядається як завершальний процес експлуатації.
Форсують відбір поступово: спочатку збільшують дебіти окремих свердловин на 30-50%, потім доводять відбір до дво-, чотирикратного. Отже, залишкові накопичення нафти, які обминула вода при просуванні її по пласту, при підвищенні швидкостей фільтрації рідини поступово вимиваються із застійних зон, і загальний коефіцієнт нафтовилучення при цьому збільшується. Практика показує, що найкращі результати при форсованих відборах рідини можна отримати в тому випадку, якщо продукція свердловин обводнена на 75-85%. Крім того, умовами, які забезпечують найбільшу ефективність методу, є висока проникність порід і високі рівні рідини в свердловинах.
Засобами форсованого відбору можуть бути будь-які технічні пристосування, здатні переміщувати великі кількості рідини: глибинні насоси великих діаметрів, заглибні насоси, газоповітряні підйомники.

63. Причини пов’язані з виходом з ладу підземного або наземного обладнання, зі зміною пластових умов, з припиненням подачі електроенергії або газу для газліфтних свердловин з припиненням відкачування та транспортування рідини на поверхні тощо. Підземний ремонт свердловин в більшості випадків носить характер планово-попереджувального ремонту.
Підземний ремонт свердловини умовно поділяють на поточний і капітальний. При поточному ремонті проводять такі роботи: заміну насоса, ліквідацію обриву або відгвинчування насосних штанг, заміну насосно- компресорних труб або штанг, змінюють рівень занурення підйомних труб, очищають або замінюють піщаний якір, очищають свердловини від піщаних корків желонкою або промиванням, очищають свердловини від відкладень парафіну або солей тощо. Ці роботи виконують бригади по підземному ремонту свердловин.
При капітальному ремонті проводять роботи, пов’язані з ізоляцією води, ліквідацією аварії з обсадними колонами (злам, зминання), переходом на інший продуктивний горизонт, виловлюванням обірваних труб, кабелю, тартального канату або якого-небудь інструменту, розбурюванням щільних злежаних корків тощо.
Скорочення строків підземного ремонту - головна задача ремонтної бригади.
Для виконання підземних ремонтів свердловин використовують різноманітні комплекси обладнання та інструментів у поєднанні з
технологічними установками.
До основного обладнання, за допомогою якого проводять спускопідйомні операції, відносять підйомні лебідки та установки, які монтуються на самохідних транспортних базах (гусеничних або колісних). Підйомні установки на відміну від лебідок оснащені вишкою з талевою системою та ключами для згвинчування і розгвинчування насосно- компресорних труб та насосних штанг. При виконанні капітальних ремонтів підйомні установки комплектують насосним блоком, ротором, вертлюгом, циркуляційною системою та іншим обладнанням.
Основні вузли підйомної лебідки - силова передача, електропневматична лебідка і пневматична система керування.
На правому кінці барабанного вала по ходу встановлена безпечна шпильова котушка, на лівому - ланцюгове колесо привода ротора.

Існують і інші підйомні установки, які застосовуються при підземному ремонті нафтових, газових та нагнітальних свердловин. Вони призначені для проведення спускопідйомних робіт з насосними штангами, насосно- компресорними і бурильними трубами в процесі поточного і капітального ремонтів свердловин з різною глибиною, обладнаних і не обладнаних стаціонарними вишками і щоглами, а також суміщають спуско-підйомні операції та згвинчування-розгвинчування, при вертикальному встановленні труб і підвішуванні штанг.
Противикидне обладнання призначене для герметизації устя нафтових та газових свердловин в процесі буріння, з метою попередження відкритих викидів і дії на свердловину при проявах під час структурно-пошукового буріння і капітального ремонту свердловин.
За допомогою цього обладнання можна швидко і надійно герметизувати устя свердловини при наявності і відсутності в ній колони труб; здійснити розходжування і провертання колони труб при герметизованому усті для попередження прихвачування; створити циркуляцію розчину з протитиском на пласт; закачати розчин в пласт буровими насосами або насосними агрегатами і здійснити термінову розрядку свердловини.
При капітальному ремонті свердловин рекомендується застосовувати противикидне обладнання. В той же час для більшості свердловин достатньо мати на усті один превентор з ручним керуванням, який забезпечує безпечне проведення ремонтних робіт.
Допоміжне обладнання
При поточному та капітальному ремонтах свердловин, пов’язаних із спуско- підйомними операціями використовується таке допоміжне обладнання:
маніфольди - призначені для обв'язки стовбурної частини противикидного обладнання з метою керування нафтовими і газовими свердловинами при газонафтоводопроявах;
регулюючі дроселі - призначені для встановлення у маніфольдах противикидного обладнання з метою безступінчатого регулювання тиску на усті свердловини;
установка гідравлічного керування - призначена для оперативного дистанційного керування превенторами і основними засувками маніфольда;
ротор, який обертає бурильний інструмент та утримує колони бурильних або обсадних труб при їхньому згвинчуванні і розгвинчуванні в процесі спускопідйомних операцій при бурінні свердловин невеликого діаметра і капітальному ремонті свердловин;
гвинтові вибійні двигуни, які застосовують в процесі капітального ремонту для розбурювання цементних мостів, піщаних корків, відкладання солей в обсадних колонах, а також для забурювання других стовбурів через вікна в колоні, буріння геологорозвідувальних свердловин і проведення інших робіт;
вертлюг, який підвішується на підйомному гаку. Він служить з'єднувальною ланкою між талевою системою і внутрішньосвердловинним інструментом, під'єднуваним до стовбура вертлюга, що обертається;
талева система, яка складається із системи нерухомих роликів - кронблока, рухомих роликів - талевого блока, гака і талевого каната.
Трубні і штангові механічні ключі
В комплексі основних робіт пов'язаних з підземним ремонтом свердловин, найважчі і найтрудомісткіші - це операції по спуску і підйому насосно- компресорних труб і штанг.Застосування автоматів для роботи з трубами і штангами дозволяє в 2-3 рази збільшити темп спускопідйому і підвищити якість кріплення різьб.
64. Поточний ремонт свердловин
Поточний ремонт свердловин – комплекс робіт по перевірці і частковій або повній заміні підземного обладнання, очищенню його, стінок свердловин та вибоїв від різних відкладів (піску, парафіну, солей, продуктів корозії), а також по проведенню в свердловинах геолого-технічних та інших заходів по відновленню та підвищенню їхнього дебіту.
Мета поточного ремонту свердловин – усунення різних несправностей та порушень в режимі їхньої роботи і в роботі підземного обладнання, а також підготовка до випробовування та освоєння нових свердловин різного призначення (розвідувальних, експлуатаційних, нагнітальних тощо), отриманих після буріння або капітального ремонту.
Основний об’єм робіт при поточному ремонті свердловин пов’язаний зі спуско-підйомними операціями, тобто зі спуском та підйомом підземного обладнання (труб, штанг, насосів, їхніх вузлів та деталей), а також різних інструментів та пристосувань.
Поточний ремонт свердловин ділиться на планово-попереджувальний та відновлювальний.
Планово-попереджувальний (профілактичний) ремонт свердловин – це ремонт запланований завчасно, передбачений відповідними графіками (декадними, місячними тощо). В результаті профілактичного ремонту попереджуються різні відхилення від встановленого технологічного режиму експлуатації свердловин, зниження їхніх дебітів та повне припинення подачі рідини, викликане зношуваністю та іншими несправностями в роботі підземного обладнання і самої свердловини.
Відновлювальний ремонт свердловин – це ремонт, спричинений непередбаченим різким погіршенням встановленого технологічного режиму їхньої експлуатації або раптовою зупинкою з різних причин (припинення подачі електроенергії, розрив викидної лінії, колектора тощо).
Міжремонтний період (МРП) – тривалість експлуатації свердловини (в добах) від попереднього до наступного ремонту. Найчастіше його обчислюють в середньому за квартал (півріччя, рік) по кожній свердловині, цеху по видобутку нафти та газу, нафтогазовидобувному управлінню (НГВУ), об’єднанню в цілому (в середньому), а також за способами експлуатації.
Коефіцієнт експлуатації. Відношення фактично відпрацьованого часу до календарного, вираженого відповідно у свердловино-місяцях, називається коефіцієнтом експлуатації. При високій організації виробництва цей коефіцієнт досягає 0,95-0,98, по фонтанному способу видобутку нафти – 0,99-1,0.
Залежно від способу експлуатації, глибини та геолого-технічної характеристики свердловини, яка ремонтується (або знову вводиться в експлуатацію), а також мети ремонту і його виду технологія поточного ремонту свердловин буває різною.
Основні технологічні процеси при підземному ремонті свердловин
Технологічний процес підземного ремонту свердловин можна поділити на три послідовні етапи: підготовчі роботи, спускопідйомні операції та заключні роботи.
Підготовчі роботи проводять до початку ремонту свердловини для забезпечення безперебійної роботи бригади по ремонту свердловин. В процесі підготовчих робіт перевіряють стан вишки (щогли), центрування її по устю свердловини, кріплення відтяжок вишки або щогли, кронблоку і талевої системи, при необхідності ремонтують майданчик біля устя свердловини та містки. Доставляють до свердловини необхідне устаткування – труби, штанги, талевий блок, підйомний гак, канат тощо.
Спускопідйомні операцїї при ремонті свердловин пов'язані з підйомом та спуском труб, а при насосній експлуатації – і штанг.
Після закінчення підземного ремонту свердловини виконують заключні роботи.
Ремонт свердловин, які експлуатуються фонтанно-компресорним способом
Полягає в етапах:
Підготовка свердловин до ремонту
Розбирання і збирання фонтанно-компресорної арматури
Підйом насосно-компресорних труб
Спуск насосно-компресорних труб
Допуск насосно-компресорних труб
Зменшення довжини колони насосно-компресорних труб
Заміна насосно-компресорних труб
Ремонт свердловин, обладнаних газліфтними клапанами
Ремонт свердловин, які експлуатуються насосним способом
Під час ремонту насосних свердловин проводять такі операції: спуск та підйом насосних штанг або труб; ліквідацію обриву та відгвинчування штанг; перевірку та заміну клапанів, посадочного конуса або його гнізда; заміну насосів; промивку або очистку свердловин від піщаних корків; розходжування плунжера, якого заклинило в циліндрі насоса; усунення витікання рідини із насосних труб тощо.
Способи ліквідації піщаних корків у свердловинах
Ліквідацію піщаних корків проводять за допомогою промивки свердловин водою, різними рідинами, газорідинними сумішами, пінами, продувкою повітрям, очищенням свердловини за допомогою струминного насоса, желонки і гідробура.
Видалення піщаних корків желонками
Цей метод полягає у послідовних спусках на вибій та підйомі желонки.
Незважаючи на простоту, цей метод має ряд суттєвих недоліків:
а) тривалість процесу;
б) можливість порушення герметичності експлуатаційних колон;
в) можливість обриву тартального каната;
г) забруднення робочого місця.
При очищенні свердловини від крихких корків і невеликій висоті стовпа рідини рекомендується застосувати прості желонки, при щільних корках – поршньові, в усіх інших випадках – автоматичні.
Видалення рідини з вибою газових та газоконденсатних свердловин
Основним i найефективнішим методом вилучення рiдини із свердловин є спосіб введення піноутворюючих поверхнево-активних речовин (ПАР) у твердому або рiдкому станi.
Більш ефективним є застосування реагентів у твердому стані – у вигляді брикетів, це дозволяє уникнути деяких проблем, що виникають в разі використання водних розчинів, а саме:
- втрати концентрації реагентів внаслідок їхньої адсорбції на стінках труб;
- зниження якісних характеристик реагентів внаслідок їхнього змішування і довгого періоду часу між приготуванням розчину і початком процесу виносу рідини;
- необхідність використання інгібіторів гідратоутворення у зимовий час.

65. Технологія капітального ремонту свердловин
Капітальний ремонт свердловин (КРС) – комплекс робіт, пов'язаних з відновленням працездатності обсадних колон, цементного кільця, привибійної зони, ліквідацією аварій, спуском та підйомом обладнання при роздільній експлуатації і нагнітанні, а також з ліквідацією свердловин. Основні причини капітального ремонту свердловин такі:
дефекти обсадної колони – зминання і злам;
надходження сторонніх вод у свердловину;
необхідність кріплення привибійної зони для зменшення або попередження утворення корків;
ліквідація аварій та ускладнень в свердловині, з яких найчастіше зустрічаються: прихоплення НКТ сальником або піщаним корком; “політ” НКТ зі свердловинним насосом, штангами (або без штанг); залишення в свердловині зануреного електронасоса з кабелем і без кабелю; корозія і обрив насосних штанг; залишення тартального канату внаслідок обриву або прихоплювання під час очищення свердловини, колони або зниження рівня; обрив каротажного кабелю при проведенні в свердловині прострілювальних та електровимірювальних робіт; залишення в свердловині окремих предметів;
перехід на інші горизонти та прилучення пластів;
впровадження та ремонт установок типу ОРЕ, одночасно-роздільна закачка (ОРЗ), установка пакерів-відсікачів;
комплекс підземних робіт, пов'язаних з бурінням;
обробка привибійної зони, зокрема проведення: кислотної обробки; гідророзриву пласта (ГРП); гідропіскоструминної перфорації (ГПП); віброобробки привибійної зони; термообробки привибійної зони; промивки привибійної зони розчинниками; промивки привибійної зони розчином ПАР; обробки термогазохімічними методами; інших видів обробок привибійної зони; вирівнювання профілю поглинання нагнітальних свердловин; додаткової перфорації та торпедування раніше простріляних інтервалів;
дослідження свердловин;
переведення свердловин для використання за іншим призначенням;
введення в експлуатацію та ремонт нагнітальних свердловин;
консервація та розконсервація свердловин;
ліквідація свердловин;
інші види робіт.
Перед проведенням капітального ремонту і після його закінчення проводять обстеження і дослідження свердловин.
При капітальному ремонті свердловин до підготовчого комплексу входять роботи, що вбирають у себе передислокацію ремонтного обладнання, планування території робочої зони, глушіння свердловини, монтаж підйомних установок, демонтаж устьового і підйом свердловинного обладнання та доставку їх на ремонтну базу, очищення штанг та труб від парафінисто-смолистих і сольових відкладів, заміну експлуатаційних НКТ на технологічні (робочі) НКТ або бурильні труби, подачу у циркуляційну систему та резервні ємності технологічної рідини. Аналогічно з поточним ремонтом, перевіряють технічний стан обладнання устя свердловини, колонної головки та проводять необхідний ремонт. Досліджують стан експлуатаційної колони та стовбура свердловини, свердловинного обладнання, наявність сторонніх предметів, визначають глибину вибою та рівень рідини.

Обстеження та дослідження свердловин
Перед капітальним ремонтом свердловини за геолого-технічною документацією і результатами обстеження необхідно визначити технічний стан експлуатаційної колони. Попереднє обстеження колони до ремонтно-ізоляційних, ловильних робіт і при поверненні свердловин на нижчезалягаючі горизонти обов'язкове тому, що не виявлені до цементування свердловини дефекти в колоні або фільтровій частині можуть привести до ускладнень.
Ремонтно-виправні роботи
Ремонт свердловини і герметизація її устя
До початку робіт по капітальному ремонту свердловин необхідно обстежити її устя і у випадку несправності – відремонтувати. Особливо це важливо перед ремонтом газової свердловини, у якої тиск у верхній частині експлуатаційної колони і на усті свердловини можуть досягти значної величини.
Лише після перевірки і приведення в належний стан колонної головки (устьового фланця) можна розпочинати ремонтно-виправні роботи.
Виправлення дефектів в колоні
До дефектів, які можна виправити, відносяться зминання і злам обсадної колони. Величина зминання колони може бути різною і оцінюється в залежності від зміни внутрішнього діаметра колони.
Якщо виправити дефект не вдається, то спускають додаткову колону або "летучку". Якщо ж з деяких причин спустити колону не можливо, свердловину повертають на вищезалягаючий горизонт або проводять зарізку і буріння нового стовбура.
Заміна пошкодженої частини колони
Пошкоджену частину колони міняють в тому випадку, коли місце дефекту розміщене вище башмака технічної колони і рівня цементного кільця в міжколонному просторі.
Виправлення кінця залишених в свердловині труб (обрізів)
Труби виправляють одним із таких способів:
1) обробкою оправлювальними долотами і грушеподібними фрезерами, тобто комбінаціями їх за розмірами, починаючи від розміру на 10-12 мм більшим внутрішнього діаметра колони до номінального (ці роботи здійснюються за тою ж технологією, що і виправлення дефектів колони);
2) нарощуванням спеціальної двосторонньої воронки, яка складається із нижньої частини з козирком, патрубка і верхньої частини; останню спускають на право-лівому перехіднику або на шпильках.
Перекриття дефектів в експлуатаційній колоні за рахунок спуску додаткової колони
Додаткову колону в свердловину спускають, якщо:
- неможливо ліквідувати дефект в експлуатаційній колоні шляхом цементування; – в експлуатаційній колоні є декілька дефектів (що не ремонтуються) на різних глибинах;
- є можливість спустити додаткову колону нижче місця зламу в основній експлуатаційній колоні.
Додаткову колону спускають в основну експлуатаційну колону, встановлюючи її башмак нижче дефекта і вище продуктивного горизонта або на вибої.
Розбурювання цементних корків
Цементні корки розбурюють:
1) роторним способом;
2) турбобуром або вибійним гвинтовим двигуном;
3) гідропіскоструминним перфоратором;
4) безтрубним електробуром.
1. При розбурюванні роторним способом використовують пікоподібні долота. В інтервалі фільтра і в місцях порушення експлуатаційної колони використовують пікоподібні долота в комбінації з райбером; долотом розбурюють цементний корок, а райбером центрують долото і оправляють колону.
2. При розбурюванні турбінним способом використовують секційні турбобури і вибійні гвинтові двигуни типу Д в поє'днанні з долотами відповідних діаметрів.
3. Для розбурювання цементних корків за допомогою перфораторів застосовують торцеві гідроперфоратори різних конструкцій.
4. Для розбурювання цементних корків електробуром застосовують безтрубний електробур з місцевою циркуляцією промивної рідини
Цементування свердловин
Цементування свердловин проводиться у випадках, коли необхідно:
а) забезпечити ізоляцію продуктивних об'єктів від сторонніх вод;
б) створити цементний стакан на вибої свердловини або цементний міст в колоні;
в) перекрити фільтр при поверненні свердловини на вище- або нижчезалягаючий горизонти;
г) створити цементні пояси в привибійній зоні свердловини з метою надійної ізоляції від високонапірних нижніх вод;
д) перекрити дефекти в експлуатаційній колоні;
е) забезпечити ізоляцію продуктивних горизонтів один від одного і від сторонніх вод в інтервалі спуску експлуатаційної колони або "хвостовика" при зарізці і бурінні другого стовбура, а також при спуску додаткової колони або "летучки";
є) закріпити привибійну зону свердловини з метою запобігання або зменшення утворення корків.
Тампонажні матеріали
До тампонажних матеріалів відносяться цементи і інші в'яжучі речовини. В залежності від виду в'яжучої основи використовують такі тампонажні матеріали:
а) цементи на основі портландцементу;
б) цементи на основі доменних шлаків;
в) вапняково-піщані суміші;
г) інші цементи (гіпсові, белітові, на основі природних мінералів і гірських порід тощо.);
д) органічні закріплювачі на полімерній основі.
Спеціальні тампонажні цементи
Окрім тампонажних портландцементів використовують цементи, які призначені для цементування свердловин в специфічних умовах їх ремонту.
До них відносяться: портландцемент тампонажний піщанистий – призначений для цементування нафтових і газових свердловин; портландцемент тампонажний полегшений – призначений для цементувальних робіт в нафтових, газових і нагнітальних свердловинах; низькогігроскопічний тампонажний портландцемент – різновид тампонажного портландцементу і характеризується підвищеною стійкістю властивостей при довготривалому зберіганні; белітокремнеземистий тампонажний цемент для високотемпературних свердловин (БКЦ) – призначений для цементування нафтових і газових свердловин з високою температурою; цемент шлакопіщаний сумісного помолу – призначений для ізоляції пластів соленосних відкладів; обважнені тампонажні цементи – призначені для цементування нафтових і газових свердловин, а також для ізоляції пластів соленосних відкладів; гельцемент – суміш тампонажного цементу і бентонітових глин, як правило замішують його на буровому розчині густиною 1,10-1,15 г/см3 і застосовують для цементування свердловин, які інтенсивно поглинають рідину. цемент, який розширюється – суміш 75-85% тампонажного і 15-25% гіпсоглиноземного цементів.
Регулювання властивостей цементного розчину і каменю
Властивості цементного розчину і каменю можна змінити шляхом введення в розчин наповнювачів, активних добавок або обробки хімічними реагентами. До параметрів тампонажних систем, кількісна зміна яких часто викликається необхідністю технології або особливостями умов свердловини, відносяться: для тампонажних розчинів – час загущення або строки тужавіння, густина, водовіддача, реологічні властивості, седиментаційна стійкість; для тампонажного каменю – механічна міцність, проникність, корозійна стійкість тощо.
Для збільшення строків тужавіння цементних розчинів застосовують реагенти-сповільнювачі, а для скорочення – прискорювачі.
В якості сповільнювачів використовують: сульфіт-спіртову барду (ССБ), карбоксиметилцелюлозу (КМЦ) різних марок, лісохімічні поліфеноли (ПФЛХ), синтан марки ПЛ, винокам'яну кислоту (ВКК), технічний винний камінь (ТВК), суміш винокам'яної і борної кислот (ВК і БК), трилон Б, сегнетову сіль, лимонну кислоту тощо.
Розрахунок цементування свердловин
Перед початком цементування свердловини необхідно визначити:
1) кількість сухого цементу, т;
2) кількість води, яка потрібна для приготування цементного розчину або нафтопродуктів для нафтоцементних розчинів, т;
3) кількість рідини для протискування розчину в пласт, м3;
4) тривалість процесу цементування, год;
5) тиск в трубах і в затрубному просторі в кінці протискування розчину, МПа;
6) кількість і тип цементувальних агрегатів і цементозмішувальних машин.
Для розрахунку процесу цементування необхідно мати дані про глибину свердловини, діаметр експлуатаційної колони, технічні дані про експлуатаційну колону, про висоту підйому цементного розчину за експлуатаційною колоною, характеристику притоку і місця надходження води в свердловину, пластовий тиск експлуатаційного горизонту або водоносного об'єкта, приймальність пласта, температуру на вибої, діаметр заливних труб комбінованої колони і глибину їхнього спуску. Роботи по цементуванню свердловин при їхньому капітальному ремонті різноманітні. Тому в кожному випадку необхідно розраховувати процес цементування.
Способи цементування свердловин
Цементування під тиском здійснюється через отвори фільтра свердловини, перфораційні отвори або через дефект в колоні з метою протиснути в пласт або за колону розрахований об'єм цементного розчину, необхідний для надійної ізоляції нафтового горизонта від проникнення сторонніх вод.
Цементування під тиском через труби з наступним розбурюванням цементного стакана здійснюється через спущені заливні труби, які встановлюють на 5-10 м вище верхніх отворів фільтра свердловини або дефекту в колоні і через них під тиском протискують цементний розчин.
Цементування під тиском з вимиванням надлишків цементного розчину застосовують у випадку, коли немає необхідності в розбурюванні цементного стакана в колоні.
Комбінований спосіб цементування застосовують при необхідності залишити свердловину під тиском до кінця схоплювання цементного розчину.
Цементування без тиску здійснюється у випадках, коли необхідно створити новий цементний вибій (цементний стакан) в стовбурі свердловини або перекрити нижню частину фільтра.
Цементування із застосуванням пакерів
Цементування із застосуванням пакерів має такі переваги: високий тиск, який утворюється в заливних трубах в процесі протискування тампонажного розчину, не передається на експлуатаційну колону на ділянці від пакера і до устя; тампонажний розчин не проникає в затрубний простір; є можливість цементувати свердловини під тиском при негерметичності верхньої частини експлуатаційної колони.
Цементування з пакером, що витягується, застосовують при ізоляції сторонніх вод, усуненні дефектів в експлуатаційній колоні і встановленні цементних корків.
Цементування з пакером, що не витягується, застосовують в тих же випадках, що і цементування з пакером, що витягується.
Цементування свердловин, які сильно поглинають рідину
Для успішної ізоляції сторонніх вод необхідно добиватися створення високих тисків при протискуванні тампонажного розчину за колону. Тому при цементуванні в таких свердловинах попередньо вводять пісок в пласт, а в цемент додають алюмінієвий порошок; застосовують гельцемент, волокнистий цемент, спеціальні цементи з невеликими строками початку тужавіння і швидкотужавіючі цементні суміші (пасти).
Цементування свердловин, які слабо поглинають рідину
Суть цього різновиду цементування свердловин полягає в тому, що для протискування цементного розчину через існуючі отвори фільтра у водопровідні канали в пласті створюють ті ж умови руху рідини, як і у випадку притоку води в свердловину під час її випробування. Інакше кажучи, розхід рідини при протискуванні цементного розчину в пласт має відповідати кількості рідини, що поглинається.
Цементування фонтанних свердловин
Перед цементуванням таких свердловин необхідно їх заглушити водою, нормальним або обважненим буровими розчинами (в залежності від пластового тиску).
Як правило в таких випадках застосовують комбінований спосіб цементування.
Цементування нафтоцементним розчином
При використанні цього способу цемент замішують на вуглеводневій рідині (нафті, дизельному паливі, гасі).
Цементування піноцементним розчином
Для родовищ, які знаходяться на пізній стадії розробки, при низьких пластових тисках і високій обводненості продукції свердловин, розроблений спосіб ізоляції вод із застосуванням піноцементного розчину (аерованого цементного розчину з добавками ПАР).
Цементування надглибоких свердловин
У цих випадках процес цементування проходить при високих температурах і значних пластових тисках.
Цементування за статичним рівнем
Цей спосіб застосовують для ізоляції сторонніх вод, виправлення дефектів в колоні, герметизації фільтра в свердловині, а також при необхідності встановлення цементних корків.
Заходи по попередженню ускладнень
при цементуванні свердловин
Цементування свердловин – одна з найскладніших та найвідповідальніших операцій в процесі будівництва і ремонту свердловини. Тому, щоб уникнути ускладнень і аварій, необхідно дотримуватись певних умов, які забезпечують нормальний процес цементування свердловин.
1. Свердловину необхідно підготувати до проведення цементувальних робіт: перевірити стан колони, визначити глибину вибою, поглинаючу здатність пласта; перед нагнітанням цементного розчину в свердловину необхідно повторно визначити поглинаючу здатність пласта.
2. Наземні споруди, обладнання, цементувальні агрегати і інструменти мають бути відповідним чином підготовлені.
3. Діаметр колони заливних труб, її конструкцію і групу міцності сталей необхідно підбирати в залежності від глибини свердловини і очікуваних тисків в процесі цементування.
4. Перед спуском труб в свердловину для цементування буровий майстер зобов'язаний ретельно перевірити їх стан, провести точний вимір і шаблонування.
5. Цементувальні агрегати необхідно підбирати в залежності від глибини свердловини, кількості тампонажного розчину, що нагнітається і передбачуваного надлишкового тиску.
6. Всі лінії від цементувальних агрегатів до цементувальної арматури (головки) мають бути промиті водою і опресовані на півторакратний очікуваний в процесі заливання максимальний робочий тиск.
7. До процесу цементування необхідно провести відповідні розрахунки.
8. Процес цементування необхідно проводити з таким розрахунком, щоб вкластися в строки початку і кінця тужавіння тампонажного розчину.
9. Якість сухого тампонажного цементу має бути перевірена не пізніше, ніж за шість діб до цементування свердловини.
10. При високій температурі і великому тиску на вибої свердловини для зменшення строків початку тужавіння цементного розчину необхідно застосувати реагенти-сповільнювачі.
11. При використанні бурового розчину в якості протискувальної рідини, необхідно мати запас його на свердловині в кількості не менше двох об'ємів експлуатаційної колони.
12. Незалежно від способу цементування на свердловині необхідно встановити гідравлічний індикатор маси.
13. Для спостереження за процесом цементування на цементувальній арматурі необхідно встановити реєструючі манометри.
14. Щоб уникнути попадання цементного розчину в затрубний простір між заливними трубами і експлуатаційною колоною при його прокачуванні, необхідно попереджувати утворення вакуумного простору в заливних трубах.
15. Необхідно слідкувати за показаннями реєструючих манометрів і приймати міри для збереження постійного тиску на вибої свердловини в процесі цементування.
16. Протискування тампонажного розчину в пласт необхідно проводити при мінімальній подачі насоса цементувального агрегату.
17. Вимивати надлишки тампонажного розчину необхідно способом зворотньої промивки до початку його тужавіння18. Після закінчення процесу цементування заливні труби необхідно припіднімати на висоту, яка виключає можливість їх прихвачування.
Ізоляційні роботи
Причини надходження сторонніх вод у свердловини
При розробці нафтових родовищ стороння вода може надходити в свердловину в період її освоєння, після закінчення буріння, після нетривалої або тривалої експлуатації свердловини.
Причини прориву сторонніх вод: недоброякісне цементування експлуатаційної колони, внаслідок чого не досягається повне роз'єднання нафтоносних горизонтів від водоносних; порушення цементного кільця в заколонному просторі або цементного стакана на вибої свердловини, обводнення через сусідню свердловину, яка експлуатує той же горизонт; дефект в експлуатаційній колоні внаслідок недоброякісного металу (наявність в тілі обсадних труб тріщин, раковин); руйнування колони під дією мінералізованих пластових вод; порушення колони в процесі освоєння свердловини; пошкодження колони при поточному і капітальному ремонтах.
Ізоляція верхніх вод
Роботи по ізоляції свердловини від проникнення верхніх вод через дефект в експлуатаційній колоні здійснюють таким чином:
а) заливанням водоцементним розчином через дефект в колоні з наступним розбурюванням цементного стакана;
б) заливанням нафтоцементним розчином з наступним вимиванням надлишків розчину;
в) спуском додаткової запобіжної колони або "летучки" з наступним їх цементуванням;
г) спуском пакерів.
Робота по ізоляції свердловини від верхньої води, яка надходить по заколонному простору через отвори фільтра, здійснюється:
а) нагнітанням цементного розчину через отвір фільтра з наступним розбурюванням цементного стакана або промиванням надлишків розчину;
б) нагнітанням нафтоцементного розчину через отвори фільтра з наступним вимиванням надлишків розчину.
Місце припливу і шляхи руху верхньої води, яка надходить в свердловину через дефект в колоні, визначають за допомогою резистивиметра, дифманометра, електротермометра, а також фотоелектричним і гідроакустичним методами.
Ізоляція нижніх вод
Ізоляція вод, які надходять через цементний стакан. Нижні води можуть проникати в експлуатаційний об'єкт через цементний стакан на вибої свердловини внаслідок недоброякісного цементування при поверненні свердловини на вищезалягаючий горизонт або внаслідок руйнування цементного стакана в процесі експлуатації. У цих випадках цементний стакан необхідно розбурити до попереднього вибою або промити свердловину.
Ізоляція вод, які надходять по заколонному простору. Шляхи проникнення нижніх вод в свердловину по заколонному простору через отвори фільтра визначають таким же способом, як і при проникненні верхніх вод. Для ізоляції свердловини від проникнення нижніх вод застосовують цементування під тиском через отвори фільтра водоцецементним і піноцементним розчинами в тих випадках, коли немає небезпеки зацементувати продуктивний горизонт. В інших випадках використовують нафтоцементний розчин.
Ізоляція підошовних вод
Для цементування застосовують нафтоцементний і піноцементний розчин.
У ряді випадків для успішної ізоляції свердловин від проникнення підошовних вод до проведення цементування проводять гідравлічний розрив пласта.
Ізоляція вод, що надходять через сусідню свердловину
Як правило це відбувається в свердловинах, розміщених близько одна від одної і які тривалий час експлуатуються зі значними відборами рідини. Вода із однієї свердловини в іншу рухається по пластах, тріщинах, тектонічних порушенням. Таким чином, одна із свердловин обводнює іншу. Для перекриття доступу води обводнювальну свердловину цементують під тиском через отвори фільтра цементним розчином.
Ізоляція пластів при експлуатації однією свердловиною
декількох горизонтів
При здійсненні робіт по ізоляції від проникнення вод в свердловину (при сумісній експлуатації декількох горизонтів однією свердловиною) успішно застосовують нафтоцементні і піноцементні розчини.
Боротьба з утворенням піщаних корків
В процесі розробки пластів, які складаються з крихких, слабозцементованих порід, в свердловину з пласта разом з рідиною проникає велика кількість піску.
Для зменшення піскопроявів і попередження порушення привибійної зони свердловин використовують такі методи.
1. Застосування штангових свердловинних насосів спеціальних конструкцій (наприклад, типу " піскобрей ") , "хвостовиків" із труб невеликого діаметра, спущених під насосами до середини фільтра, порожнистих штанг, скребків – завихрювачів та інших пристосувань, що забезпечують винесення піску на поверхню.
2. Створення в насосно-компресорних трубах швидкостей висхідного потоку рідини за рахунок підливання в затрубний простір розчинів, оброблених ПАР.
3. Кріплення привибійної зони свердловин водоцементним розчином, цементопіщаною сумішшю, хімічними реагентами, пластмасами і створення гравійних фільтрів.
Зворотні роботи
Зворотні роботи – процес переводу даної свердловини для розробки горизонту або пропластка, який залягає нижче або вище пласта, розробка якого за тими або іншими причинами припиняється (в деяких випадках тимчасово).
Зворотні роботи, як правило, здійснюється на багатопластових нафтогазових родовищах з метою повнішого охоплення розробкою всіх покладів і раціональнішого використання фонду діючих свердловин.
Види аварій та відповідні їм ловильні роботи
Найскладніші і найтрудомісткіші види робіт, які виконують при капітальному ремонті свердловин – роботи по ліквідації аварій і ускладнень, які виникають в свердловинах.
В експлуатаційних і нагнітальних свердловинах найчастіше зустрічаються такі види аварій:
1) прихвачування двох рядів насосно-компресорних труб (НКТ) металевим сальником або піщаним корком;
2) прихвачування одного ряду труб піщаним корком в процесі експлуатації або при промиванні свердловини;
3) прихвачування НКТ зі свердловинним насосом і захисним пристосуванням піщаним корком;
4) "політ" одного або двох рядів НКТ;
5) "політ" НКТ зі свердловинним насосом, штангами (або без штанг) і захисним пристосуванням;
6) залишення в свердловині занурювального електронасоса з кабелем і без кабелю;
7) обрив насосних штанг;
8) залишення тартального каната внаслідок обриву або прихвачування під час чищення свердловини желонкою від піщаного корка або в процесі зниження рівня;
9) обрив каротажного кабелю при проведенні електрометричних робіт;
10) залишення в свердловині або падіння в неї окремих предметів;
11) наявність в експлуатаційній колоні сторонніх предметів.
Зарізування і буріння другого стовбура
Зарізування і буріння другого стовбура – метод відновлення свердловин, які відомими способами відремонтувати технічно неможливо або економічно недоцільно. Цей метод дозволяє відновлювати свердловини на тих ділянках, де за умовами і станом розробки пласта буріння нових свердловин складне або нерентабельне.
Боротьба з обвалами
Обвали частіше всього відбуваються в результаті застосування при бурінні другого стовбура неякісних бурових розчинів.
Ознаки виникнення в свердловині обвалів:
1) значне підвищення тиску на викиді бурових насосів;
2) різке підвищення в'язкості бурового розчину;
3) винесення розчином на денну поверхню великої кількості частинок порід, що обвалилися;
4) під час спуску інструмент не доходить до вибою;
5) затягування інструменту при його підйомі.
Основні заходи по боротьбі з обвалами:
1) застосування якісного бурового розчину;
2) скорочення до мінімуму невиробничих простоїв і підтримання необхідного в умовах очікуваних обвалів режиму буріння;
3) забезпечення необхідної швидкості висхідного потоку в затрубному просторі.
Боротьба з прихваченнями інструменту
В процесі буріння прихвачення можуть відбуватися із наступних причин:
1) тривале перебування бурильної колони в свердловині в спокої (без обертання);
2) звуження стовбура, обумовлене набряканням або сповзанням порід;
3) поглинання бурового розчину;
4) низька якість бурового розчину, внаслідок чого на стінках свердловини утворюється товста липуча кірка;
5) незадовільне очищення бурового розчину в жолобах від частинок вибуреної породи;
6) невелика швидкість висхідного потоку в затрубному просторі (менше 1,0 м/с);
7) випадання обважнювачів із розчину;
8) викривлення стовбура свердловини.
Боротьба з газо-, нафто- і водопроявами
Газо-, нафто- і водопрояви виникають у випадках, коли тиск пласта, що розкривається, перевищує тиск стовпа рідини в стовбурі свердловини.
Для попередження можливих газо-, нафтопроявів необхідно проводити такі заходи:
1) застосовувати бурові розчини необхідної якості (з низькою водовіддачею, підвищеною густиною і низькою в'язкістю);
2) створювати протитиск на високонапірні горизонти шляхом підвищення густини розчину;
3) добиватися утворення тонкої щільної глинистої кірки;
4) добиватися невеликої в'язкості розчину, забезпечувати постійну дегазацію розчину, що виходить на денну поверхню.
Відокремлення пластів
Після закінчення буріння другого стовбура і проведення електрометричних робіт приступають до робіт по відокремленню пластів, суть яких полягає в кріпленні стінок свердловини обсадними трубами і наступним їх цементуванням для запобігання від обвалів і відокремлення пластів один від одного.
Випробування колони на герметичність
Після закінчення цементувальних робіт по ізоляції сторонніх вод, повернень на вище- або нижчезалягаючі горизонти, ремонтних робіт, а також після цементування колони або "хвостовика" при бурінні другого стовбура, експлуатаційну колону випробовують на герметичність.
Випробування проводять:
а) в свердловинах із суцільними колонами і фільтрами після перевірки глибини розміщення цементного стакана, а при необхідності – після розбурювання останнього до встановленої глибини;
б) в свердловинах з колонами, які зцементовані двома ступенями, – перше випробування після закінчення строку очікування тужавіння цементу (ОТЦ) другої ступені і друге – після розбурювання цементних стаканів до встановленої глибини.
Експлуатаційні колони на герметичність випробовуються двома способами – опресуванням або зниженням рівня:
а) після спуску колони і її цементування – опресовуванням з попередньою заміною бурового розчину в стовбурі водою; в свердловинах, при опробуванні і експлуатації яких на усті відсутній надлишковий тиск, експлуатаційну колону випробовують також на герметичність шляхом зниження рівня рідини;
б) після встановлення цементних мостів для повернення на вищезалягаючі горизонти – опресовуванням і тим способом, яким було викликано приплив при опробуванні попереднього ізольованого пласта (зниження рівня, аерація тощо);
в) після цементування під тиском через спеціально перфоровані отвори – опресуванням і зниженням рівня рідини.
Ліквідація свердловин
В бурінні: порушення технічної колони, аварії з бурильним інструментом, поглинання розчину, безперервні зсуви, звуження стовбура, відкрите фонтанування тощо.
В експлуатації: порушення (злам, змикання) експлуатаційної колони, складна аварія з підземним обладнанням, безперервне утворення корків, обводнення сторонніми водами, внаслідок чого подальша експлуатація свердловини вже неможлива.
Роботи в свердловинах, які підлягають ліквідації внаслідок технічних причин або неякісної проводки і аварій, проводять за спеціальними проектами (планами), узгодженими з відповідними органами.
Роботи по ліквідації свердловин, які знаходяться на балансі нафтогазовидобувних підприємств, ведуть бригади по капітальному ремонту свердловин.
Методи відновлення та збільшення продуктивних характкристик свердловин
Привибійною зоною свердловини (ПЗС) називають зону пласта в інтервалі фільтра, яка прилягає до стовбура. Ця зона підлягає найінтенсивнішому впливу різних фізичних, механічних, гідродинамічних, хімічних та фізико-хімічних процесів, зумовлених видобутком рідин та газів із пласта або їх нагнітанням в поклад в процесі його розробки. Методи впливу на ПЗС можна розділити на три основні групи: хімічні, механічні та теплові.
Хімічні методи застосовують у тих випадках, коли проникність привибійної зони погіршена внаслідок відкладених речовин, які можна розчинити в різних хімічних реагентах (наприклад, вапняк у соляній кислоті). Приклад такого впливу – соляно-кислотна обробка порід ПЗС.
Механічні методи застосовують в малопроникних твердих породах. До цього виду впливу відноситься гідравлічний розрив пласта (ГРП).
Теплові методи застосовують у тих випадках, коли в ПЗС осіли в'язкі вуглеводні (парафін, смоли, асфальтени), а також при фільтрації в'язких нафт. До цього виду впливу відносять різні методи прогріву ПЗС.
Крім перерахованих існують методи, які є їх поєднанням.
Кислотні обробки свердловин
Кислотні обробки свердловин призначені для очищення вибоїв (фільтрів), привибійної зони та НКТ від сольових, парафінисто-смолистих відкладів (термокислотні обробки) і продуктів корозії при освоєнні свердловин з метою їх запуску, а також для збільшення проникності порід.
Солянокислотні обробки.При взаємодії соляної кислоти і карбонатних порід відбуваються такі реакції:
для вапняків
для доломітів
Під дією соляної кислоти в породах ПЗС утворюються порожнини, каверни, канали роз’їдання, внаслідок чого збільшується проникність порід, а отже, і продуктивність нафтових (газових) і приймальність нагнітальних свердловин.
До робочого розчину соляної кислоти додають такі реагенти: інгібітор, стабілізатор хлористий барій, інтенсифікатор.
1. Інгібітори – речовини, що знижують корозійну дію кислоти на обладнання. В якості інгібітора використовують: формалін (0,6 %); унікол (0,1 %); реагент И-1-А (0,4 %) у суміші з уротропіном (0,8 %); катапін А (0,1 %) тощо. Вказані інгібітори знижують корозійну активність соляної кислоти від 7-8 (формалін) до 20 раз (катапін А).
2. Інтенсифікатори – поверхнево-активні речовини (ПАР), які знижують в 3-5 разів поверхневий натяг на межі нафта-нейтралізована кислота та прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції та від прореагованої кислоти.
3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані деяких продуктів реакції розчину НСl із залізом, цементом та пісковиками, а також для видалення із розчину соляної кислоти шкідливого домішка сірчаної кислоти і перетворення його на нерозчинну сіль барію.
Глинокислотні обробки. Застосовуються для збільшення проникності піщаних колекторів у нафтогазовидобувних і нагнітальних свердловинах після буріння, під час експлуатації і ремонтних робіт. Хімічно активною частиною глинокислотних розчинів є суміш соляної (10-15 % НCl) та плавиковоі (1-5 % HF) кислот. Поряд з соляною кислотою при проведенні глинокислотних обробок використовують ортофосфорну кислоту (5-15 % H3PO4).
Азотнокислотні обробки. Ефективність застосування азотної кислоти та композицій на її основі забезпечує те, що сама азотна кислота і продукти її реакції з породою пласта знижують в(язкість нафт з великим вмістом асфальто-смолистих речовин. Окрім того, продукти реакції азотної кислоти з породою пласта виявляють деемульгуючий вплив на обводнену пластову нафту.
Нітрат карбаміду - це дрібнодисперсний нерозчинний у вуглеводневих рідинах продукт, що випадає в осад.
Розрізняють такі різновиди кислотних обробок: кислотні ванни, прості кислотні обробки; обробки під тиском; пінокислотні; серійні; поінтервальні (ступінчасті); кислотоструминні (гідромоніторні); термохімічні і термокислотні.
Кислотні ванни призначені для очищення поверхні відкритого вибою і стінок свердловини від цементної та глинистої кірок, смолистих речовин, продуктів корозії, кальцієвих відкладів із пластових вод, а також для очищення фільтру у свердловині зі спущеним перфорованим хвостовиком в інтервалі продуктивного об'єкта, вивільнення прихваченого корком підземного обладнання, очищення вибою і фільтрової частини після ремонтних робіт.
Прості кислотні обробки призначені для дії на породи привибійної зони з метою збільшення їхньої проникності. Процес ведеться з обов'язковим нагнітанням кислоти у пласт.
Кислотні обробки під тиском застосовують з метою протискування кислоти в малопроникні інтервали продуктивного пласта. При простих солянокислотних обробках кислота проникає в добре проникні пропластки, а погано проникні пропластки залишаються не охопленими обробкою. Кислотні обробки під тиском усувають цей недолік, обумовлений шаруватою неоднорідністю пласта. Цей вид обробки проводять із застосуванням пакера.
Пінокислотні обробки застосовують при значній товщині пласта і низьких пластових тисках. Пінокислотна обробка має такі переваги перед звичайною обробкою:
1) кислотна піна значно повільніше розчиняє карбонатний матеріал, ніж звичайна кислота; це сприяє глибшому проникненню активної кислоти в пласт, що приводить до збільшення проникності віддалених від свердловини зон пласта і їх прилучення до дренування;
2) кислотна піна має меншу густину (400-800 кг/м3) та підвищену в'язкість, ніж звичайна кислота; це дозволяє збільшити охоплення дією всієї продуктивної товщини пласта, що особливо важливо при великій його товщині та низьких пластових тисках;
3) наявність у піні ПАР призводить до зменшення поверхневого натягу кислоти на межі з нафтою, а стиснуте повітря, яке знаходиться у піні, розширюється в багато разів при зниженні тиску після обробки; все це разом сприяє покращенню умов припливу нафти в свердловину і значно полегшує її освоєння.
Багатократні обробки полягають у тому, що привибійну зону свердловини обробляють декілька разів з інтервалами між обробками в 5-10 діб з метою виведення свердловини на максимальну продуктивність за короткий час.
Поінтервальні (ступінчасті) обробки – послідовні обробки декількох інтервалів пласта значної товщини проводяться для того, щоб повністю охопити пласт або окремі його продуктивні пропластки. Після обробки першого інтервалу і короткочасної його експлуатації, примусово-направленим способом діють на наступний інтервал або пропласток тощо, поки повністю не буде охоплена вся товщина пласта або всі його пропластки.
Поінтервальні обробки застосовують у нафтових, газових та нагнітальних свердловинах з відкритим вибоєм, а також у свердловинах, закріплених обсадною колоною. Проводити їх доцільно в свердловинах після виходу їх із буріння або в початковий період експлуатації.
Обробки, які проводяться через гідромоніторні насадки (сопла). В цьому випадку розчинна дія активної кислоти і механічна руйнуюча дія струменя великого напору сприяють: очищенню стінок свердловини від цементної та глинистої кірок; руйнуванню і видаленню щільних вибійних піщаних корків струменями рідини, направленими в корок; інтенсивному руйнуванню порід із створенням каналів розчинення в заданому інтервалі пласта для наступного направленого гідравлічного розриву пласта.
При таких обробках необхідно забезпечувати максимально можливу для даного діаметра сопла швидкість вихідного струменя.
Термохімічні обробки – обробки свердловин гарячою соляною кислотою, нагрівання якої відбувається за рахунок теплового ефекту екзотермічної реакції соляної кислоти з магнієм або деякими його сплавами в спеціальному реакційному наконечникові, який спускається на НКТ в межі інтервалу, наміченого під обробку. Такі обробки застосовують для очищення привибійної зони свердловин від асфальто-смолистих, парафінових та інших матеріалів.
Термокислотні обробки – комбінований процес, у першій фазі якого проводиться термохімічна обробка, у другій (без перерви в часі після термохімічної) – звичайна (проста) солянокислотна обробка. Термохімічну обробку найдоцільніше застосовувати в свердловинах при температурі вибою не більше 40(С.
Гідравлічний розрив пласта
Гідравлічний розрив пласта (ГРП) – процес обробки привибійної зони свердловини з метою розширення і заглиблення природних і утворення нових тріщин в породах привибійної зони. Досягається це створенням високих тисків на вибоях свердловин шляхом нагнітання в пласт в'язких рідин при великих розходах, що забезпечує швидке підвищення тиску на вибої. Щоб зберегти тріщини у розкритому стані, їх заповнюють піском (або спеціальні керамічні кульки - пропант), який вводять разом із в'язкою рідиною. В подальшому ця рідина вилучається із привибійної зони в процесі експлуатації свердловини.
ГРП застосовують для: а) збільшення продуктивності нафтових (газових) і приймальності нагнітальних свердловин; б) регулювання припливів та приймальності по продуктивній товщі пласта; в) утворення водоізоляційних екранів в обводнених свердловинах.
Розрізняють три основних процеси ГРП: а) однократний; б) багатократний; в) направлений (поінтервальний).
При однократному розриві передбачається утворення однієї тріщини в продуктивній товщі пласта, при багатократному – декілька тріщин по всій розкритій продуктивній товщі пласта; при направленому – утворення тріщин у завчасно передбачених інтервалах товщини пласта.
Процес ГРП складається із таких послідовних етапів: 1) нагнітання в свердловину рідини розриву для утворення тріщини в пласті; 2) нагнітання рідини – пісконосія; 3) нагнітання протискувальної рідини для проштовхування піску в тріщини та запобігання їхнього змикання.
Багатократний ГРП із застосуванням пружних пластмасових кульок або закупорюючих матеріалів. Спочатку проводять ГРП за звичайною технологією, а потім в потік рідини, що нагнітається, вводять пластмасові кульки діаметром 12-18 мм і густиною, приблизно рівною густині рідини, що нагнітається. Одна кулька може перекрити один перфораційний отвір. Кульки в рідині надходять до тих перфораційних отворів, де швидкість потоку найбільша (навпроти інтервалу розриву), впираються в них і перекривають отвори. Тим самим зменшується або навіть припиняється потік рідини в тріщину, що утворилася. Тиск на вибої зростає, що сприяє утворенню нової тріщини в іншому прошарку. Це контролюється на поверхні збільшенням умовного коефіцієнта Ку (див. формулу 10.1). Потім в потік знову вводять кульки без зниження тиску (через спеціальний лубрикаторний пристрій), щоб закупорити другу тріщину, що утворилася. Таким чином здійснюється дво-, три- або багатократний розрив пласта.
Аналогічно проводять багатократний ГРП із застосуванням тимчасово закупорюючих речовин (наприклад, зернистого парафіну). У цьому випадку, отримавши першу тріщину, в свердловину разом з рідиною вводять тимчасово закупорюючі речовини, що приводить до закупорки утвореної тріщини, до підвищення тиску і розриву пласта в іншому інтервалі. Таким чином здійснюють багатократний розрив. При освоєнні свердловини закупорюючі речовини або розчиняються у нафті (нафталін) і видаляються з тріщин, або виносяться потоком на поверхню (кульки з пластмаси).
Віброобробка привибійної зони свердловин
Віброобробка – процес дії на привибійну зону за допомогою спеціальних вибійних механізмів (вібраторів), які створюють коливання тиску різної частоти і амплітуди.
В результаті віброобробки привибійної зони підвищуються продуктивність нафтових і приймальність нагнітальних свердловин.
Вібродію найдоцільніше проводити у свердловинах: 1) з проникністю привибійної зони яка нижче середньої проникності пласта або віддаленіших від свердловини зон пласта; 2) з погіршеними колекторськими властивостями привибійної зони в процесі буріння або ремонтних робіт (в результаті проникнення в пласт бурового і цементного розчинів, обважнювачів, води тощо); 3) що експлуатують пласти, які складені низькопроникними породами, які містять глинисті мінерали; 4) з низькою проникністю порід, але з високим пластовим тиском.
Теплова обробка привибійної зони свердловини
Теплову дію на нафтові пласти і привибійну зону свердловин застосовують у тих випадках, коли родовище характеризується високою в'язкістю і підвищеною густиною нафти в пластових умовах або вмістом в нафті парафіну, смол та асфальтенів.
Привибійну зону свердловини прогрівають наступними способами:
- нагнітанням в пласт на деяку глибину теплоносія – насиченої або перегрітої пари, розчинника, гарячої води або нафти;
- спуском на вибій (у фільтрову зону) нагрівача – електропечі або занурювальної газової горілки.
Обробка парою та гарячою водою.
Електротеплова обробка. Електропрогріванням, внаслідок малої теплопровідності гірських порід, не вдається прогріти більш або менш значну зону (в радіусі до 1 м). При нагнітанні теплоносія радіус зони прогрівання становить 10-20 м, але при цьому в пласті вода, пара або конденсат можуть взаємодіяти з глинистими компонентами і погіршувати проникність.
Обробка привибійної зони свердловин поверхнево-активними речовинами
Поверхнево-активні речовини (ПАР) – це речовини, які знижують поверхневий натяг на рідкій і твердій поверхні розділу фаз (або на поверхні розділів двох рідин, наприклад, нафта – вода) внаслідок адсорбції цих речовин.
У нафтовій промисловості ПАР широко застосовують перш за все як деемульгатори-руйнівники нафтових емульсій. Їх широко використовують для обробки привибійної зони з метою: прискорення освоєння нафтових та газових свердловин; попередження негативного впливу води та інших промивних рідин на фізико-хімічні властивості порід продуктивного пласта при ремонтних роботах; підвищення продуктивності нафтових та газових і приймальності нагнітальних свердловин; підвищення ефективності соляно-кислотних обробок свердловин; селективної ізоляції припливів пластових вод.

66. Збір та підготовка природного газу до транспортування
Газ, що надходить із свердловин, необхідно підготувати до транспортування кінцевому користувачу - хімічний завод, котельня, міські газові мережі. Необхідність підготовки газу викликана присутністю в ньому крім цільових компонентів домішок, що викликають труднощі при транспортуванні або застосуванні. Так, пари води, що міститься в газі, при певних умовах можуть утворювати гідрати або, конденсуючись, скупчуватися в різних місцях (вигин трубопроводу, наприклад), заважаючи просуванню газу; сірководень викликає сильну корозію газового обладнання. Газ готують за різними схемами. Згідно з однією з них, в безпосередній близькості від родовища споруджується установка комплексної підготовки газу (УКПГ), на якому проводиться очищення і осушення газу. Якщо газ містить у великій кількості гелій або сірководень, то газ обробляють на газопереробному заводі, де виділяють гелій і сірку. Газ виходить з надр внаслідок того, що в шарі знаходиться під тиском, що значно перевищує атмосферний. Таким чином, рушійною силою є різниця тисків у шарі і системі збору.
Під час вилучення суміші нафти з пластовою водою утворюється емульсія, яку слід розглядати як механічну суміш двох нерозчинних рідин, одна з яких розподіляється в обсязі іншого у вигляді крапель різних розмірів. Наявність води в нафті призводить до подорожчання транспорту в зв'язку зі зростаючими обсягами рідини, що транспортується і збільшенням її в'язкості. Наявність у нафті механічних домішок (породи пласта) викликає абразивний знос трубопроводів, нафтоперекачувальної обладнання, ускладнює переробку нафти, утворює відкладення в холодильниках, печах і теплообмінниках, що призводить до зменшення коефіцієнта теплопередачі і швидкого виходу їх з ладу. Присутність мінеральних солей у вигляді кристалів у нафті і розчину у воді призводить до посиленої корозії металу обладнання і трубопроводів, збільшує стійкість емульсії, ускладнює переробку нафти. Ці та інші причини вказують на необхідність підготовки нафти до транспорту. Власне підготовка нафти включає: зневоднення і знесолювання нафти і повне або часткове її розгазування.
На нафтових промислах найчастіше використовують централізовану схему збору та підготовки.
Способи транспортування газу і нафти
В даний час основним видом транспорту є трубопровідний. Газ під тиском 75 атмосфер рухається по трубах діаметром до 1,4 метра. У міру просування газу по трубопроводу він втрачає енергію, переборюючи сили тертя як між газом і стінкою труби, так і між шарами газу. Тому через визначені проміжки необхідно споруджувати компресорні станції (КС), на яких газ дотискає до 75 атм. Спорудження і обслуговування трубопроводу досить дорого, але тим не менше - це найбільш дешевий спосіб транспортування газу і нафти. Крім трубопровідного транспорту використовують спеціальні танкери - газовози. Це спеціальні кораблі, на яких газ перевозиться у зрідженому стані за певних термобаричних умовах. Такий вид транспорту вважається економічно обгрунтованим при віддаленості споживача скрапленого газу більш 3000 км. У 2004 міжнародні постачання газу по трубопроводах склали 502 млрд м, скрапленого газу - 178 млрд м
Також є й інші проекти транспортування газу, наприклад за допомогою дирижаблів, або в газогідратному стані, але ці проекти не знайшли широкого застосування в силу різних причин.
Ще одним зручним способом транспортування нафтопродуктів став залізничний транспорт. У 1878 році, з метою задоволення стрімко зростаючого попиту на нафтопродукти, був виданий указ про створення залізничної гілки Баку - Сурахани - Сабунчі довжиною 20 км. Нафту вперше стали перевозити в спеціальних цистернах.
Незважаючи на зручність залізничного способу перевезення нафтопродуктів на великі відстані, нафтопродукти - такі як бензин, ДП, або скраплений газ - на невеликі відстані до місця реалізації оптимально доставляти автоцистернами. Перевезення палива таким способом помітно підвищує його споживчу вартість. Рентабельність автоперевезень обмежується відстанню в 300-400 кілометрів, що визначає їх локальний характер - від нафтобази до заправної станції і назад.
Найдешевшим і екологічно безпечним способом транспортування нафти є нафтопроводи. Нафта в них рухається зі швидкістю до 3 м / сек під впливом різниці в тиску, що створюється насосними станціями. Їх встановлюють з інтервалом в 70-150 кілометрів залежно від рельєфу траси. На відстані в 10-30 кілометрів на трубопроводах розміщують засувки, які дозволяють перекрити окремі ділянки при аварії. Внутрішній діаметр труб, як правило, складає від 100 до 1400 міліметрів. Їх роблять з високопластичних сталей, здатних витримати температурні, механічні і хімічні дії. Поступово все більшу популярність знаходять трубопроводи з армованого пластику. Вони не схильні до корозії і володіють практично необмеженим терміном експлуатації.
Нафтопроводи бувають підземними та наземними.
Розрізняють три види нафтопроводів. Промислові, як зрозуміло з назви, з'єднують свердловини з різними об'єктами на промислах. Міжпромислові ведуть від одного родовища до іншого, магістральним нафтопроводом або просто щодо віддаленого промисловому об'єкту, що знаходиться за межами вихідного нафтовидобувного комплексу. Магістральні нафтопроводи прокладають для доставки нафти від родовищ до місць перевалки та споживання, до яких, в тому числі, відносяться нафтобази, нафтоналивні термінали, нафтопереробні заводи.




67. Організація системи збору, обліку, підготовки та транспортування продукції нафтових промислів
Призначення та загальна характеристика збору і підготовки нафти
Збір видобутої нафти – це процес транспортування по трубопроводах нафти, води та газу від свердловин до центрального збірного пункту. Вони транспортуються під дією напору, зумовленого тиском на усті свердловин, точніше, його перевищенням над атмосферним тиском, різницею між геодезичними відмітками вхідної та вихідної точок трубопроводу (гористий рельєф місцевості), а також створюваного насосами, коли це необхідно.
Процес отримання товарної продукції називають підготовкою видобутої нафти. Сюди входять технологічні процеси сепарації, стабілізації, зневоднення (деемульсації) і знесолення нафти, очистка стічної води від емульгованої нафти та механічних домішок (шламу), а також осушка (від водяної пари) і очистка (від сірководню і діоксиду вуглюцю) нафтового газу.
Збір і підготовка нафти – це єдина система перерахованих технологічних процесів, коли збір суміщається з піготовкою нафти. Сучасна система нафтогазозбору і підготовки – складний комплекс трубопроводів, блочного автоматизованого обладнання та апаратів, технологічно зв’язаних між собою. Ця система також повинна забезпечити: попередження втрат нафтового газу та легких фракцій нафти від випаровування на всьому шляху пересування і з самого початку розробки; відсутність забрудненя навколишнього середовища, зумовленого розливаннями нафти і води; надійність роботи кожної ланки і системи в цілому; високі техніко-економічні показники роботи.
Системи збору і транспорту продукції нафтових свердловин
Під системою збору і транспорту продукції нафтових свердловин розуміють все обладнання і систему трубопроводів, побудованих для збору продукції свердловин і доставки її до центрального пункту підготовки нафти (ЦППН). З пунктів підготовки нафта прямує на нафтопереробний завод, газ – в основному на газопереробний завод, а пластова вода, видобута разом з нафтою, до нагнітальних свердловин.
Системи, які використовують для збору і транспорту продукції нафтових свердловин
Найтиповіші системи збору і транспорту продукції нафтових свердловин: самоплинна, Ф. Г. Бароняна – С. А. Везірова, високонапірна, Гіпровостокнєфті, променева, системи збору на родовищах Західного Сибіру, інші системи нафтогазозбору та уніфіковані технологічні схеми комплексів збору та підготовки нафти, газу і води нафтовидобувних районів.
Самоплинна система – рух продукції свердловини відбувається під впливом гравітаційних сил, тобто геометричної різниці висот початкових і кінцевих пунктів її збору.
Самоплинна система має цілий ряд недоліків, а саме:
1) низький тиск в нафтогазозбірних трубопроводах;
2) велику кількість проміжних технологічних об'єктів;
3) велику металоємність;
4) нераціональне використання пластової енергії;
5) значні втрати газу і легких фракцій нафти внаслідок застосування негерметизованих вимірників і резервуарів;
6) важко автоматизувати технологічні процеси збору і транспорту;
7) створюються умови для відкладення в системі солей, парафіну, і механічних домішок внаслідок низької швидкості потоку, що зменшує пропускну спроможність нафтопроводів.
Система Ф. Г. Бароняна – С. А. Везірова передбачає спільний збір продукції нафтових свердловин незалежно від способу експлуатації (фонтанний, насосний, компресорний) до нафтозбірного пункту під тиском на усті ( 0,5-0,6 МПа, яка направляється по викидних лініях в загальні збірні колектори. Ця система відноситься до однотрубної напірної. Напірною називається система, при якій переміщення нафти здійснюється під дією тиску, створюваного насосом або пластовою енергією.
Переваги цієї системи в порівнянні з самоплинною:
1) зменшується кількість вимірних установок ВУ;
2) зменшується кількість трубопроводів;
3) зменшуються втрати нафти і газу;
4) покращується обслуговування установок;
5) скорочуються капіталовкладення;
6) можна транспортувати нафту і газ на великі відстані за рахунок напору свердловин, що дає змогу обійтись без будівництва проміжних насосних і компресорних станцій.
Однак ця система має і недоліки:
1) велика кількість дрібних нафтозбірних пунктів;
2) обмежена протяжність дільниць однотрубного збору і транспорту продукції свердловин (свердловина – нафтозбірний пункт), що не вирішує корінної зміни системи збору і транспорту продукції свердловин;
3) утворення і випадання парафіну в збірному колекторі внаслідок наявності перепаду тиску і виділення газу з нафти.
Високонапірна система з централізованою багатоступінчастою сепарацією (грозненська). Відмінна особливість цієї системи – спільний збір і транспорт продукції свердловин на декілька десятків кілометрів під тиском 6,0-7,0 МПа.
Недоліки цієї системи наступні:
1) може виникнути пульсація тиску в нафто-газопроводах і внаслідок цього їхня вібрації;
2) нерівномірність потоку суміші в колекторах, що зумовлює нерівномірну подачу струменя в сепаратори.
Система інституту Гіпровостокнєфть передбачає однотрубний транспорт продукції свердловини до дільничих сепараційних установок, розташованих на відстані до 7 км від свердловин, і транспорт нафтогазової суміші до центрального нафтозбірного пункту ЦНЗП(центральний нафтозбырний пункт) на відстань до 100 км і більше.
Основними перевагами системи Гіпровостокнєфті є:
1) централізований збір і підготовка нафти з групи родовищ даного нафтового району, розташованих в радіусі декількох десятків кілометрів;
2) відсутність необхідності будівництва на кожному родовищі дрібних нафтозбірних пунктів з парками резервуарів і УПН;
3) повна герметизація системи;
4) можливість безкомпресорного транспорту газу після I рівня сепарації на ГПЗ;
5) завдяки зменшенню в'язкості суміші полегшується транспорт нафтогазової суміші дожимними компресорами.
Променева система. Суть цієї системи полягає в наступному. Продукція свердловин по викидних лініях поступає на групову сепараційно-вимірну установку ГСВУ, яка розрахована на обслуговування до ста свердловин. На цій установці заміряються компоненти продукції свердловини і відбувається первинна сепарація. Тут же розташоване насосне господарство для подальшого транспорту газонасиченої нафти на центральний нафтозбірний пункт і установку підготовки нафти. При цьому вимір і первинна сепарація нафти здійснюється роздільно (для обводненої і необводненої нафти). З цією метою прокладають два колектори. Газ після первинної сепарації прямує в газозбірний колектор.
Недолік цієї системи – наявність лінійних збірних нафтопроводів і газопроводу.
Системи збору, які використовуються на родовищах Західного Сибіру. Тут застосовують декілька різновидів напірних систем нафтогазозбору, специфіка яких в основному пов'язана з кущовим розміщенням свердловин, похило і направлено пробурених на продуктивний пласт. У цих системах використовуються комплексні збірні пункти (КЗП), на яких відбувається часткова підготовка нафти і її відкачування на ЦЗП, який ще називається центральним пунктом підготовки нафти (ЦППН).
Інші системи нафтогазозбору.
Системи, які застосовуються до конкретних умов удосконалюються, модернізовуються. Тенденція їхнього розвитку – максимальна централізація нафтопромислових об'єктів, автоматизація і телемеханізація.
Отже, основними технологічними вузлами всіх перерахованих систем є:
1) сепараційно-вимірні установки для виміру дебіта нафти, газу і води по кожній свердловині;
2) сепараційні установки, в яких розділяються компоненти продукції свердловини;
3) насосні станції для перекачування нафти всередині дільниці, родовища і за їх межами;
4) компресорні станції для перекачування газу до газопереробних заводів або до інших споживачів;
5) резервуарні парки для зберігання нафти;
6) установки підготовки нафти для доведення нафти до товарної продукції.
Всі ці вузли з’єднані трубопроводами, по яких здійснюється транспорт нафти і газу.
Вибір системи збору і транспорту продукці нафтових свердловин
Єдиної універсальної системи збору і транспорту продукції свердловин не існує, оскільки кожне родовище характеризується своїми особливостями. Тому при виборі тієї або іншої системи потрібно враховувати, якою найраціональнішою для даного родовища є система, яка має найвищі техніко-економічні показники. Кожна з вказаних типових систем може видозмінюватися для даного родовища в залежності від тих або інших характерних особливостей і умов його експлуатації, але в будь-якому випадку вона повинна відповідати тим вимогам, які виставляються до систем збору і транспорту продукції свердловин.
Для вибору тієї або іншої системи збору і транспорту продукції свердловин необхідно мати наступні вихідні дані:
1) кількість експлуатаційних і нагнітальних свердловин і їх розташування на структурній карті родовища з вказаним контуром нафтоносності і газоносності;
2) дебіти нафти, газу і пластової води по свердловинах і по родовищу загалом від початку до кінця розробки родовища (по роках);
3) зміна устьового тиску фонтанних свердловин по роках за увесь період розробки;
4) зміна температури по стовбуру свердловин;
5) склад компонентів продукції свердловин і їхні фізико-хімічні властивості;
6) кліматичні і метеорологічні умови району даного нафтового родовища;
7) джерела енергопостачання, водопостачання, можливість зв'язку, наявність доріг;
8) топографічну карту.
На основі цих початкових даних і керуючись принципами, викладеними в даному параграфі, можна вибрати ту або іншу систему.
Установки для вимірювання і сепарації продукції свердловин.
Вимірні установки
При облікові продукції свердловин особливу увагу потрібно звертати на зміну обводненості нафти в часі і на збільшення газового фактора по свердловинах. Нижче розглянемо прилади та обладнання, які використовуються при облікові продукції свердловин, під’єднаних до високонапірної герметизованої системи збору.
По кожній свердловині необхідно заміряти дебіт нафти, води, газу. Крім того, необхідно визначати і кількість вмісту механічних домішок. Це дає можливість судити про порушення режиму експлуатації свердловин і родовища загалом. Наприклад, якщо збільшується кількість води, можливе обводнення свердловини; якщо збільшується кількість газу, можлива втрата рухомої сили пласта і зменшення нафто-віддачі його; при збільшенні механічних домішок можливе порушення привибійної зони. Для вимірювання дебіту застосовують сепараційно-вимірні установки. Сепараційно-вимірними їх називають тому, що для вимірювання кількості кожного компонента продукції свердловини необхідно спочатку відділити їх один від одного, тобто процесу вимірювання передує процес сепарації. На практиці застосовують індивідуальні і групові сепараційно-вимірні установки.
Індивідуальна сепараційно-вимірна установка ІСВУ обслуговує тільки одну свердловину. Вона складається з одного газосепаратора (іноді його називають трапом), вимірника і трубопровідної обв'язки.
Групова сепараційно-вимірна установка самоплинної системи ГСВУ обслуговує декілька свердловин.
Вона складається з газосепаратора першого ступеня, газосепаратора другого ступеня, вимірного газосепаратора, вимірника, розподільної батареї (гребінки) і трубопроводів. Технологічна схема її наступна: продукція з свердловин (фонтанних, компресорних, насосних) прямує в розподільну батарею, яка спрямовує продукцію свердловини в тому або іншому напрямку. Якщо одна з свердловин переключається на вимір продукції, то продукція всіх інших свердловин змішується і надходить в збірний колектор без вимірювання.
Групова сепараційно-вимірна установка системи Бароняна – Везірова складається з одного вимірного трапа і розподільної батареї.
Продукція свердловини прямує в газосепаратор, де відділяється газ від нафти. При виході з газосепаратора газ змішується з нафтою і по єдиному трубопроводу надходить на сепарацію. Кількість нафти заміряють за допомогою вимірного скла, змонтованого на газосепараторі, а кількість газу – спеціальними пристроями і приладами, встановленими на газовій лінії після сепаратора. Продукція інших свердловин при цьому, обминаючи ГСВУ, прямує на сепарацію.
У сучасних напірних герметизованих системах збору і транспорту продукції свердловини застосовують автоматизовані сепараційно-вимірні установки АСВГУ (типу ВУГ, “Супутник”, АГВУ тощо).
Для вимірювання кількості рідкої продукції свердловин (нафти і води) при герметизованій системі збору широко використовуються автоматизовані групові вимірні установки Супутники декількох типів: Супутник-А, Супутник-В, Супутник-Б40 тощо.
Дебітоміри ДПН-5, ДПН-7 використовуються для вимірювання дебіту свердловин при груповому або індивідуальному зборі нафти, як з місцевим відліком, так і з передачею показань на віддаль. Дебітомір складається з мірної ємності з встановленим на ній датчиком граничних рівнів і триходовим клапаном з електроприводом, вторинного приладу зі схемою керування триходовим клапаном та реєстрацією дебіту.
Вимірно-перемикаючі установки для групового збору нафти ЗУГ-1, ЗУГ-3, ЗУГ-4, ЗУГ-5 призначені для автоматичного вимірювання дебіту свердловин, підключених до групової установки, контролю за роботою свердловин і автоматичного відключення їх при аварії на груповій установці.
Сепараційні установки
Сепарацією називається процес відділення одного компонента від інших (наприклад, газу від рідини). Посудина, в якій відбувається сепарація, називається сепаратором. Відділення газу від рідини відбувається в газосепараторі. Сепараційна установка може складатися з одного сепаратора і більше в залежності від пропускної спроможності його і кратності сепарації (одноразова, багаторазова або одноступінчаста і багатоступінчаста).
Якщо газ виводиться з сепаратора при одному тиску, то така сепарація буде одноразовою або одноступінчастою; якщо газ виводиться при різному тиску (наприклад, з одних сепараторів – при р1 з інших – при р2, з третіх – при р3), то така сепарація називається багаторазовою або багатоступінчастою. Якщо сепараційна установка обслуговує одну свердловину, то вона називається індивідуальною, якщо декілька свердловин – груповою.
Сепаратори бувають різних конструкцій (горизонтальні, вертикальні, циліндричні, сферичні, гравітаційні, відцентрові, інерційні, різного тиску тощо), але всі вони мають такі основні вузли:
а) сепараційний (для основного відділення газу від нафти);
б) осадовий (для додаткового виділення газу, захопленого нафтою із сепараційного вузла);
в) акумулятивний (для збору нафти і виведення її із сепаратора);
г) краплеуловлюваний (для уловлювання крапельок рідини, захоплених газом).
Резервуарні парки і насосні станції
Призначення і види резервуарних парків для зберігання нафти
Для збору, зберігання і обліку нафти застосовують спеціальні ємності (металеві, залізобетонні і бетонні), які називаються резервуарами.
Форма резервуарів може бути найрізноманітнішою: циліндричною (горизонтальні і вертикальні), прямокутною і сферичною. Будують їх підземними, напівпідземний і надземними. Підземні і напівпідземні резервуари споруджують тільки залізобетонними.
Об’єм резервуарів змінюється в широких межах – від 100 до 100 000 м3. Найпоширеніші стальні циліндричні вертикальні резервуари (рис. 11.16).
Кожний резервуар має сходи, необхідні для огляду обладнання, відбору проб і контролю рівня нафтопродукту.
Група резервуарів, зосереджених в одному місці для виконання якоїсь певної мети в загальній системі збору і транспорту нафти і газу, називається резервуарний парком (нафтозбірним пунктом). Резервуарні парки є проміжні і товарні. В проміжних зберігається нафта, що підлягає певному рівню обробки, а в товарних – нафта, яка пройшла установку підготовки (обезводнення і знесолювати). При використанні напірних і високонапірних систем збору нафти і газу споруджують тільки товарні парки.
Резервуарний парк повинен мати потужні засоби пожежогасіння, хороші під’їзди, земляну обваловку, хороше водопостачання і електроосвітлення, закриту систему каналізації, насосну, лабораторію, парокотельню тощо.
Облік товарної продукції в резервуарах
Кількість товарної продукції в резервуарах можна визначати різними способами. Найпоширеніший об’ємний спосіб.
Перед заповненням продукцією резервуар калібрують (по висоті через кожний сантиметр наносять мітки). Це потрібно для визначення об’єму рідини в резервуарі.
При вимірі об’єму продукції знаходять рівень нафти і води (мірною стрічкою з міліметровими поділками і лотом), а потім з урахуванням температури по калібрувальній таблиці визначають об’єм в м3. Щоб отримати продукцію в тонах, необхідно об’єм (в м3) помножити на густину (в г/м3). Для визначення густини необхідно за допомогою пробовідбірника взяти пробу. Середню густину знаходять по нафтоденсиметру.
Порядок обліку продукції наступний:
1) заміряють об’єм обводненої нафти;
2) пробовідбірником відбирають пробу нафти;
3) заміряють температуру проби нафти;
4) нафтоденсиметром визначають середню густину і приводять її до температури +20°С;
5) заміряють відсотковий вміст води в пробі нафти;
6) заміряний об’єм обводненої нафти множать на середню густину її і отримують кількість обводненої нафти в тонах;
7) визначають кількість води в тонах в обводненій нафті, помноживши кількість обводненої нафти в тонах на масовий відсоток води;
8) визначають кількість чистої нафти в тонах, віднявши від загальної кількості обводненої нафти в тонах кількість води в тонах.
Оскільки при об’ємному способі виміру продукції операції виконують вручну, він має ряд недоліків.
Тому на деяких родовищах почалося впровадження автоматизованих установок по безперервному виміру товарної нафти.
Насосні станції для перекачування нафти
Насосні станції для перекачування нафти всередині родовища застосовують тільки в тому випадку, якщо тиск на устях свердловин невеликий або енергія глибинних насосів недостатня для транспортування нафти до певних технологічних установок.
Найпоширеніші відцентровий і поршневі насоси.
Для транспорту газонафтових сумішей при використанні високонапірних систем застосовують насоси-компресори, за допомогою яких можна штучно підвищити тиск у викидних лініях свердловин, зберегти первинний ритм роботи системи збору нафти і газу та уникнути спорудження іншої системи для свердловин з низьким тиском.
Вибір типу насоса залежить від умов його експлуатації і визначається техніко-економічними показниками.
Для транспорту нафти від збірних сепараційних установок встановлюють один насосний агрегат, а для товарних резервуарних парків і великих проміжних – декілька насосних агрегатів. Ці агрегати встановлюють в спеціальних приміщеннях – насосних станціях.
Компресорні станції для перекачування попутного газу
Для подачі попутного газу на газопереробний завод або газофракційну установку, підведення його в газову шапку продуктивних пластів з метою продовження фонтанування свердловин або для подачі газу до устя компресорних свердловин і до інших споживачів застосовують компресори. Встановлюють їх в приміщеннях, які називаються компресорними станціями.
На практиці широко поширені ротаційні компресори (РСК), двоступеневі турбокомпресори (ГТК) і поршневі компресори різних типів (ГК). На деяких родовищах експлуатуються вакуумні компресори, які збирають газ під вакуумом і подають його до місць споживання.
Компресорні станції рекомендується будувати в місцях великих скупчень попутного газу.
На компресорній станції передбачається таке допоміжне обладнання і споруди:
1) водонасосна циркуляційного водопостачання для охолоджування компресорів;
2) градирня для охолоджування води, яка знаходиться в циркуляції;
3) сепараційна установка для очищення газу від води і механічних домішок;
4) масловіддільники;
5) холодильники;
6) сепаратори для відділення конденсату;
7) конденсатозбірники;
8) бензонасосна;
9) газорозподільний і газозамірний пункт;
10) трубопровідна обв’язка;
11) механічна майстерня;
12) склади мастил, матеріалів і запасних частин;
13) пускові балони зі стиснутим повітрям для запуску газомоторних компресорів;
14) система автоматизації і централізованого обслуговування машин.
Автоматізація компресорних станцій
Система автоматизації може представлятися:
1) автоматичним контролем і реєстрацією показників дії компресорної установки;
2) сигналізацією (аварійно-попереджувальною і контрольною);
3) блокуванням захисним або захисно-допускаючим;
4) автоматичним регулюванням;
5) автоматичним управлінням.
Внутрішньопромисловий трубопровідний транспорт
Класифікація трубопроводів
1. Залежно від виду перекачуваного продукта, трубопроводи поділяються на нафтопроводи, газопроводи, нафто-газопроводи, водопроводи, паропроводи і каналізаційні.
2. За призначенням трубопроводи діляться на самоплинні, напірні і змішані.
3. За робочим тиском – низького (до 0,6 МПа), середнього (до 1,6 МПа) і високого (понад 1,6 МПа) тиску.
4. За способом прокладки – підземні, надземні і підводні.
5. По функції – викидні (від устя свердловин до групової установки), збірні колектори (які приймають продукцію від декількох трубопроводів) і товарні (які транспортують товарну продукцію).
6. За способом виготовлення – зварні.
7. За формою розташування – лінійні (збірний колектор представляє одну лінію), кільцеві (збірний колектор являє собою замкнену кільцеву лінію) і променеві (збірні колектори сходяться променями до одного пункту).
Транспортування парафінистих і високов’язких нафт
З пониженням температури нафти розчинений в ній парафін починає кристалізуватися. При цьому різко зростає в’язкість нафти. Вона може повністю втратити рухливість, особливо після короткочасного припинення перекачування.
Високов’язкі нафти, які мають велику густину і значний зміст смол, також з пониженням температури підвищують в’язкість і можуть перетворитися в трубопроводі в нетекучу масу.
Виникає необхідність при перекачуванні таких нафт збільшувати потужність насосних станцій, будувати спеціальні установки для підігрівання нафти, збільшувати діаметр трубопроводів, додавати до нафти різні добавки, розбавляти її гасом тощо.
При транспортуванні нерозгазованої нафти зменшується ймовірність утворення і відкладення парафіну.
Практика експлуатації і дані досліджень показують, що при спільному зборі нафти і газу одним з перспективних, напрямків боротьби з парафіном є зниження до мінімуму втрат тепла і підтримка оптимальної температури при видобутку і транспортуванні продукції свердловин. На це впливає глибина закладання трубопроводу, теплоізоляція його, режим перекачування і підігрівання продукції. Інший перспективний напрямок – застосування трубопроводів із захисними покриттями внутрішньої поверхні.
Трубопровідна арматура
Трубопровідна арматура розділяється на три групи: 1) запірна; 2) регулююча; 3) запобіжна.
1. Призначення запірної арматури – відокремлення дільниць трубопроводів і відключення від трубопроводів різних технологічних установок. Вона встановлюється на початку і в кінці кожного трубопроводу, в місцях з’єднання їх один з одним і зі збірними колекторами.
До запірної арматури відносяться засувки, крани, вентилі, зворотні клапани і клапани-відсікачі.
Кран– запірний пристрій, прохідний переріз якого відкривається і закривається при повороті пробки навколо своєї осі. Крани виготовляють з чавуну або бронзи.
Вентиль – запірний пристрій, в якому при повороті шпинделя клапан (насаджений на нього) переміщається вздовж осі сідла. Вентилі виготовляють з сталі, чавуну і бронзи.
В кінці трубопроводів, підключених до групових установок або до збірних колекторів, встановлюють зворотні клапани. Вони призначені для відключення трубопроводу у разі зміни напрямку руху рідини.
Клапани-відсікачі, які встановлюються на викидних лініях, служать для відключення свердловини в аварійних випадках.
2. Призначення регулюючої арматури трубопроводів (регуляторів тиску) – підтримка постійного тиску в трубопроводі до регулятора або після нього. Вони встановляються, як правило, на газопроводах для забезпечення постійного тиску на прийомі компресорів або в кінцевих точках газопроводів.
3. Призначення запобіжної арматури – захистити трубопроводи або апарати від розриву при підвищенні тиску. До запобіжної арматури відносяться запобіжні клапани різних конструкцій (важельні, пружинні тощо).
Газопроводи для збору попутного газу
Транспорт попутного газу на площах нафтових родовищ здійснюється по газопроводах.
У самоплинних системах ще експлуатуються газопроводи вакуумні і газопроводи високого, середнього і низького тиску. Але оскільки в цьому випадку потрібно споруджувати установки поблизу кожної свердловини (при індивідуальних сепараційно-вимірних установках) або застосовувати декілька групових установок, в зв’язку з чим витрачається багато металу, системи з такими газопроводами в цей час не споруджують.
При використанні напірних або високонапірних систем збору нафти і газу довжина газопроводів різко скорочується за рахунок ліквідації невеликих сепараційних установок і утворення великих центральних сепараційних установок.
Газопроводи, по яких газ поступає на прийом компресорної станції, називаються підвідними, а ті по яких підводиться до компресорів – нагнітальними. Газопроводи, в які поступає газ по декількох трубопроводах, називаються збірними колекторами.
Конфігурація газозбірного колектора залежить від кількості сепараційних установок, їхнього розміщення на родовищі і системи збору і транспорту нафти і газу.
Колектор повинен бути економічно вигідним, забезпечувати безперебійну подачу газу, маневровим і зручним в обслуговуванні.
Витрату рідини або газу по трубопроводу визначають за допомогою диференціальних манометрів, а дебіт рідини – лічильниками-дебітомірами.
Підготовка нафти на родовищах до переробки
На різних стадіях розробки нафтових родовищ вміст води в нафті може бути різним; в початковий період експлуатації може добуватися практично безводна нафта, потім кількість води в нафті, яка видобувається, поступово збільшується і на кінцевій стадії розробки може досягати 90% і більше. При рухові нафти і води по стовбуру свердловини і трубопроводах відбувається їхнє взаємне перемішування, внаслідок чого утворюються емульсії (потрібно враховувати, що для утворення емульсії, в нафті мають бути присутніми особливі речовини – природні емульгатори: асфальтени, смоли, механічні домішки тощо).
Крім високомінералізованої води, в нафті у зваженому стані можуть міститися найдрібніші кристалики солей. Поява їх пояснюється випаровуванням води при зборі і транспорті нафти в процесі випаровування останньої. Перекачувати таку нафти на переробку недоцільно, оскільки крім агресивності води збільшуються об’єми перекачуваних рідин, що приводить до збільшення експлуатаційних витрат.
При вмісті в нафті води і солей меншає продуктивність технологічних установок нафтопереробки, порушується технологічний режим роботи окремих установок і апаратів, знижується якість нафтопродуктів. Солі і пісок викликають сильну ерозію металевих поверхонь, крім того, підвищується витрата палива, знижується теплопередача технологічного обладнання, зменшується міжремонтний період роботи установки.
Особливо небезпечний вміст солей в сірчистих нафтах – сірководень з хлористим воднем надзвичайно корозійні.
Для обезводнення і знесолення нафт використовують установки підготовки нафти (УПН). Крім того, на цих установках знижують випаровування нафти (з метою зменшення втрат легких вуглеводнів), тобто проводять стабілізацію нафти.
Установки підготовки нафти можна розміщувати в будь-якому пункті системи збору і транспорту нафти і газу, але найдоцільніше встановлювати їх в пунктах максимальної концентрації нафти (наприклад, в товарному парку). При цьому необхідно враховувати прийняту схему збору і транспорту нафти і газу і можливості підготовки нафти іншого родовища, якщо дане вийде з ладу.
Обезводнення і знесолення нафт
Пластова вода, яка видобувається з нафтою з розчиненими в ній солями викликає корозію обладнання, погіршує якість нафтової сировини. Тому перед переробкою нафту обезводнюють і знесолюють. Основна маса солей видаляється разом з водою в процесі обезводнення. Однак для того, щоб попередити корозію обладнання, утворення сольових відкладень та інших порушень в процесах переробки нафти необхідно проводити її глибоке знесолення.
Перед знесоленням в нафту подається прісна вода, внаслідок чого утворюється штучна емульсія, яка потім швидко руйнується. Процес руйнування нафтових емульсій полягає в злитті крапель диспергованої в нафті води в присутності деемульгатора і осадженні укрупнених крапель.
Деемульгатори – це поверхнево-активні речовини (ПАР), які адсорбуються на поверхні глобул води і утворюють адсорбційний шар зі значно меншою механічною міцністю, що полегшує злиття крапель і сприяє руйнуванню нафтових емульсій.
В даний час використовують такі типи деемульгаторів: дипроксамін, проксамін, дисолван, сепарол, поліакриламід, оксиетилований препарат ОП тощо. Вимоги, які виставляються до деемульгаторів, наступні. Деемульгатор повинен:
1) бути високоактивним, тобто витісняти емульгатор з поверхні крапельки води;
2) зменшувати зв’язки на поверхні контакту нафта – вода при малих питомих витратах його;
3) добре розчинятися у воді або в нафті;
4) не коагулювати в пластових водах;
5) бути дешевим і транспортабельним;
6) не погіршувати якості нафти;
7) не кородувати метали;
8) не змінювати своїх властивостей при зміні температури;
9) годитися для різних нафт і вод.
Ефект деемульсації залежить від інтенсивності перемішування деемульгатора з емульсією і від температури емульсії. Подача деемульгаторів здійснюється спеціальними дозувальними насосами.
Застосовують такі способи обезводнення і знесолення:
1) холодний відстій;
2) центрифугування;
3) фільтрацію;
4) термохімічні;
5) електричні.
Останнім часом створені і застосовуються комбіновані апарати, в яких суміщені всі процеси (підігрівання, регенерація тепла нафти і відстій) при обезводненні і знесолюванні нафти. Вони можуть розміщуватися як на великих родовищах, так і на центральних установках підготовки нафти.
Отже, основними технологічними апаратами і обладнанням установок обезводнення і знесолення є теплообмінники, підігрівачі, відстійники, електродегідратори, резервуари, насоси, сепаратори-деемульгатори.
В практиці експлуатації нафтових родовищ застосовується також і трубна деемульсація.
Стабілізація нафти
При транспорті нафти від місць видобутку до місць переробки можливі великі втрати легких фракцій з неї внаслідок випаровування. З метою попередження цих втрат необхідна стабілізація нафти, тобто відділення з неї найлегших вуглеводнів (етан, пропан, бутан).
Суть процесу стабілізації полягає в тому, що нафту підігрівають до певної температури (80-120°С) в спеціальній стабілізаційній колоні і відділяють легкі фракції. Після цього вони охолоджуються і конденсуються. Продукти стабілізації направляють на газопереробний завод (ГПЗ), а нафту – на нафтопереробний завод (НПЗ).
Застосовуються різні способи стабілізації: вакуумна сепарація, термічна стабілізація тощо. Доцільність будь-якого способу повинна бути обгрунтована техніко-економічним аналізом.
Підготовка попутного газу до транспорту і переробки
Оскільки попутні гази характеризуються високим вмістом вуглеводнів від пропану і вище, основна їх частина може бути віднесена до категорії жирних. Однак в деяких газах можуть міститися сірководень, азот, вуглекислота і інші небажані компоненти.
В зв’язку з цим попутні гази не можуть бути використані як паливо або сировина для переробки без відповідної підготовки.
Якщо в газі міститься сірководень, то при транспорті його по трубопроводу виникає корозія металу. Крім того, сірководень і продукт його згорання (сірчистий газ) спричинюють отруєння живих організмів, порушують режим технологічних установок переробки нафти; знижують якість продуктів при використанні сірководневого газу в промислових процесах (в металургії, при отриманні скла, в оптиці, в керамічному виробництві тощо.
В попутному газі можуть міститися водяні пари. Їх кількість при заданих тиску і температурі не може перевищувати певну граничну величину. Газ, який містить максимум водяних парів, називається насиченим. Якщо зміняться задані тиск або температура, то відповідно зміниться гранична кількість водяних парів у газі. Наприклад, при пониженні температури деяка кількість водяних парів зконденсується і випаде з газу у вигляді крапель. Температура, при якій відбувається процес конденсації водяних парів, називається точкою роси.
Відношення кількості водяних парів, які фактично знаходяться в газі при даних умовах, до максимально можливої кількості водяних парів у газі при тих же умовах називається відносною вологістю.
Абсолютна вологість – це кількість водяних парів у вагових одиницях, які містяться в одиниці об’єму або ваги газу.
Очистка попутного газу від сірководню і вуглекислоти
Розрізняють два способи очищення газу: сухий і мокрий. При сухому способі, який використовується для очищення газу з невисоким вмістом сірководню (до 0,5% об.), газ пропускають через шар твердих поглиначів – очисну масу, яка складається з гідрату окису заліза, деревної тирси і гашеного вапна, а при мокрому способі (вміст сірководню > 0,5% об.) – промивають різними поглинаючими розчинами.
Розрізняють декілька варіантів мокрого способу:
1) без утилізації сірки;
2) з отриманням елементарної сірки;
3) з виділенням концентрованого сірководню.
Осушка газів
Найпоширеніші наступні способи осушки газів: 1) адсорбційний, при якому поглиначем вологи є тверда речовина; 2) абсорбційний, при якому поглиначем вологи є рідка речовина.
Адсорбентами служать: хлористий кальцій, їдкий натрій, їдкий калій, алюмогель, силікагель, боксит, флорит, синтетичні цеоліти тощо.
Абсорбентами служать: диетиленгліколь, триетиленгліколь, розчин хлористого кальцію, хлористого літію, хлористого цинку, гліцерину тощо.
При транспортуванні газу на далекі відстані його необхідно відбензинювати одним з наступних методів: компримуванням, адсорбцією, абсорбцією, низькотемпературною конденсацією і ректифікацією.
Підготовка води для заводнення пластів
Для закачування води в нагнітальні свердловини використовують як природні води рік, морів, озер, водоносних горизонтів, так і стічні з технологічних об’єктів підготовки нафти.
І ті, і інші води можуть бути забруднені механічними домішками (піском, мулом) або містити розчинені солі, які при певних умовах випадають у вигляді осадів в пласті.
До води пред’являються наступні вимоги.
1. Вода повинна бути по можливості чистою і не містити великих кількостей механічних домішок і сполук заліза. Наприклад, для тріщинуватих пісковиків граничний вміст механічних домішок дорівнює 20-30 мг/дм3, вміст за-кисного заліза – до 1 мг/дм3, нафти – до 50 мг/дм3.
2. Вода не повинна містити сірководень і вуглекислоти, які викликають корозію обладнання.
3. Вода не повинна містити органічні домішки (бактерії і водорості).
4. Вода повинна бути хімічно інертною по відношенню до пластових рідин.
Водоочисні установки
Вода, яка надходить на водоочисну установку, залежно від якості може бути піддана тим або іншим операціям по очищенню: коагуляції, фільтрації, знезалізненню, пом’якшенню, хлоруванню, стабілізації. У ряді випадків, щоб отримати належну якість води, потрібно провести лише два-три процеси.
Для попередження корозії і стабілізації за хімічним складом за допомогою спеціальних дозувальних насосів у воду додають реагент гексаметафосфат натрію (2-3 мг/дм3).
Для знищення бактерій і інших мікроорганізмів воду обробляють хлором – хлорують.
Стічні води, крім зважених частинок, можуть містити нафту і вуглеводневі гази. Зважені частинки тут можуть бути представлені сірчистим залізом, уламками кварцу, зернами карбонатів і доломіту, частинками глини і окисного заліза.
Транспортування нафти і нафтопродуктів на далекі відстані
Відомі три основні види транспорту нафти і нафтопродуктів на далекі відстані: водний, залізничний і трубопровідний.
На практиці іноді використовують поєднання декількох видів транспорту.
Вибір того або іншого виду транспорту має бути обгрунтований техніко-економічним аналізом.
Трубопровідний транспорт нафти і нафтопродуктів
Найекономічніший вид транспорту нафти і нафтопродуктів – трубопровідний. Переваги цього виду транспорту:
1) низька собівартість транспорту продукції на великі відстані;
2) безперервність в роботі;
3) широка можливість для автоматизації;
4) зменшення втрат нафти і нафтопродуктів при транспортуванні;
5) можливість прокладки трубопроводів по найкоротшій відстані, якщо це економічно доцільно.
Трубопроводи, які перекачують продукцію на великі відстані, називаються магістральними.
До складу всякого магістрального трубопроводу (нафтопроводу або продуктопроводу) входять наступні ланки: а) трубопровід; б) насосна станція; в) засоби зв’язку.
Всі ці ланки тісно пов’язані між собою; робота однієї ланки залежить від іншої.
Магістральний трубопровід характеризується наступними показниками: продуктивністю, довжиною, діаметром і кількістю перекачуваних станцій.
Розрізняють наступні системи перекачування продуктів (нафти або нафтопродуктів) по магістральному трубопроводу: а) постанційна; б) транзитна.
Постанційна система полягає в тому, що продукт поступає в резервуар проміжної станції, заповнює його, а потім відкачується з нього на наступну станцію.
Транзитна система полягає в тому, що продукт, який подається в резервуар однієї насосної станції, відразу відкачується насосом в резервуар іншої насосної станції.
Транзитне перекачування може здійснюватися наступними способами: 1) через резервуар; 2) з насоса в насос .
Перекачувальні насосні станції – найскладніший комплекс споруд магістрального трубопроводу. Ці станції обладнують в основному відцентровими насосами.
Перша перекачувальна станція називається головною; тут приймають нафтопродукти, сортують, проводять облік і перекачують на наступну станцію (проміжну).
Робота насосних станцій повністю автоматизована і телемеханізована.
Облік продукції, яка перекачується по трубопроводу. При транспортуванні продукції по трубопроводу оформляється прийомо-здавальна квитанція, в якій вказується кількість продукції (з урахуванням води і механічних домішок) в початковому пункті і здача його в кінцевому пункті на основі вимірів і лабораторних аналізів проб. До квитанції додається паспорт продукту, де вказується його якість.
Залізнодорожний транспорт нафти і нафтопродуктів
Нафта і нафтопродукти перевозять залізницею у вагонах-цистернах, дрібній тарі (бочки, бідони) і контейнерах. Контейнери – це зменшені цистерни, розміщені на залізничній платформі.
Для транспортування нафтовантажів наливом, крім залізничних пристроїв, необхідно мати вагони-цистерни, наливну і зливну естакади.
Вагон-цистерна – сталева горизонтальна циліндрична ємність, закріплена на вагонних возиках. Залежно від вантажопідйомності вони бувають двовісними і чотиривісними, по конструкції розрізняють стандартні і цистерни спеціального призначення. У стандартних цистернах перевозять нафтопродукти, в’язкість і температура яких не залежать від зливно-наливних робіт. У цистернах спеціального призначення перевозять високозагусаючі і високов’язкі нафтопродукти.
Залізнична наливна естакада – сукупність споруд, за допомогою яких проводиться наливання нафти або нафтопродуктів в залізнодорожні цистерни. Вона складається із естакади (окремих стояків, розміщених вздовж залізничного шляху) із залізничними коліями, насосної і резервуарів.
Залізничні зливні естакади. Залізнична зливна естакада по конструкції аналогічна наливній. Злив продукту із залізничних цистерн в резервуари може здійснюватися за допомогою насосів через верхню частину цистерн або самопливом з нижньої їхньої частини.
Водний транспорт нафти і нафтопродуктів
Для транспортування нафти і нафтопродуктів водним шляхом необхідно мати нафтоналивні судна, причальні пристрої в пунктах відправлення і прибуття нафтовантажів, пристрою для наливання і зливання нафти і нафтопродуктів.
Нафтоналивні судна – морські і річкові танкери і баржі (самохідні і несамохідні). Танкери, які випускаються вантажопідйомністю 1-30 тис. т, поділяються на річкові і морські.
Морське самохідне нафтоналивне судно називається танкером, несамохідне – морською баржею або ліхтером.


69. Основні фактори, які обумовлюють корозію нафтогазопромислового обладнання
Механізм корозії газопромислового обладнання носить змішаний характер: електрохімічний, при якому руйнування є результатом впливу великої кількості мікрокорозійних гальванічних елементів за рахунок неоднорідності різних ділянок поверхні металу, який має різні потенціали; хімічний характер, при якому руйнування є результатом безпосередньої взаємодії корозійного агента з металом обладнання. По основному агенту, який викликає корозію, розрізняють: 1) сірководневу корозію; 2) вуглекислотну корозію; 3) корозію розчиненими у воді свердловин низькомолекулярними органічними кислотами: оцтовою, мурашиною, пропіоновою тощо. При одночасній присутності цих речовин корозія посилюється.
За умовами протікання корозійного процесу виділяються такі основні види корозії:
1. Корозія в електролітах, найчастіше в кислотах. Електролітом є конденсаційна або пластова вода, яка насичена H2S, CO2 або органічними кислотами та їхніми солями.
2. Корозія під напругою, яка виникає в основному за рахунок ваги фонтанних труб.
3. Корозійна ерозія, яка викликається великими швидкостями руху електроліта, наявністю виступів, западин, а також за рахунок абразивного стирання металу.
4. Лужна корозія, яка виникає у фланцях та різьбових з’єднаннях.
5. Біокорозія, пов’язана з діяльністю сульфатовідновлювальних бактерій, бактерій, які поглинають залізо і марганець у формі іонів тощо.
За характером корозійного руйнування розрізняють: суцільну корозію, яка носить поверхневий характер, і місцеву – точкову, пітінгову, корозійне розтріскування за рахунок одночасного впливу агресивного середовища та розтягуючих напружень. Ця корозія вражає метал в глибину.
Характер корозійних руйнувань на промислах.
Корозія фонтанних труб починається з деякої глибини від устя свердловини – найячастіше 1200-800 м. Нижче цього інтервалу корозія досить незначна. До устя свердловини інтенсивність корозії зростає.
Максимальні руйнування фонтанної арматури приурочені до місць різкої зміни напрямків газорідинного потоку: поворотів, виступів, місць накопичення електроліту. Корозія в основному носить виразковий характер. Швидкість корозії ущільнюючих кілець, засувок, трійників досягає 10 мм/год і більше.
Максимуми корозії в горизонтально вкладених трубопроводах приурочені до нижньої утворюючої, де рухається електроліт. Зазвичай є чітко обмежена полоса руйнування, ширина якої відповідає постійно змочуваній електролітом поверхні. У верхній частині труб швидкість корозії значно менша. Поруч із загальним рівноцінним характером корозії є ділянки з виразковою точковою корозією.
В місцях поворотів і в знижених місцях є ділянки з виразковою точковою корозією.
Найінтенсивніша корозія спостерігається в місцях руху електроліта.
При збільшенні концентрації корозійних агентів у воді швидкість корозії збільшується.
В свердловині інтервал змін рН води зазвичай коливається від 2 до 7. Відмічено, що в свердловинах в нейтральних середовищах корозія відсутня.
Роль температури при корозії газопромислового обладнання двояка. З одного боку, з ростом температур зростає швидкість хімічних і електрохімічних реакцій і, відповідно, росте швидкість корозії. З другого боку, збільшення температури зменшує розчинність СО2 і H2S у воді і зменшує швидкість корозії. Необхідно відмітити, що обладнання газокондесатних свердловин працює в умовах високих тисків, тому практично концентрація корозійних агентів у воді досить велика і ріст температури стимулює процеси корозії.
Колона фонтанних труб в сердловині експлуатується в умовах значних розтягуючих напружень. Збільшення напружень підсилює корозію.
Збільшення швидкості руху середовища може в декілька разів збільшити швидкість корозії обладнання.
Наявність місць різкого збурення потоку газу – виступів, западин, поворотів, штуцерів тощо значно, іноді в десятки разів, збільшує швидкість корозії.
Наявність вуглеводневого конденсату проявляє пасивну роль, значно зменшуючи швидкість корозії. Пасивний вплив при цьому пояснюється утворенням захисної плівки на металі. Проте відмічається роль конденсату, як стимулятора корозії металу, який знаходиться на межі двох незмішуваних рідин – води і конденсата в присутності сірководню.


70. Захист нафтогазопромислового обладнання від корозії
Згідно чинної галузевої нормативної бази все нафтогазопромислове обладнання (НГПО) (пасивному чи активному) від корозії, який повинен забезпечувати його безаварійну роботу на весь період його експлуатації. Вимоги з антикорозійного захисту необхідно виконувати при проектуванні, будівництві, монтажі, реконструкції і ремонті НГПО.При розробці проекту на НГПО одночасно повинен розроблятися проект захисту його від корозії. Всі засоби і методи захисту від корозії, передбачені проектом, повинні бути введені в дію до моменту здачі НГПО в експлуатацію.Проекти та заходи протикорозійного захисту,що впроваджуються та вперше розробляються,повинні відповідати нормативній документації,шкідливо не впливати на суміжні інженерні споруди та навколишнє середовище і бути погодженими в порядку, встановленому чинним законодавством. Захист НГПО від корозії здійснюють:
– шляхом застосування організаційно-технологічних заходів;
– шляхом впровадження методів протикорозійного захисту .
До організаційно-технологічних заходів захисту НГПО від корозії відносяться заходи
попереджувального характеру, а саме:
– використання закритих систем збору під час видобутку і переробки нафти;
– створення стабільних термодинамічних умов;
– створення режиму дисперсно-кільцевої течії потоку;
– попереджування змішування високо-агресивних середовища з неагресивним або низькоагресивним;
– застосування труб з корозійностійких матеріалів.
71.Класиф запасів та ресурсів за вивченістю та промисловим значенням
Ресурси вуглеводнів – їх кількість, яка ймовірно вміщується в надрах нерозвіданих та слабо вивчених територій, або у не вивчених та слабо вивчених інтервалах розрізів. Діляться на прогнозні Д1 та Д2 і перспективні С3. Прогнозні ресурси категорії Д1 вміщуються в літолого-стратиграфічних комплексах регіональних структур з доведеною нафтогазоносністю. Визначаються за результатами регіональних комплексних робіт та на основі аналогій.Категорія Д2 включає ресурси крупних нафтогазоперспективних структур, продуктивність яких ще не доведена, тобто це слабо- або не вивчені території, у яких є нафтогазоносні аналоги в інших регіонах.Перспективні ресурси категорії С3 – нафтогазоперспективні структури з ознаками нафтогазоносності, в межах яких не встановлено прямих доказів основного типу, виду та властивостей флюїдів. Однак комплексними дослідженнями встановлені нафтогазоносні аналоги продуктивних об`єктів в цьому районі, у тому числі на флангах родовищ а також в глибоких не випробуваних горизонтах продуктивних розрізів.Запаси вуглеводнів - кількість вуглеводнів, яка достатньо розвідана, доведена бурінням та комплексом досліджень і в основному вміщується у відкритих родовищах та місцескупченнях. До категорії С2 відносять запаси достатньо обгрунтовані, які знаходяться в нерозвіданих частинах покладу, в ще не випробуваних пластах родовища. Запаси цієї категорії розширяють перспективи нафтогазоносності і використовуються у плануванні ГРР.Розвідані запаси категорії С1 представляють запаси покладу або його частини, визначені на основі промислових притоків в свердловинах та результатів випробування пластів в декількох свердловинах. Параметри покладу і продуктивних пластів використовують в обгрунтуванні технологічної схеми розробки родовищ та в проектах дослідно-промислової розробки (ДПР). В категорію запасів В включають запаси покладу або його частини, з встановленою промисловою нафтогазоносністю на різних гіпсометричних рівнях, причому ступінь вивченості покладу дозволяє обгрунтувати проект розробки покладу. До запасів категорії А відносять такі, що вивчені детально бурінням і комплексом досліджень, і надійно визначені тип, форма і розміри покладу, ефективні нафто- або газонасичені товщини, мінливість колекторських властивостей, нафтогазонасиченості, складу і властивостей нафти, газу та конденсату, а також особливості покладу, від яких залежить ефективність розробки родовища.

72. Підрахункові параметри, вимоги до точності. Підрахункові плани покладів
Підрахункові параметри і результати підрахунку запасів подаються у табличній формі.Підраховані запаси нафти, газу, конденсату і корисних супутніх компонентів на місці залягання є загальними запасами і належать за геологічним значенням до відповідної групи і категорії.У разі повторного підрахунку запасів здійснюєтьсязіставлення значень прийнятих підрахункових параметрів і раніше затверджених, аналізуються причини зміни їх величин з наведенням конкретного фактичного матеріалу, що обгрунтовує ці зміни.

73. Підрахунок запасів вуглеводнів статистичним методом
Для нафтових родовищ (покладів), що перебувають на пізній стадії розробки, застосовується статистичний метод підрахунку запасів нафти, для якого потрібно мати дані: про час розробки, зміну по свердловинах (покладу) дебіту нафти, щорічного та накопиченого видобутку нафти, води та зміну обводненості продукції, газового фактора і пластового тиску.

74. Підрахунок запасів вуглеводнів об`ємним методом
Підрахунок запасів нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів об'ємним методом здійснюється окремо щодо газової, нафтової, газонафтової, водонафтової і газонафтоводяної зон за типами колекторів для кожного пласта-покладу і родовища в цілому з обов'язковою оцінкою перспектив всього родовища.

75. Підрахунок запасів вуглеводнів методом матеріального балансу
У разі використання методу матеріального балансу для родовищ (покладів), що перебувають на будь-якій стадії розробки, обгрунтовуються: режим роботи покладу, характер його розбуреності та експлуатаційна характеристика; вибір розрахункового варіанта, об'єкта та дат підрахунку; дані за період від початку розробки на кожну дату підрахунку (накопичений видобуток нафти, розчиненого та вільного газу, води, загальна кількість закачаних в пласт води і газу; кількість пластової води, що увійшла в поклад); середні пластові тиски, пластова температура; коефіцієнт стисливості пластової нафти, тиск насичення; початкові і поточні газовміст,об'ємні коефіцієнти пластової нафти, пластового газу, пластової води; коефіцієнти стисливості води і порід-колекторів; відношення об'єму газової шапки до об'єму нафтонасиченої частини покладу (для нафтогазових покладів).


б – тиску пластового рпл, насичення рнас, річних відборів нафти qн, рідини qр, обводненості продукції В, промислового газового фактора G, коефіцієнта видобутку нафти kвид. н.
стадії розробки: I – освоєння експлуатаційного об’єкта; ІІ – стабільного видобутку; ІІІ – значного зменшення видобутку; IV - завершальна.

13EMBED PBrush1415
нафта

газ

нафта

13EMBED PBrush1415
газ




Приложенные файлы

  • doc 6931295
    Размер файла: 6 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий