Автор: Кудинов В.И.
Теги: горное дело горные предприятия (рудники, шахты, карьеры) добыча нерудных ископаемых нефть нефтяная промышленность нефтегазовое производство нефтегазодобыча
ISBN: 5-93972-333-0
Год: 2004
Текст
В.И.Кудинов
основы
НЕФТЕГДЗОПРОМЫСЛОВОГО
ДЕЛЛ
Допущено Министерством образования Российской Федерации
в качестве учебника для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по направлению подготовки бакалавров
и магистров «Нефтегазовое дело» и направлению подготовки
дипломированных специалистов «Нефтегазовое дело»
Москва ♦ Ижевск
THORNado
2004
Кудинов Валентин Иванович док-
тор технических наук, профессор, заслу-
женный деятель науки и техники РФ, по-
четный работник высшего образова-
ния РФ, Лауреат Государственной и пра-
вительственной премий РФ в области на-
уки и техники, действительный член Рос-
сийской Академии Естественных наук.
В 1954 г. окончил нефтяной факультет Куйбышевского индуст-
риального института им. В. В. Куйбышева (ныне Самарский государ-
ственный технический университет).
1954-1963 инженер, старший инженер, заведующий нефтепро-
мыслов, главный инженер нефтепромыслового управления «Чапаев-
скнефть», объединения «Куйбышевнефть».
1963-1973 главный инженер объединения «Оренбургнефть».
1973-1995 начальник, генеральный директор Государственного
производственного объединения «Удмуртнефть».
1995-1999 президент, председатель Совета директоров ОАО «Уд-
муртнефть».
1993 по настоящее время заведующий кафедрой разработки и
эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Удмуртского го-
сударственного университета.
Специалист в области разработки нефтяных месторождений с
вязкими и высоковязкими нефтями в карбонатных коллекторах. Ав-
тор 230 научных работ, в том числе 6 монографий и 25 патентов на
изобретения.
УДК 622
Кудинов В.И.
Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт ком-
пьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с.
Описана история развития нефтяной и газовой промышленности в России и СССР,
а также роль «Товарищества братьев Нобель», В.Г. Шухова и др. в становлении и раз-
витии нефтяной отрасли.
Освещены вопросы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений, спосо-
бы бурения скважин, в том числе горизонтальных и боковых горизонтальных стволов.
Излагаются основные вопросы, связанные с добычей, сбором и транспортом нефти
и газа. Рассмотрены тепловые методы, в том числе новые, для разработки месторожде-
ний с вязкими и высоковязкими нефтями. Уделено внимание вопросам ухудшения про-
ницаемости призабойных зон пласта и новым методам их увеличения.
Для научных и инженерно-технических работников нефтяной и газовой промыш-
ленности, аспирантов и студентов.
Курс лекций читается на нефтяном факультете УдГУ, г. Ижевск.
Рецензенты:
1. Заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина, заслуженный деятель науки РФ, д.т.н., профессор,
академик РАЕН И.Т. Мищенко.
г. Москва
2. Проректор УГНТУ по учебной работе, д.т.н., профессор, член-кор. РАЕН Р.Н. Бахтизин.
Заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»
УГНТУ, д.т.н., профессор, член-кор. РАЕН Ю.В. Зейгман.
г. Уфа
3. Заведующий кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин СамГТУ, д.т.н., про-
фессор, член-кор. РАЕН В.М. Люстрицкий.
Заведующий кафедрой геологии и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
СамГТУ, д.т.н., профессор, действительный член АГНРФ В.В. Корягин.
г. Самара
4. Заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторож-
дений» Альметьевского государственного нефтяного института, заслуженный неф-
тяник Республики Татарстан, д.т.н., профессор А.А. Липаев.
г. Альметьевск
ISBN 5-93972-333-0
© В.И. Кудинов, 2004
Оглавление
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности
в СССР и России...........................................9
1. История развития нефтяной промышленности...............9
2. История развития газовой промышленности...............28
Глава П. Происхождение нефти и газа.........................34
1. Происхождение нефти...................................34
2. Происхождение газа....................................44
Глава Ш. Основы нефтегазопромысловой геологии...............46
1. Геология земной коры..................................46
2. Строение земли........................................46
Глава IV. Физические свойства горных пород..................55
1. Пористость............................................55
2. Проницаемость.........................................58
3. Основные элементы нефтегазовой залежи.................63
4. Месторождения нефти и газа............................65
5. Гранулометрический состав горных пород................66
6. Удельная поверхность горной породы....................67
7. Механические свойства горных пород....................68
8. Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.70
9. Давление и температура в земной коре..................72
10. Температура в земной коре............................76
Глава V. Физические свойства нефти и газа...................78
1. Нефть и ее свойства...................................78
2. Зависимость вязкости нефти от температуры.............82
3. Свойства неньютоновских жидкостей.....................83
4. Нефтяной газ и его свойства...........................85
5. Вязкость газа.........................................89
6. Растворимость газов в нефти...........................90
7. Молекулярно-поверхностные свойства системы нефть-газ-вода-
порода................................................. 90
8. Смачивание твердого тела жидкостью....................93
4
Оглавление
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ....................96
1. Природные резервуары. Ловушки........................101
2. Залежи нефти и газа..................................105
3. Элементы залежи......................................107
4. Классификация залежей нефти и газа...................108
5. Миграция нефти и газа................................114
6. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих
углеводородов...........................................115
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом из пористой
среды...................................................118
1. Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых
залежах.................................................118
2. Режим работы нефтяных и газовых залежей..............119
3. Жестководонапорный режим.............................120
4. Упруговодонапорный режим.............................124
5. Газонапорный режим...................................125
6. Режим растворенного газа (газовый режим).............126
7. Гравитационный режим.................................127
8. Приток жидкости и газа к скважинам...................127
Глава VIII. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. 134
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин...............143
1. Понятие о скважине...................................144
2. Способы бурения нефтяных и газовых скважин...........150
3. Буровые долота.......................................170
4. Бурильные трубы......................................173
5. Забойные двигатели...................................174
6. Цикл строительства скважины..........................177
7. Бурение горизонтальных и боковых горизонтальных стволов
скважин.................................................182
8. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин.......212
Глава X. Добыча нефти и газа...............................228
Основы подъема газожидкостной смеси из скважин..........228
1. Фонтанная эксплуатация...............................228
1.1. Условия фонтанирования скважин..................244
1.2. Оборудование фонтанных скважин..................247
1.3. Оборудование устья фонтанных скважин............251
1.4. Фонтанная арматура..............................252
1.5. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин......258
Оглавление
5
1.6. Освоение скважин свабированием.........................259
1.7. Освоение скважин компрессором..........................260
1.8. Освоение скважин промывкой.............................261
1.9. Осложнения в работе фонтанных скважин..................262
1.10. Исследование фонтанных скважин и установление
технологического режима их работы.....................271
2. Газлифтная эксплуатация....................................274
2.1. Конструкции и системы подачи рабочего агента газлифтных
подъемников...........................................279
2.2. Преимущества и недостатки газлифтного способа эксплу-
атации нефтяных скважин...............................281
2.3. Расчет газлифтных подъемников..........................282
2.4. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию.................286
2.5. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин..........292
2.6. Исследование газлифтных скважин........................295
2.7. Бескомпрессорный газлифт...............................297
3. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными
насосами.................................................300
3.1. Глубинные штанговые насосы........................... 303
3.2. Цилиндры насосов.......................................308
3.3. Плунжеры...............................................309
3.4. Клапаны................................................310
3.5. Насосные штанги........................................312
3.6. Устьевое оборудование глубинно-насосных скважин........313
3.7. Станки-качалки.........................................316
3.8. Производительность глубинно-насосной штанговой
установки.............................................322
3.9. Нагрузки на насосные штанги и станок-качалку...........324
3.10. Упругие деформации штанг и труб.......................327
3.11. Исследование работы штанговой насосной установки с
помощью динамографа...................................330
3.12. Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми
глубинными насосными установками......................336
3.13. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин.......343
3.14. Исследования насосных скважин.........................344
4. Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами ....349
4.1. Погружные центробежные насосы..........................353
4.2. Погружные электродвигатели (ПЭД).......................357
4.3. Кабель.................................................361
4.4. Оборудование устья колонны и подъемных труб............362
4.5. Рабочая характеристика погружных электроцентробежных
насосов...............................................363
6
Оглавление
4.6. Исследование скважин, оборудованных электроцентробеж-
ными насосами.........................................364
4.7. Винтовые электронасосы..........................366
4.8. Гидропоршневые насосы...........................369
Глава XI. Одновременно-раздельная эксплуатация 2-х и более плас-
тов одной скважиной.......................................371
Глава XII. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных
месторождений.............................................379
1. Разработка нефтяных месторождений....................379
2. Разработка газовых месторождений.....................382
3. Разработка газоконденсатных месторождений............388
4. Стадии разработки залежи.............................390
Глава ХШ. Поддержание пластового давления. Нестационарное
заводнение................................................393
Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны
пласта....................................................421
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны
пласта....................................................428
1. Кислотные обработки..................................429
2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной
обработки...............................................434
3. Технология проведения кислотной обработки............435
4. Гидравлический разрыв пласта.........................443
5. Технология обработки призабойной зоны скважин на основе
жидкофазного окисления легких углеводородов в пластовых
условиях.................................................454
6. Технология увеличения конечного нефтеизвлечения из карбонат-
ных коллекторов с применением оксидата...................462
7. Метод щелевой разгрузки продуктивного пласта в призабойной
зоне скважин.............................................464
8. Оборудование и материалы, применяемые при щелевой разгрузке
пласта...................................................470
9. Вибрационные и акустические методы воздействия на нефтяные
и газовые пласты........................................476
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом............481
1. Паротепловое воздействие (ПТВ) и воздействие горячей водой
(ВГВ)...................................................487
Оглавление
7
2. Крепление паронагнетательных скважин....................495
3. Внутрипластовое горение (ВГ)............................499
4. Основные технологические параметры процесса создания В ДОГ.. 506
5. Удельный поток воздуха и скорость перемещения фронта
горения..................................................508
6. Коэффициент использования кислорода...................509
7. Водо-воздушное отношение (ВВО)........................511
8. Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ)...........512
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей
в карбонатных коллекторах.................................514
1. Термополимерное воздействие на залежи высоковязкой нефти
(ТПВ)....................................................527
2. Холодное полимерное воздействие (ХПВ).................538
3. Водное воздействие (ВВ)...............................539
4. Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздей-
ствие (ЦВПТВ)............................................540
5. Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)....547
6. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия
с паузой [ИДТВ(П)].......................................560
7. Теплоциклическое воздействие на нефтяной пласт (ТЦВП).562
8. Термоизолированные насосно-компрессорные трубы с глубокой
вакуумной изоляцией......................................585
9. Супертонкое базальтовое волокно.......................591
10. Установка по приготовлению и закачке полимерного раствора.... 591
И. Теплогенерирующие установки............................593
Глава XVIII. Исследование скважин...........................597
1. Геофизические исследования скважин....................598
2. Термодинамические исследования скважин................601
3. Исследование скважин при установившемся режиме работы сква-
жин (метод пробных откачек)..............................609
4. Исследование при неустановившихся режимах работы скважин.... 614
5. Формы кривых восстановления давления и их интерпретация.617
6. Техника и технология исследования скважин.............621
7. Исследования профиля продуктивности нефтяных и приемистос-
ти нагнетательных скважин................................626
8. Скважинные расходомеры и дебитомеры...................627
9. Измерения дебита нефти, газа и пластовой воды.........631
10. Измерение расхода нефтяного газа.....................632
11. Методы контроля в процессе теплового воздействия на пласты... 633
8 Оглавление
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонты скважин.......638
Глава XX. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа на
промыслах..............................................664
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа........673
Термины и понятия, применяемые в термических и других методах
добычи нефти...........................................688
Приоритеты отечественной науки и техники в нефтяной отрасли....704
Список обозначений.......................................708
Список сокращений........................................710
Международная система единиц (СИ), некоторые величины и
обозначения............................................714
Соотношения с единицами СИ (некоторых часто применяемых
единиц)................................................717
Таблицы..................................................719
Литература...............................................724
Глава I
ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В СССР И РОССИИ
1. История развития нефтяной промышленности
Нефть известна человечеству с очень давних времен. Пер-
воначально нефть самоизливом выходила на земную поверхность
и скапливалась в низких местах, откуда ее добывали и использо-
вали для смазки как горючий материал, а затем стали применять
и в лечебных целях. В древности египтяне окисленную нефть
применяли для бальзамирования. Нефтяные битумы использова-
лись для приготовления строительных растворов. Нефть исполь-
зовали в качестве основы зажигательной смеси. У южного побе-
режья Каспийского моря нефть издавна применялась для освеще-
ния жилищ.
Нефть добывалась из мест скопления бадьями вручную.
Сначала копали колодцы в местах выхода нефти на поверхность,
стенки которых крепились камнем или деревянными брусьями,
затем из них черпали нефть бадьями или бурдюками вручную
или с помощью конной тяги.
История развития нефтяной промышленности нашей страны
начиналась с Бакинской нефти. В IV веке до нашей эры, по опи-
санию древнеримского историка Плутарха, в войсках Александра
Македонского для освещения применяли нефть с Апшеронского
полуострова. Хранили нефть в глиняных сосудах или в бурдюках
и в них же перевозили ее гужевым транспортом или по воде.
Бакинская нефть в те давние времена доставлялась даже
в Багдад. О ней было известно арабам, персам и другим наро-
дам.
10 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В XVII в. повышается спрос на нефть и для ее хранения
строятся первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных
ямах глубиной 4-5 метров, вырытых в глинистых грунтах. Позд-
нее стали строить амбары из камня, с использованием цемента.
Эти амбары перекрывались каменными крышами. Такой способ
хранения нефти применялся до второй половины XVH столетия.
В 1723 году по приказу Петра I бакинская нефть была под-
вергнута перегонке в главной московской аптеке для изготовле-
ния лекарственных бальзамов. В 1745 году архангельский купец
Федор Прядунов построил первый в мире нефтеперегонный за-
вод, на котором получали осветительную жидкость, названную
керосином. До 1000 пудов (пуд равен 16 кг) керосина в год от-
правляли в Москву, но в тот период осветительная жидкость пока
не нашла большого спроса.
В 1823 году на Кавказе вблизи крепости Моздок крепостные
крестьяне братья Дубинины соорудили завод по перегонке нефти.
На этом перегонном заводе получили светлую прозрачную осве-
тительную жидкость - фотоген (от греческого слова «фотос» -
свет, «гениао» - произвожу), а в остатке - густую грязно-черную
жидкость. За остатком закрепилось арабское слово «маклузат» -
отброс, которое со временем преобразовалось в слово «мазут».
Игнатием Лукасевичем в этот период была изобретена керо-
синовая лампа, которая нашла широкое применение во всем ми-
ре, в результате чего значительно увеличился спрос на освети-
тельную жидкость под названием «керосин» (от английского сло-
ва «kerosene»).
Хотя добыча нефти в нашей стране велась с очень давних
пор, рождение отечественной нефтяной промышленности связано
с началом механического бурения скважин, стенки которых кре-
пились металлическими обсадными трубами. В 1864 году в доли-
не реки Кудако на Кубани было начато бурение ударным спосо-
бом первых в России нефтяных скважин, и 16 февраля 1866 года
здесь с глубины 55 метров был получен первый управляемый
фонтан нефти с суточным дебитом около 200 Тонн в сутки.
В России годом рождения нефтяной промышленности считается
1864 год.
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 11
В 1964 году наша страна торжественно отметила 100-летие
отечественной нефтяной промышленности, и теперь каждое пер-
вое воскресенье сентября отмечают День работников нефтяной
и газовой промышленности.
Совершенствование механизированного ударного способа
бурения (ударно-штангового и ударно-канатного) позволило на-
ращивать объемы бурения скважин и, соответственно, увеличи-
вать количество эксплуатационных скважин, а также увеличивать
глубины нефтяных скважин. Так, в 1872 году в районе Баку
эксплуатировались две нефтяные скважины, в 1873 г. - 17,
в 1874 г. - 50, в 1877 году уже 296 скважин. В 1873 году в Бакин-
ском районе средняя глубина нефтяных скважин составляла 22 м,
в 1883 г. - 59 м, в 1893 г. - 114 м, а к 1900 году в этом районе бу-
рили скважины с глубиной до 300 м, а затем - до 400-500 м.
Росла и добыча нефти. Если за 50 лет с 1821 г. по 1872 г.
в России было добыто 361 тыс. т нефти, то уже за один 1879 год бы-
ло добыто 402 тыс. т, в 1882 г. - 827 тыс. т, а в 1892 г. - 4670 тыс. т.
Нефтяная промышленность в России начала развиваться
с добычи нефти в районе г. Баку на Апшеронском полуострове,
на Северном Кавказе (г. Грозный, г. Майкоп), а также в Эмбин-
ском районе. Но основной объем добычи нефти был в районе
г. Баку на Апшеронском полуострове.
Добыча нефти росла за счет фонтанных скважин и за счет
добычи нефти методом тартания. Это метод добычи нефти из
скважины с помощью желонки. Желонка представляла из себя
бадью, применяемую первоначально при добыче нефти из ко-
лодцев, но удлиненнее, с диаметром значительно меньшим, чем
при добыче из колодцев, так, чтобы она проходила в стволе об-
садной трубы скважины с открывающимся внутрь донным кла-
паном. При спуске в скважину клапан открывался и желонка
наполнялась нефтью, а при подъеме желонки клапан опускался,
закрывая клапанное отверстие, и нефть поднималась на поверх-
ность.
Способ тартания был длительное время одним из основных
при добыче нефти, т.к. связан был с тяжелым физическим тру-
дом, рабочих называли тарталыциками. С помощью тартания же-
12 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
донками в 1913 году добывалось 95% всей добываемой нефти
в России.
На нефтяных промыслах нефть транспортировалась к пунк-
там ее перевозки по деревянным желобам и земляным канавам.
Перевозка нефти к потребителям осуществлялась в бурдюках
и деревянных бочках. В 1894 году только в г. Грозном на пере-
возке нефти с промыслов работало более 300 конных повозок,
перевозивших в день около 300 тонн нефти. Всего же в районах
добычи нефти - Баку, Грозном, Майкопе и Эмбинском районе -
работали тысячи повозок. Нефтепродукты перевозили баржами
в деревянных бочках. Такой способ перевозки нефтепродуктов
приводил к загрязнению воды в реках нефтью и наносил большой
ущерб рыбным ресурсам.
С ростом добычи нефти и ее переработки существующие
способы хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов стали
неэффективны. Значительный вклад в дальнейшее развитие неф-
тяной промышленности на Кавказе принадлежит братьям Но-
бель.
В 1879 году Александр II подписал «Высочайше утвер-
жденный Устав “Товарищества нефтяного производства братьев
Нобель”», в соответствии с которым «Государь император ... со-
изволил разрешить Людвигу Эммануиловичу Нобелю в С. Петер-
бурге, Роберту Эммануиловичу Нобелю в Баку, Альфреду Эмма-
нуиловичу Нобелю в Париже и гвардии полковнику Петру Алек-
сандровичу Бильдерлингу учредить “Товарищество на паях”».
В собственность учреждаемого Товарищества передавались «пе-
регоночный завод со всем принадлежащим к нему движимым и
недвижимым имуществом, ... а также принадлежащие учредите-
лям Товарищества буровые скважины, нефтяные прииски, зе-
мельные отводы, нефтепроводы, резервуары на /берегах Волги,
пароходы и баржи». Одновременно ему предоставлялось право
«приобретать в собственность или арендовать заводы нефтяные
и в связи с нефтяным производством находящиеся, а равно при-
обретать или арендовать земли и устраивать нефтяные проводы,
а также устраивать склады для хранения нефтяных продук-
тов, ...иметь собственные пароходы, парусные суда, баржи
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 13
и другие перевозные средства, а также железнодорожные вагоны
для перевозки продуктов по железным дорогам».
В 1875 году Роберт Эммануилович Нобель приобретает
в Баку несколько промыслов и начинает бурение скважин. Одно-
временно он откупает у Тифлисского общества керосиновый за-
вод в Черном городе (одном из районов Баку), проводит его ре-
конструкцию. Добившись более высокой очистки продуктов неф-
теперегонки, Роберт Нобель первым на бакинских промыслах по-
лучает на своем заводе керосин, не уступающий по качеству аме-
риканскому, наиболее популярному к тому времени в России.
В 1876 году братья, собравшись в Баку, пришли к выводу,
что в данный момент главным должно стать не наращивание до-
бычи нефти, а подготовка необходимой инфраструктуры. После
этого основные вложения братьев Нобель были сделаны в строи-
тельство складов нефти и нефтепродуктов и создание транспорт-
ных средств. Понимая, что важным для цивилизованного хозяй-
ствования являются новые научно-технические решения, они ус-
тановили творческое сотрудничество с технической конторой
американского предпринимателя А.В. Бари, которая работала
в России. Установилось долговременное плодотворное сотрудни-
чество с Товариществом выдающегося русского изобретателя
В.Г. Шухова, работающего с 1878 года главным инженером кон-
торы А.В. Бари. Одним из наиболее удачных решений братьев
Нобель в обустройстве своих нефтяных промыслов стало строи-
тельство первого в России 10-километрового нефтепровода про-
изводительностью 1280 тонн в сутки от Балаханинских промы-
слов до керосинового завода в Черном городе. Все расчеты и со-
оружения произвел В.Г. Шухов. Это новшество не всеми было
воспринято. Местные возницы, занимающиеся перевозками в де-
ревянных бочках нефти с промыслов на заводы и керосина к мор-
ским причалам, а также изготовители бочек восприняли новше-
ство как покушение на свои заработки.
Братья Нобель первыми предложили заменить деревянные
баржи для бочечных перевозок нефтепродуктов по Волге на ме-
таллические наливные. Р. Нобель обратился в правительство
с предложением запретить транспорт керосина в деревянных
14 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
бочках, имея в виду загрязнение среды и ущерб рыбным ресур-
сам. Собравшийся в 1885 году съезд бакинских нефтепромыш-
ленников обвинил руководство Товарищества в попытках моно-
полизации российского рынка и призвал отклонить проект, «мало
выдерживающий критику с технической стороны и столь губи-
тельный для всего русского нефтяного дела в экономическом от-
ношении».
Лишь в 1904 году Правительство России приняло решение
об изъятии из эксплуатации в течение 10 лет всех деревянных
барж.
Впервые в мире по чертежам братьев Нобель было по-
строено нефтеналивное металлическое судно грузоподъемно-
стью 240 тонн. Судно было построено на шведских верфях.
Дальнейшая политика братьев Нобель была направлена на со-
вершенствование складского хозяйства. Они отказались от тра-
диционного бочкотарного складирования в земляных ямах,
сопровождавшегося потерями и загрязнением окружающей
среды. По заказу братьев Нобель конструирование первых в
мире клепанных металлических резервуаров осуществил
В.Г. Шухов. В строительство металлических резервуаров и
цистерн вкладывались огромные средства, значительно больше,
чем в нефтедобычу. Уже в 1890 году суммарная вместимость ре-
зервуаров в Товариществе братьев Нобель составила 1974 тыс. м3,
а стоимость хранения нефтепродуктов снизилась до 3 копеек за
пуд (16 кг), а при старом методе складирования она была равна
10-30 копеек. В 1882 году конструкторы Товарищества создают
распыляющую форсунку, что дало возможность полезного ис-
пользования мазута, считавшегося вредным отходом переработ-
ки нефти. Был сделан важный шаг в использовании нефтепро-
дуктов для нужд энергетики.
В 1882 году по инициативе Р. Нобеля и его сотрудника Тер-
квиста была решена фундаментальная задача по созданию и вне-
дрению в производство принципиально новой системы непре-
рывной перегонки нефти в многокубовых батареях, на которых
стали получать не только хорошо очищенный керосин, но и вы-
сококачественное смазочное масло.
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 15
В вопросах переработки Товарищество опередило амери-
канских изобретателей на четверть века. Благодаря особенностям
многокубового перегонного процесса появилась возможность от-
бирать последовательно любые фракции углеводородов. Вскоре
Товарищество впервые в России наладило промышленное полу-
чение бензина, который в то время использовался в резиновом и
костеобжигающем производстве. Огромная заслуга братьев Но-
бель в проведении первых опытов безотходных производств. Из
отходов нефтеперегонки наладили получение едкого натра, реге-
нерацию серной кислоты для очистки смазочных масел и т.д.
В начале 90-х годов в Баку был построен завод по извлече-
нию парафина из нефти. Более полувека братья Нобель показыва-
ли уроки цивилизованной хозяйственной деятельности. Их вклад
особенно в развитие отечественной нефтяной промышленности
огромен и заслуживает особого внимания. Долгие годы их труд
был забыт в нашей стране, и лишь в 2000 году по инициативе
президента Российской Академии Естественных Наук О.Л. Куз-
нецова и мэра г. Москвы Ю.М. Лужкова были проведены Дни
братьев Нобель, а труд их был увековечен памятником и мемори-
альной доской.
К 1892 году, когда добыча нефти в стране составляла около
5 млн. т, в Баку появляются крупные нефтепромышленные фир-
мы, конкурирующие между собой в погоне за получением более
мощных нефтяных фонтанов. Эта фонтанная горячка приводила
к бессистемной, хаотичной разработке недр, к огромным потерям
нефти в результате открытого ее хранения и частых пожаров
на промыслах.
Потребность в нефтепродуктах увеличивалась благодаря ря-
ду открытий наших отечественных изобретателей и ученых. Вна-
чале при перегонке нефти только керосин находил применение, а
более легкие фракции нефти, получившие название «бензин» (от
искаженного арабского «любензави» - горючее вещество) и ма-
зут, оставались ненужными продуктами.
В 1866 году А.И. Шпатаковский изобрел паровую форсунку
для сжигания мазута, а в 1880 году В.Г. Шухов ее значительно
усовершенствовал. В этой форсунке вытекающий по узкому ка-
16 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
налу мазут распыляется водяным паром в мельчайшую пыль.
Распыленный мазут в топке испаряется, хорошо смешивается
с воздухом и полностью сгорает. Распыление жидких топлив при
помощи пара оказалось настолько эффективным, что такие фор-
сунки используются в наше время наряду с воздушными и меха-
ническими. Изобретение нефтяной форсунки имело огромное
значение в развитии техники, а главное - оно положило конец бес-
смысленному уничтожению больших количеств высококалорийно-
го топлива. По предложению Д.И. Менделеева в 1887 году были
переведены с угольного на нефтяное топливо первые суда мор-
ского флота - миноносцы «Сова» и «Лука». Об эффективности
использования жидкого нефтяного топлива говорит общеизвест-
ный пример английского военного флота в первую мировую вой-
ну - перевод с угля на нефтяное топливо. Это мероприятие на
треть повысило военную мощь английского флота, при этом
не было построено ни одного дополнительного корабля. Сжига-
ние мазута в топках - это не лучшее его применение.
В 1823 году при консультации Д.И. Менделеева строится
около Ярославля первый в мире завод по получению смазочных
масел из мазута. В 1890 году В.Г. Шухов предложил способ рас-
щепления сложных углеводородов мазута и получения светлых
нефтепродуктов. Этот способ получил название «термический
крекинг» (английское слово «крекинг» - расщепление) и успешно
применяется до настоящего времени. Приведенные выше приме-
ры показывают, что нефтяная промышленность развивалась не
только за счет увеличения объема добычи нефти, но и за счет бо-
лее полной ее переработки. Около ста лет бензин оставался опас-
ным и ненужным продуктом нефтепереработки. Но изобретение
двигателя внутреннего сгорания русским изобретателем Огнесла-
вом (Игнатием) Костовичем в 1879 году положило начало про-
мышленному использованию бензина. Г-й Форд построил первые
автомобили с карбюраторными двигателями на бензине. Если
в 1886 году в мире было четыре автомобиля, то к 1910 году их
число возросло до 10 миллионов. Спрос ца бензин значительно
возрос.
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 17
Увеличение спроса на бензин, масла, мазут, керосин способ-
ствовало увеличению добычи нефти. С развитием добычи нефти
и ее переработки старые способы транспортировки и хранения
нефти и нефтепродуктов стали непригодны. Уже в 1872 году мас-
терские Московско-Нижегородской железной дороги изготовили
первые железнодорожные нефтеналивные вагоны-цистерны, ко-
торые начали эксплуатироваться на железнодорожной ветке Ба-
ку-Балаханы.
Нефтеналивной транспорт появился на Волге и Каспии
в 70-х годах XIX столетия. В 1873 году первыми в нефтеналив-
ном флоте были парусная шхуна «Александр» и речная баржа
братьев Н.И. и Д.И. Артемьевых с отделениями в трюмах для
нефти, а в 1878 году был построен первый в мире танкер - тепло-
ход «Зароастр» грузоподъемностью 250 тонн. В это же время со-
оружаются первые две металлические нефтеналивные баржи по
560 тонн каждая. В 1882 году наши отечественные инженеры
создают танкер «Спаситель» - прототип современных танкеров,
машинное отделение на котором было вынесено на корму.
В.Г. Шухов применил созданную им теорию работы балки
на упругом основании к постройке железных нефтеналивных
барж. По его разработкам построены классические конструкции
металлических плавающих гигантов - нефтеналивных барж дли-
ной 170 м, грузоподъемностью 18 тысяч тонн. К 1909 году
по Волге плавало более 16 тысяч наливных судов общей
грузоподъемностью около 3,5 млн. тонн. Утечки и потери нефти
и нефтепродуктов, составлявшие при перевозках в бочках 7-10%,
сократились до 2%, а стоимость перевозок нефти снизилась
в 10 раз.
В нефтяной промышленности слабым местом была доставка
нефти в бочках с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы.
Еще в 1863 году Д.И. Менделеев высказал мысль о целесообраз-
ности перекачки нефти по трубам, а в 1879 году В.Г. Шухов, как
уже отмечалось, спроектировал и построил первый в России неф-
тепровод с Балаханинского нефтепромысла на нефтеперегонные
заводы длиной 10 км, диаметром 3" по заказу братьев Нобель.
18
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Уже к 1883 году общая длина нефтепроводов в Бакинском
районе достигла 96 километров, а в 1895 - 317 километров.
В это же время строятся первые нефтебазы, оборудованные
резервуарными парками, трубопроводными сетями, паровыми
насосами, сливоналивными устройствами и т.д. Первый стальной
вертикальный цилиндрический клепаный резервуар был построен
по проекту В.Г. Шухова в 1878 году. Первый в России магист-
ральный керосинопровод, который в то время был и самым круп-
ным в мире, предназначался для подачи керосина от бакинских
нефтеперегонных заводов до порта Батуми на Черном море и был
введен в эксплуатацию в 1907 году. Этот керосинопровод был
построен из труб диаметром 200 мм и имел протяженность
853 км. Затем были построены нефтепроводы на Северном Кав-
казе: Майкоп-Туапсе (128 км), Грозный-Махачкала (162 км).
Общая протяженность трубопроводов для перекачки нефти
к 1917 году составляла 1147 км. Началом отечественной нефтя-
ной промышленности, как уже было сказано выше, являлся Ба-
кинский нефтяной район, поэтому и основное развитие нефтяно-
го транспорта и нефтебазового хозяйства было в этом районе.
Нефть транспортировалась по великой русской водной магистра-
ли: Каспийское море - Волга (с притоками Ока и Кама) - Мари-
инская система - Нева. В этом районё располагались основные
нефтяные базы, снабжавшие большую часть страны нефтью и
нефтепродуктами. Следует отметить большой вклад в развитие
нефтяной промышленности отечественных ученых Д.И. Менде-
леева, В.Г. Шухова, И.М. Губкина и других. \
Д.И. Менделеев вошел в историю отечественной и мировой
науки своими работами в области химии. Однако при всей своей
многогранной научной деятельности он много сделал для разви-
тия отечественной нефтяной промышленности. По предложению
Д.И. Менделеева был построен первый в России нефтепровод.
Он был инициатором развития разностороннего использования неф-
ти как химического сырья, а не в качестве топлива.
Как уже отмечалось выше, В.Г. Шухов произвел расчеты
и руководил строительством первого в России нефтепровода,
первым в мире предложил процесс переработки нефти - крекинг-
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 19
процесс. Под руководством В.Г. Шухова была спроектирована
и построена первая в России современная по конструкции сталь-
ная нефтеналивная баржа, осуществлена постройка первых кле-
паных стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродук-
тов. Ему принадлежит остроумное и простое решение увеличения
пропускной способности действующих нефтепроводов (и вообще
трубопроводов) путем устройства параллельного ответвления
трубы на некотором ограниченном участке трубопровода. В 70-х
годах XIX столетия В.Г. Шухов разработал и впервые в мире
предложил новый метод добычи нефти с помощью сжатого возду-
ха (компрессорный способ - газлифт). Но нефтепромышленники
к этому изобретению подошли скептически, и лишь в 1897 году
способ добычи нефти с помощью сжатого воздуха был испытан
на бакинских промыслах, но широкого применения в то время не
нашел.
Известны первые форсунки В.Г. Шухова, в которых в каче-
стве топлива использовался мазут и т.д. Академик Л.С. Лейбен-
зон совершенно обоснованно и справедливо назвал В.Г. Шухова
основоположником нефтяной гидравлики (а в дополнение можно
сказать - и отечественной нефтяной промышленности). Огром-
ный вклад в развитие отечественной нефтяной промышленности
принадлежит талантливым русским геологам И.М. Губкину
и Д.В. Голубятникову. Последнему принадлежат монографии по
Биби-Эйбатскому, Бинагадинскому и другим месторождениям.
Своими работами он внес огромный вклад в геологическое изу-
чение нефтяных месторождений Апшеронского полуострова.
С именем И.М. Губкина связана история развития всех основных
районов добычи нефти в нашей стране. Геологическим исследо-
ванием нефтяных месторождений Азербайджана И.М. Губкин на-
чал заниматься с 1913 года. На основании этих исследований им
были разработаны основные положения о геологической струк-
туре нефтяных месторождений этого района. И.М. Губкин играл
большую роль в открытии Майкопских нефтяных месторожде-
ний. На основе исследований Нефтяно-Ширванского нефтяного
месторождения И.М. Губкин впервые доказал существование
«рукавообразных» залежей нефти, приуроченных к дельтам
20
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
и руслам древних рек. Он научно предсказал наличие крупней-
ших месторождений нефти в Урало-Волжском регионе, что впо-
следствии подтвердилось на практике. Для увеличения прибыль-
ности нефтяного дела наиболее инициативные нефтепромышлен-
ники, имеющие большие капиталы, внедряют ряд усовершенст-
вований на нефтяных промыслах, нефтеперерабатывающих заво-
дах, при хранении и транспортировке нефти. На ряде промыслов
стали применять электродвигатели, делались первые попытки
оборудовать фонтанные скважины арматурой в целях ликвидации
бесконтрольного фонтанирования и т.д.
С 1923 года зарождается глубинно-насосная эксплуатация
с помощью станков-качалок и электродвигателей, продолжает
развиваться компрессорный способ добычи нефти.
С развитием транспорта и промышленности начинается
нефтяная лихорадка. На первом месте по добыче нефти в Баку
были Балаханы, Сабунчи, Романы и другие месторождения.
В 1895 году на скважине 7/847 был получен открытый фонтан
нефти в Грозном с дебитом около 16 тысяч тонн в сутки, который
не могли ликвидировать на протяжении трех лет. К началу
1901 года были открыты и введены в разработку нефтяные ме-
сторождения в Майкопе и Эмбе. В России в 1901 году добыва-
лось уже 11,5 млн. тонн нефти. Однако после 1901 года вплоть до
Октябрьской революции 1917 года добыча нефти в России не
возрастала и сохранилась на уровне 10 млн. тонн в год. Нефтяные
монополии в погоне за максимальными прибылями искусственно
сдерживали дальнейший рост добычи нефти.
После Октябрьской революции добыча нефти в России зна-
чительно снизилась. Первая Мировая и Гражданская войны при-
вели к тому, что к 1920 году добыча нефти в России снизилась
до 3,8 млн. тонн в год. Потребовались большие усилия для вос-
становления и развития отечественной нефтяной промышленно-
сти. 20 июня 1918 года был подписан Декрет Совета Народных
Комисаров «О национализации нефтяной промышленности».
С 1920 года началась подготовка специалистов-нефтяников.
В 1920 году по решению Правительства И.М. Губкин орга-
низовал в Московской Горной академии первую в стране нефтя-
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 21
ную кафедру, выросшую в дальнейшем в нефтяной факультет, на
базе которого в 1930 году был создан Московский нефтяной ин-
ститут. Ныне это Российский Государственный университет неф-
ти и газа им. И.М. Губкина. Затем создаются нефтяные факульте-
ты в Баку и Грозном. В 1924 году был испытан первый турбобур
системы Капелюшникова, явившийся прообразом современных
многоступенчатых турбобуров. В результате принятых мер на
Бакинских промыслах уже в 1924 году работало 70 станков ро-
торного бурения, при этом около 65% буровых станков работало
на электроэнергии. Производительность труда в бурении к 1924
году выросла в четыре раза по сравнению с 1921 годом. К этому
времени были начаты геологические изыскания в новых районах
между Волгой и Уралом. Эти изыскания, которые проводил Гео-
логический комитет под руководством И.М. Губкина, привели
к созданию второго Баку - открытию новых крупных нефтяных
месторождений нефти на территории Татарии, Башкирии, Куй-
бышевской области. В эти годы зарождается нефтяное машино-
строение на базе старых промысловых мастерских и небольших
заводов.
В первоначальный период глубинно-насосной эксплуатации
применялись глубинные штанговые насосы конструкции
ПО «АЗНЕФТЬ», изготавливаемые на Бакинском машинострои-
тельном заводе им. Ф.Э. Дзержинского. Затем там же были соз-
даны глубинные насосы ФД-1, ФД-2 и ФД-3, которые позволяли
добывать нефть с песком. В последующем стали выпускать насо-
сы типа НГН и их модификации. Для глубинно-насосной экс-
плуатации также в Баку выпускались станки-качалки СК-10-1350
(станки-качалки грузоподъемностью на головке балансира 10 тонн
и максимальной длиной хода полированного штока 1350 мм),
а также СК-4-1800. Позднее они модернизировались идо сего-
дняшнего дня выпускается нормальный ряд станков-качалок типа
СКН и СК различной грузоподъемности, длины хода полирован-
ного штока и числа качаний.
В добыче нефти с 1923 года начинается внедрение на неф-
тяных промыслах глубинно-насосного способа добычи нефти.
В широких масштабах проводится электрификация нефтяных
22
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
промыслов. Замена пара электроэнергией позволила резко уско-
рить процесс замены желонки на более совершенное оборудова-
ние. Если в 1923 году в Бакинском районе 55% добычи нефти по-
лучали тартанием, то к 1932 году этот способ добычи нефти был
почти полностью ликвидирован. Вместо добычи нефти желонкой
внедряются глубинно-насосный и компрессорный методы экс-
плуатации скважин. Если в 1923 году компрессорным способом
добывалось около 15%, то в 1932 году этим способом добывалось
уже более 50% всей нефти.
Все последующие годы увеличиваются разведочные работы
на нефть, внедряются новые методы разведки. В 1928 году добы-
ча нефти в стране составила 11,6 млн. т, т.е. превысила уровень
максимальной добычи нефти в России 1901 года. В этот период
было открыто много новых месторождений, вводились в разра-
ботку нефтяные месторождения на Северном Кавказе, в Средней
Азии, Казахстане. В 1928 году была открыта первая нефть на вос-
токе страны - в Чусовских Городках Пермской области.
В 1932 году были получены нефтяные фонтаны на Ишимбайском
месторождении в Башкирской АССР, ставшие рождением второ-
го Баку. На месте Башкирской деревни в короткие сроки был по-
строен первый город нефтяников - Ишимбай. Построена желез-
ная дорога Уфа-Ишимбай. В Уфе и Ишимбае строятся нефтепе-
рерабатывающие заводы. Увеличиваются разведочные работы на
нефть в районах Урало-Поволжья, в результате чего к концу 30-х
годов были открыты несколько нефтяных месторождений в Баш-
кирии, Пермской и Куйбышевской областях. В 1941 году в стране
добыча нефти составила 33 млн. тонн.
К этому времени в СССР была создана мощная нефтяная
промышленность, обеспечивающая народное хозяйство страны
требуемым количеством нефти и нефтепродуктов. Но основным
нефтедобывающим районом оставался Азербайджан, где добыва-
лось 23,5 млн. тонн нефти, на Северном Кавказе (Грозный) добы-
валось 5 млн. тонн и около 2 млн. тонн в Урало-Поволжье
(1,8 млн. тонн - в Башкирии). Создание в предвоенные годы ме-
жду Волгой и Уралом новой крупной нефтяной базы - второго
Баку - способствовало приближению источников нефти к потре-
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 23
бителям, комплексному развитию экономики, сокращению
транспортных расходов на перевозку нефтепродуктов и, нако-
нец, к созданию нового потенциала по дальнейшему развитию
нефтяной промышленности и укрепления обороноспособности
страны. К этому времени на территории второго Баку было от-
крыто 12 нефтяных месторождений в Куйбышевской, Орен-
бургской, Саратовской областях и в Татарской АССР. Поиск
нефти вели 19 геологических партий. Одновременно с поиска-
ми нефти и ростом ее добычи шло интенсивное строительство
нефтеперерабатывающих заводов и сооружение магистральных
нефтепроводов для транспортировки нефти на большие рас-
стояния.
Необходимо отметить, что с самого зарождения и вплоть
до 1932 года нефтяные месторождения разрабатывались кому как
захочется, без научных основ рациональной разработки нефтя-
ных месторождений.
В 1932 году академик И.М. Губкин впервые сформулировал
основные требования по комплексному проектированию разра-
ботки нефтяных залежей. К этому времени ставится вопрос о сет-
ке скважин, который еще не был научно обоснован.
В 1934 году Л.С. Лейбензон опубликовал свой труд «Под-
земнЗятвдравлика воды, нефти и газа». Огромный вклад в разви-
тие науки о подземной гидравлике внесли академик С.А. Хри-
стианович, профессор В.Н. Щелкачев и другие.
В конце тридцатых годов в стране значительно усиливаются
разведочные работы на нефть. Если в 1932 году геолого-
поисковых партий в стране было 216, то в 1936 году их было уже
около 700. Увеличиваются поисковые работы в Урало-Волжском
районе, а также начинаются работы в Западной Сибири.
Н.А. Мальцев, В.И. Игревский, Ю.В. Вадецкий в своей книге
«Нефтяная промышленность России в послевоенные годы» опи-
сывают важный факт начала изучения Сибири. В 1939 году по
решению Наркомата топливной промышленности, который тогда
возглавлял Л.М. Каганович, в Сибирь было направлено около пя-
тидесяти геологических, геофизических и топографических пар-
тий. В десяти районах начались буровые работы.
24
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
22 июня 1941 года фашистская Германия вероломно, без
объявления войны напала на Советский Союз. Война прервала
мирную жизнь и работу в стране. Великая Отечественная война
требовала все больше и больше топлива, так как в ней применя-
лось огромное количество танков, самолетов и другой техники.
Особенно трудными были первые годы войны. Перед нефтяни-
ками страны была поставлена задача бесперебойного обеспече-
ния фронтов нефтепродуктами в необходимых количествах.
Не менее важной задачей было не допустить, чтобы враг мог до-
бывать нефть из нефтяных скважин на оккупированной террито-
рии. Н.К. Байбаков, бывший в то время наркомом топливной
промышленности страны, говорит: «Нам было поручено демон-
тировать и эвакуировать нефтепромысловое и нефтеперерабаты-
вающее оборудование с Северного Кавказа и Баку, а в случае не-
обходимости вывести его из строя. С болью в сердце выполняли
нефтяники это задание. Оборудование промыслов и заводов
Грозного, Кубани и Дагестана эвакуировали на восток, большин-
ство скважин было ликвидировано».
Захват врагом части нефтяных районов на Кавказе и окку-
пация Украины привели к снижению добычи нефти, однако в ре-
зультате огромных усилий нефтяников страны Советская Армия
была обеспечена нефтепродуктами в необходимых количествах
и высокого качества. Н.К. Байбаков в своих воспоминаниях пи-
шет: «С чувством законной гордости можно отметить, что дейст-
вующая наша армия ни на одном этапе не знала трудностей
с нефтепродуктами, и даже в особо сложные первые годы войны,
несмотря на ущерб, нанесенный временной потерей украинских,
кубанских и частично грозненских промыслов, несмотря на де-
монтаж и эвакуацию ряда нефтеперерабатывающих заводов на
Восток и уничтожение почти половины нефтебаз, все требования
фронта оперативно удовлетворялись». В начале 1943 года, когда
на фронтах ежедневно погибали тысячи солдат и офицеров,
а в тылу были голод и разруха, Правительством страны подписы-
вается постановление, по которому нефтяникам выделялось
средств и оборудования столько, сколько требовалось для значи-
тельного увеличения геолого-разведочных работ, с целью откры-
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 25
тия в кратчайшие сроки новых нефтяных месторождений, осо-
бенно в районах Урало-Поволжья.
С целью ускоренного ведения разведочных работ на нефть
и газ в эти районы из южных районов страны были передислоци-
рованы геолого-разведочные предприятия с опытными кадрами и
необходимым оборудованием. И уже в 1943 году в районе Жигу-
левских гор Куйбышевской (ныне Самарской) области был полу-
чен мощный фонтан из девонских отложений. В 1943 году
в Ишимбайском районе Башкирии было открыто Кинзебулатское
нефтяное месторождение. В 1944 году получен мощный фонтан
также из девонских горизонтов на Туймазинском месторождении
Башкирии. В 1945 году открыты нефтяные месторождения в рай-
оне поселка Шугурово в Татарии, в районе поселка Бавлы было
открыто Бавлинское нефтяное месторождение. В 1949 году около
деревни Ромашкино из разведочной скважины № 3 получен фон-
тан нефти, положивший начало разработке крупнейшего нефтя-
ного месторождения в Татарии. В это же время залежи
нефти в девонских и угленосных отложениях были открыты
в Куйбышевскои\(Самарской), Волгоградской, Саратовской,
Пермской и Оренбургской областях.
Сейчас можно уверено говорить, что политика Правитель-
ства в вопросах геолого-разведочных работ на нефть и газ была
дальновидной. Открытие нефтяных и газовых месторождений
в годы войны и в послевоенный период позволили выйти Совет-
скому Союзу в число передовых нефтедобывающих стран мира,
что, в свою очередь, позволило в короткие сроки восстановить
народное хозяйство страны, разрушенное в период Великой Оте-
чественной войны.
Уже в 1949 году в стране был достигнут довоенный уровень
добычи нефти - 33,3 миллиона тонн, из которых 8 миллионов
тонн добыто в Урало-Поволжских районах.
Открытие и ввод в эксплуатацию кроме месторождений
нефти и газа в Урало-Поволжье новых нефтяных месторождений
на Северном Кавказе, в Азербайджане, Украине и Средней Азии
позволили ускоренными темпами наращивать добычу нефти и га-
за в стране. В 1955 году в стране было добыто 70,8 миллиона
26
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
тонн нефти, а в 1960 году - 147,9 миллионов тонн; в 1970 г. -
352,8 миллиона тонн, в 1977 г. - 545,7 миллионов тонн вместе
с газовым конденсатом.
В шестидесятые годы начался новый этап развития нефтя-
ной промышленности в нашей стране, когда в Западной Сибири
(Тюменская и Томская области) приступили к освоению нефтя-
ных и газовых месторождений. Как отмечалось выше, геолого-
поисковые работы в Сибири были начаты в 1939 году по инициа-
тиве наркома топливной промышленности Л.М. Кагановича.
В 1953 году в Сибири вблизи г. Березово было открыто Березов-
ское газовое месторождение, в 1960 году в Тюменской области
(в Шаимском районе) открывается первое нефтяное месторожде-
ние, а в 1961 году получен фонтан нефти из меловых отложений
на Мегионской и Усть-Балыкской площадях. В 1964 году начата
добыча нефти на Шаимском, Усть-Балыкском и Мегионском
нефтяных месторождениях. Нефть с этих месторождений постав-
ляли на Омский нефтеперерабатывающий завод.
По решению Правительства страны в Западной Сибири на-
чинается бурное развитие геолого-поисковых работ, в результате
которых были открыты в Нижневартовском районе крупнейшее
в мире Самотлорское нефтяное месторождение, а затем на севе-
ре - Уренгойское, Медвежье, Заполярное и целый ряд других
крупных нефтяных и газовых месторождений. Уже в 1977 году
в Западной Сибири было добыто 218 миллионов тонн нефти,
в 1982 году - 283 миллиона тонн. Таких масштабов и темпов раз-
вития нефтяной и газовой промышленности не было ни в одном
районе не только у нас в стране, но и в мире. Всего в Западной
Сибири на начало 1994 года было открыто 549 месторождений, в
том числе 394 - нефтяных, 32 - газонефтяных и нефтегазовых, 77
- нефтегазоконденсатных, 42 - газоконденсатных и 4 газовых ме-
сторождения.
В шестидесятых годах одновременно с открытием крупных
нефтяных месторождений в Западной Сибири открываются неф-
тяные месторождения на полуострове Мангышлак (Узеньское),
в Удмуртии (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Вятское),
в Пермской области (Ножовское), Оренбургской (Покровское,
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 27
Пономаревское, Бобровское), в Куйбышевской (Кулешевское)
и другие.
За счет наращивания сырьевой базы ускоренными темпами
увеличивается добыча нефти в стране.
В 1965-1970 годы в СССР ежегодно приращивалось по
21 миллиону тонн, в 1971-1975 годах - по 27,6 миллионов тонн.
Максимальный годовой объем добычи нефти в стране был дос-
тигнут в 1988 году в объеме 624 миллиона тонн, из них в Запад-
ной Сибири добывалось 408,6 миллиона тонн. Наша страна зани-
мала первое место в мире по добыче нефти. Одновременно с рос-
том добычи нефти в нашей стране строились магистральные неф-
тепроводы для доставки нефти из районов добычи до нефтепере-
рабатывающих заводов, а также магистральные продуктопроводы
от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) до мест потребления.
Были построены магистральные нефтепроводы системы
«Дружба» из Поволжья на запад нашей страны и далее
в социалистические (бывшие) страны (1964 год) протяженно-
стью 4665 километров. По этому нефтепроводу нефть Татарии
и Поволжья поступала в Чехословакию, Венгрию, Польшу и Вос-
точную Германию. В-связи с бурным развитием нефтяных место-
рождений Тюменской области строится крупнейшая в мире сис-
тема нефтепроводов общей прЪтяженностью около 35 тысяч ки-
лометров. Были построены магистральные нефтепроводы диа-
метром 1220, 1020 и 820 мм: Уренгой - Холмогоры - Пермь -
Клин (2661 км), Холмогоры - Сургут - Пермь - Нижний Новго-
род - Ярославль - Полоцк (3557 км); Самотлор - Анжеро-
Суджинск - Красноярск - Иркутск (2476 км); Усть-Балык - Ниж-
невартовск - Курган - Самара (2523 км); Урьевские - Южный
Болык - Курган - Уфа - Альметьевск (2009 км); Южный Болык -
Омск - Павлодар - Чимкент (2822 км); Самара - Лисичанск -
Кременчуг (1349 км); Самара - Унеча - Мозырь - Брест (2132
км); Узень - Гурьев - Самара (921 км); Куйбышев - Тихорецкая -
Новороссийск (1518 км); Ухта - Ярославль (1133 км) и другие.
Эксплуатацию магистральных нефтепроводов осуществляла ком-
пания «Транснефть». На начало 1993 года компания «Транс-
нефть» эксплуатировала 66 тысяч километров нефтепроводов,
28
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
продуктопроводов и водоводов с 570 насосными станциями, 1260
стальных и железобетонных резервуаров общей емкостью 16,8
млн. м3. В это же время реконструировались и расширялись дей-
ствующие, а также строились новые нефтеперерабатывающие за-
воды и нефтехимические комбинаты.
В послевоенный период строятся крупные нефтеперераба-
тывающие заводы в Кстово (Нижегородская область), Сызрани,
Волгограде, Саратове, Перми, Краснодаре, Омске, Ангарске, Ба-
ку, Рязани. В 1970-1980-х годах нефтеперерабатывающие заводы
(НПЗ) были построены в Чимкенте и Павлодаре (Казахстан),
Можекяе (Литва), Чарджоу (Туркмения), Лисичанске (Украина),
Мозыре (Белоруссия), Ачинске (Россия).
В настоящее время в России работает 26 нефтеперерабаты-
вающих заводов с годовым объемом переработки нефти более
320 млн. т, глубина переработки на многих из них менее 60%.
Большинство из НПЗ работают уже по 40-50 лет на старом обо-
рудовании, поэтому первоочередная задача, к которой уже на ря-
де заводов приступили, - это реконструкция и замена старого
оборудования на более современное, главной целью которых яв-
ляется доведение глубины переработки до уровня передовых
стран, таких как США, где глубина переработки нефти на НПЗ
составляет 90 и более процентов.
2. История развития газовой промышленности
Выходы природного газа на поверхность земли и горячие
факелы были издавна известны в Азербайджане, Китае, Персии,
Бухаре и других местах. Из всех известных в то время горячих
факелов наиболее мощные были в Азербайджане. Горящие не-
гаснущие факелы были предметом культового поклонения.
Уже в те далекие времена природный газ использовался для ос-
вещения, отопления, приготовления пищи и так далее. Известно,
что в Китае за 200 лет до н.э. были пробиты бамбуковые скважи-
ны для природного газа, который использовался для отопления,
освещения, приготовления пищи и выварки соли. В XIV веке
на Апшеронском полуострове природный газ в местах его выхода
использовался для освещения, отопления, приготовления пищи
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 29
и добычи извести. Подавать газ от мест выхода на большие рас-
стояния люди не умели. В конце XVIII века был открыт способ
получения искусственного газа, который шел прежде всего на ос-
вещение. Он назывался «светильный газ». Искусственный газ по-
лучали первоначально из каменного угля. На газовых заводах
уголь подвергался частичному термическому крекингу. В резуль-
тате получали горючий газ и газовый кокс. Газ после очистки по-
давался потребителям, а газовый кокс использовался как топливо
для отопления. Получаемые продукты были дорогостоящими.
Позднее искусственный газ стали получать не только из каменно-
го угля, торфа, кокса, дров, но и из жидких нефтепродуктов.
В 1888 году Д.И. Менделеев впервые в мире обосновал возмож-
ность подземной газификации каменного угля. В России начало
промышленного использования газа относится к 1835 году, когда
в Санкт-Петербурге был впервые построен завод искусственного
газа. В 1870 году в Санкт-Петербурге было построено пять заво-
дов искусственного газа, общая их производительность составля-
ла 30 млн. м3 в год. Газ в основном шел на освещение улиц, тор-
говых помещений, учреждений, и небольшая часть подавалась
в квартиры.
В Москве завод искусственного газа был построен в 1865
году, который впоследствии неоднократно реконструировался
и расширялся. Это был один из длительно работающих заводов,
он работал до 1957 года.
Открытие месторождений природного газа в СССР, США
и Канаде более экономичного, чем искусственный, послужило
началом перевода системы газоснабжения на природный газ.
В конце XIX и начале XX века открытие месторождений природ-
ного газа носило случайный характер. В 1840 году при бурении
скважин на воду в районе Астрахани на глубине 112 метров вме-
сте с водой выделялся газ, содержащий сероводород. Наблюдался
также выход газа при бурении скважин на воду в Саратове, на
Апшеронском полуострове, в Мелитополе и др.
Развитие газовой промышленности в России относится
к 1922 году, когда в Сураханах из скважины № 1 был получен га-
зовый фонтан. Этим фонтаном газа заинтересовались ряд фирм,
занимающихся добычей нефти в Баку. Началось бурение скважин
30 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
специально на газ. К этому времени уже были металлические
трубы. Газ, добываемый из скважин, по трубам подавался на
нефтеперерабатывающие заводы, где он использовался в качестве
топлива при переработке нефти.
Русский ученый Д.И. Менделеев, придававший большое
значение использованию газа, писал, что «газ - это топливо бу-
дущего, при использовании которого не может быть и речи ни
о полном горении, ни о дыме». Он впервые высказал идею ис-
пользования газа в качестве сырья для химической промышлен-
ности.
В 1906 году в Саратове при бурении артезианской скважины
на воду был получен природный газ. Хозяин хутора купец Мель-
ников этим воспользовался и построил стекольный и кирпичный
заводы, на которых топливом служил природный газ.
К началу 1930 года в нашей стране были открыты и изучены
четыре месторождения природного газа: Дагестанские Огни,
Мельниковское, Ставропольское и Мелитопольское. Но большо-
го применения природный газ в то время не получил. В 1931 году
по инициативе А.Е. Ферсмана и И.М. Губкина проводится Вторая
Всероссийская газовая конференция, на которой впервые был
рассмотрен вопрос об использовании природного газа в промыш-
ленности и в бытовых целях. В последующем были усилены ра-
боты по поискам газовых месторождений. Уже в 1935 году в Ко-
ми АССР было открыто Седельское газовое месторождение.
В результате принятых мер по поиску газовых месторождений в
конце 30-х годов в нашей стране было открыто более 50 газовых
месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях, Азер-
байджане, Украине, Средней Азйи, Саратовской, Куйбышевской,
Оренбургской областях, на Северном Кавказе и в других районах.
Открытие этих месторождений давало возможность развивать га-
зовую промышленность в нашей стране ускоренными темпами.
В 1935 году Постановлением Совета Народных Комиссаров
и Центрального Комитета партии страны «О генеральном плане
реконструкции г. Москвы» ставилась задача к 1945 году подавать
в Москву до 600 млн. м3 природного газа в год.
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 31
Первый газопровод в СССР (диаметром 200 мм, длиной
68 км) был построен в 1940-1941 годах в Западной Украине от
Дашавского газового месторождения до г. Львова. Работы по от-
крытию и вводу в эксплуатацию месторождений природного га-
за не прекращались и в годы Великой Отечественной войны:
в 1942 году вводится в эксплуатацию Елшано-Курдюмское газо-
вое месторождение (Саратовская область), в 1943 году построе-
ны газопроводы Похвистнево - Куйбышев, Елшанка - Саратов,
Бугуруслан - Куйбышев, Курдюм - Князевка и другие.
В 1944 году началось строительство магистрального газопрово-
да Саратов - Москва протяженностью 800 км из труб диаметром
325 мм, который был введен в эксплуатацию в 1946 году. В свя-
зи с дальнейшим открытием и введением в эксплуатацию новых
газовых и газоконденсатных месторождений в 50-х годах про-
должается развитие газовой промышленности в нашей стране.
Для подачи газа из Украины в Москву в начале 50-х годов был
построен газопровод Дашава - Киев - Брянск - Москва протя-
женностью 1300 километров диаметром 529 мм.
В 60-х годах были построены магистральные газопроводы
с Северного Кавказа в центр с отводами Серпухов ^ДГенинград,
а также велось строительство системы газопроводов с тазовых
месторождений Средней Азии: Бухара - Урал, Средняя Азия -
Центр и другие.
Если протяженность магистральных газопроводов в 1960
году составляла 21 тысячу километров, то к концу 60-х годов -
уже 67500 километров.
Объем добычи газа в стране в 1960 году составлял
45,3 млрд, м3, а в 1970 году - уже 198 млрд. м3.
Бурное развитие газовой промышленности началось с от-
крытия уникальных по составу и запасам газовых месторожде-
ний. Наиболее перспективными по запасам природного газа ока-
зались северные районы Тюменской области. В 1953 году здесь
было открыто Березовское газовое месторождение, а в 1965 году
был построен первый на севере газопровод Игрим-Серов, по ко-
торому природный газ подавался с Березовского газового место-
рождения к потребителям на Северный Урал.
32
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Освоение газовых месторождений в Западной Сибири было
связано с большими трудностями. Необходимо было решать
сложные проблемы при добыче и транспорте газа, связанные
с заболоченностью территории, вечной мерзлотой, суровыми
климатическими условиями. Несмотря на все трудности и слож-
ности газовая промышленность в Западной Сибири развивалась
невиданными темпами. Так, в 1972 году вводится в эксплуатацию
крупнейшее газовое месторождение Медвежье, а уже в 1978 году
месторождение выводится на проектный уровень добычи -
65 млрд, м3 газа в год.
В 1978 году вводится в эксплуатацию Уренгойское газо-
конденсатное месторождение, а уже в 1980 году годовая добыча
газа здесь достигла 50 млрд. м3. Были введены и другие газовые
месторождения, среди которых и уникальное Ямбургское.
В 1991 году в Западной Сибири добывали 542 млрд, м3, что со-
ставляло 84% от всей добычи газа в стране.
Для передачи газа в центральные и другие регионы страны
были построены магистральные газопроводы. По состоянию на
начало 1986 года общая протяженность магистральных газопро-
водов составляла 174 тысячи километров. В 1981-1985 годах бы-
ла построена и введена в эксплуатацию шестиниточная система
газопроводов из Уренгоя в центр. Каждая нитка этой системы
имела диаметр труб 1420 мм на давление 7,5 МПа. Большое зна-
чение сыграл построенный и введенный в эксплуатацию экспорт-
ный газопровод Уренгой - Помары - Ужгород. Подача газа с ме-
сторождений Западной Сибири в настоящее время осуществляет-
ся по системе многониточных магистральных газопроводов диа-
метром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа по трем направле-
ниям: Северное (Уренгой - Надым - Ухта - Торжок) для обеспе-
чения потребителей северо-западных районов страны, Белорус-
сии, Центра, Прибалтики; Центральное (Уренгой - Надым - Пун-
та- Нижняя Тура - Центр) для обеспечения газом Уральского,
Поволжского, Волго-Вятского и Центрального районов; Южное
(Уренгой - Сургут - Челябинск - Петровск) для снабжения рай-
онов Западной Сибири, Южного Урала, Среднего Поволжья.
Глава I. История развития нефтяной и газовой промышленности 33
Россия располагает огромными запасами газа. Она не только
обеспечивает свои потребности газа в промышленности и быту,
но и значительное количество газа экспортирует.
Потенциальные запасы газа в нашей стране оцениваются
более чем в 200 трлн. м3. По прогнозным оценкам, добыча газа
в России к 2030 году составит более 800 млрд, м3 в год.
Дальнейший рост добычи газа в России продолжится вво-
дом месторождений севера Тюменской области, таких как Юби-
лейное, Хорвутинское, Ямсовейское. На полуострове Ямал от-
крыто около 30 месторождений, среди которых первоочередные:
Харосовское, Еовопортовское, Крузенштернское и Бобоинское.
На газовых месторождениях полуострова Ямал запасы газа оце-
ниваются более чем в 10 трлн. м3. Приступили к освоению Ги-
понтского газового месторождения, заполярного, добыча газа на
котором в ближайшие годы планируется 100 млрд, м3 в год.
Большие перспективы имеет разработка Штокманского га-
зоконденсатного месторождения и других.
Начиная с 1966 года наша страна экспортирует газ вбмнр-
гие страны. В настоящее время Россия поставляет газ в Польшу,
Австрию, Чехию, Словакию, Болгарию, Германию, Венгрию,
Италию, Румынию, Грецию, Турцию, Литву, Эстонию, Белорус-
сию, Грузию, Казахстан, Украину и Молдавию. В 1999 году Рос-
сия экспортировала 204 млрд, м3 газа. Планируется дальнейший
рост поставки газа на экспорт.
Добычей и транспортом газа в России занимается РАО
«Газпром». РАО «Газпром» является крупнейшей газовой компа-
нией в мире. Контрольный пакет акций РАО «Газпром» (40%)
принадлежит государству.
Глава II
ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
1. Происхождение нефти
Единого мнения о происхождении нефти и газа нет. Суще-
ствуют в основном две гипотезы о происхождении нефти и газа.
Одна из них органического, а другая неорганического происхож-
дения.
Гипотезу органического происхождения высказал в 1759 го-
ду великий русский ученый М.В. Ломоносов, по которой нефть
и газ образуются из остатков животных и растительных организ-
мов под воздействием высоких температур и давления без досту-
па кислорода. Остатки животных и растительных организмов при
высокой температуре и давлении разлагаются. В результате раз-
ложения органических остатков образуются углеводороды как ос-
новная составная часть нефти и газа.
В застойных низменных бассейнах в огромных количествах
скапливались водоросли, членистоногие и планктоновые орга-
низмы, которые вместе с привнесенным минеральным вещест-
вом, осаждаясь на дне бассейнов, образовывали мощные слои ор-
ганического ила - сапропеля. Сапропель и гумусовые отложения
накапливались на дне водоемов, и под воздействием давления,
температуры, при наличии кислорода и минерализованной воды
шла реакция гидролиза жиров, содержащихся в отложениях, в ре-
зультате чего образовывались жирные кислоты, глицерин и дру-
гие продукты, которые затем превращались в метановые, нафте-
новые, ароматические углеводороды и кислородные соединения -
кетоны. Эти соединения, растворяясь в массе жирных кислот, об-
разуют смолообразную массу и вместе с минеральными вещест-
вами (песком, глиной) остаются на дне бассейнов и покрываются
минеральными отложениями. Эта смолообразная масса является
первичной нефтью. В дальнейшем в процессе превращения
Глава II. Происхождение нефти и газа 35
в нефть органического материала происходят химические про-
цессы, при которых происходит увеличение содержания углерода
и водорода и снижение содержания кислорода. В настоящее вре-
мя ряд ученых высказывает мнение, что первичный органический
материал преобразуется в нефть при повышенных температурах
и давлениях, а также деятельности бактерий и действия радиоак-
тивных веществ.
Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную
породу, которая со временем подвергается все большему горному
давлению из-за увеличения накапливающихся осадочных пород.
Под горным давлением она перемещается (мигрирует) в более
пористые породы (песчаники, известняки), к месту образования
нефтяных залежей.
Важную роль в формировании и понимании теории проис-
хождения углеводородов сыграли труды выдающегося ученого
В.И. Вернадского - основоположника геохимии и в том числе ос-
нов биогеохимии нефти, разработавшего геохимическую систему
взаимодействия углерода с живым веществом биосферы.
Основными предпосылками биогенной теории происхож-
дения нефти и газа служит приуроченность почти всего объема
промышленных скоплений углеводородов (99,9%) к осадочным
образованиям, сосредоточение наибольших ресурсов углеводо-
родов в отношениях геологических периодов с активной жиз-
недеятельностью организмов биосферы (отмечается паралле-
лизм в образовании и накоплении углей, горючих сланцев
и нефти); наличие скоплений углеводородов в замкнутых лин-
зах песчаников, прибрежных местах древних палеоморей и па-
леорусел рек, заключенных в мощной толще непроницаемых
глин; установление процессов преобразования органического
вещества в углеводороды нефтяного типа в осадках (илах) со-
временных морей и океанов; сходство изотопного состава серы,
содержащейся в нефти; наличие в составе нефтей различных
химических соединений (азотистых, кислородных, сернистых)
биогенного происхождения и сходство изотопного состава уг-
лерода нефти и органического вещества. Важным является
сходство изотопных составов углерода и серы, содержащейся
в нефтях и органическом веществе вмещающих пород, в то
36 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
время как изотопные составы этих элементов в разных литоло-
го-стратиграфических комплексах даже в пределах одного ре-
гиона неодинаковы, что указывает на различные источники
образования углеводородов в данном регионе. Процесс образо-
вания нефти и газа, формирования их скоплений-залежей
проходит несколько стадий, каждой из которых свойственны
определенные палеогеологические, палеогеофизические, палео-
геохимические и палеогидрогеологические условия, характери-
зующие развитие данного региона и земной коры в целом. В за-
висимости от условий, в которых накапливается органическое
вещество - в основном остатки простейших животных и расти-
тельных. организмов, - происходит его преобразование в сторо-
ну формирования ископаемых углей, нефти и газа. Из исходно-
го органического вещества сапропелевого типа при прочих рав-
ных условиях образуются, главным образом, нефть и углеводо-
родный газ, из органического вещества гумусового типа гене-
рируется, преимущественно, газ.
К сапропелевому органическому веществу относятся про-
дукты распада планктона с высоким содержанием липоидов, на-
капливающихся в морских и озерных породах при преобладании
восстановительных или слабо восстановительных условий, к гу-
мусовому - продукты распада целлюлозы и танинов, входящих
в состав .растительных организмов в окислительной обстановке,
но при ограниченном доступе кислорода.
Неизменным условием образования нефти и углеводород-
ных газов является накопление органического вещества в субак-
вальной среде с восстановительной анаэробной обстановкой
на фоне преимущественного прогибания бассейна седиментации.
Как отмечает Д. Хонт, некоторые углеводороды, содержащиеся
в нефти, попали в нее из живых организмов в малоизмененном
виде, большинство же углеводородов претерпели значительные
изменения, и, в конечном счете, углеводороды нефти в целом на-
много сложнее по строению, чем таковые в исходном органиче-
ском веществе.
Современное представление о биогенной теории происхож-
дения нефти и газа показано в таблице 1.
Таблица 1
Стадии преобра- зования ОВиУВ Геологические условия среды нахо- ждения ОВ и УВ Источники энергии преобразования ОВиУВ Состояние ОВ и УВ и формы нахожде- ния последних
Накопле- ние ОВ Водная среда с анаэробной геохими- ческой обстановкой; застойный па- лсогидрогеологический режим; по- ниженная сульфатность; накопление и захоронение ОВ в процессе осад- конакопления Геостатическое давление (уплотне- ние породой); биохимическое воз- действие микроорганизмов и фер- ментов, каталитическое воздействие минералов; нисходящие тектониче- ские движения (устойчивое проги- бание) Исходное ОВ осад- ков в диффузно- рассеянном состоя- нии
Генера- ция УВ Породы различного состава, содер- жащие потенциально нефтегазомате- ринские толщи; аэробная геохимиче- ская среда; застойный палеогидро- геологический режим Геостатическое давление (устойчи- вое интенсивное прогибание); по- вышенный тепловой поток; внут- ренняя химическая энергия ОВ, свя- занная с его молекулярной пере- стройкой в УВ нефтяного ряда; ра- диоактивные минералы вмещающих пород УВ нефтяного ряда на стадии диагенеза и катагенеза осад- ков в рассеянном состоянии. УВ в свободном водога- зорастворенном со- стоянии
Мигра- ция УВ Породы различного состава, обла- дающие повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда Тектонические движения, прояв- ляющиеся в различных формах; по- вышенная температура; гравитаци- онные силы, обусловливающие пе- ремещение УВ; геодинамическое давление; гидродинамические про- цессы, обусловливающие движение
Глава IL Происхождение нефти и газа
00
Продолжение таблицы 1
Стадии преобра- зования ОВиУВ Геологические условия среды нахо- ждения ОВ и УВ Источники энергии преобразования ОВиУВ Состояние ОВ и УВ и формы нахожде- ния последних
флюидов в латеральном и вертикаль- ном направлениях; электрокинетиче- ские силы; капиллярные силы, при- водящие к вытеснению УВ водой из мелких пор в крупные; молекуляр- ные силы, приводящие к диффузии нефти и газа через горные породы; кристаллизация и перекристаллиза- ция пород-коллекторов
Аккуму- ляция УВ Наличие пород-коллекторов, ‘обла- дающих повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда; за- стойный режим пластовых вод; на- личие пород-флюидоупоров (по- крышек) над коллекторами; начисле- ние региональных и локальных ло- вушек, благоприятных для аккуму- ляции УВ Тектонические движения, способст- вующие аккумуляции; повышенный тепловой поток; гидродинамические силы; гравитационные силы; моле- кулярные силы, обусловливающие диффузию УВ; капиллярные силы Скопления УВ
Консер- вация УВ Наличие пород-коллекторов, обла- дающих повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда; за- Развитие преимущественно движе- ний прогибания; термодинамиче- ская энергия; благоприятные для консервации термодинамические Скопления УВ
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Продолжение таблицы 1
Стадии преобра- зования ОВиУВ Геологические условия среды нахо- ждения ОВ и УВ Источники энергии преобразования ОВиУВ Состояние ОВ и УВ и формы нахожде- ния последних
стойный режим пластовых вод; на- личие пород флюидоупоров (покры- шек) над коллекторами; их герме- тичность; нахождение скреплений УВ вне зоны аэрации; сохранение замкнутости структурных ловушек после формирования скоплений; со- хранение благоприятного региональ- ного наклона слоев факторы (повышенные давление и температура)
Попадание скоплений УВ в зоны аэрации; раскрытие ловушек; текто- ническая нарушенность пород; фильтрация УВ из ловушек по тек- тоническим нарушениям; прорывы УВ через покрышку; перенос УВ движущейся водой; растворение, окисление и разложение УВ Движение пластовых и трещинных вод в зонах активного водообмена; тектонические движения (преиму- щественно восходящие формы); хи- мическая энергия; процессы окис- ления УВ сульфатными водами; биохимическая энергия; процессы разложения УВ микроорганизмами; молекулярные силы, обусловлива- ющие диффузию УВ УВ в рассеянном состоянии либо но- вые скопления УВ
Глава II. Происхождение нефти и газа
Примечание: данная таблица составлена А.А. Бакировым, Э.А. Бакировым и Л.П. Мстиславской.
40
40
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Углеводороды органического вещества, накапливающегося
в осадках в диффузно-рассеянном состоянии, и само органиче-
ское вещество испытывают на первой стадии действие, главным
образом, биохимических процессов и микроорганизмов.
По мере погружения осадков, с усилением действия внут-
ренней химической энергии ОВ и все возрастающего теплового
потока земных недр процесс генерации УВ активизируется, и они
эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы (вторая
стадия). Под влиянием различных внутренних и внешних источ-
ников энергии углеводороды в свободном или растворенном со-
стоянии мигрируют по коллекторам или по трещинам (третья
стадия), заполняя ловушки и образуя залежи (четвертая стадия).
В зависимости от характера проявления дальнейших тектониче-
ских движений и других геологических процессов эти залежи
консервируются (пятая стадия) или разрушаются (шестая стадия),
рассеиваясь в литосфере или атмосфере. Так завершается полный
цикл естественно-исторического процесса генерации, аккумуля-
ции и разрушения скоплений углеводородов по В.И. Вернадско-
му.
Гипотезу неорганического происхождения нефти и газа вы-
двинул в 1877 году Д.И. Менделеев, который объяснял, что угле-
водороды могут образовываться в недрах земли при воздействии
перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов под
действием высоких температур и давлений. Во время горных
процессов по трещинам-разломам в земную кору поступает
вглубь вода, которая на своем пути встречает карбиды железа
и вступает с ними в реакцию. В результате реакций образуются
окислы железа и в виде паров - углеводороды. Образовавшиеся
углеводороды по тем же трещинам поднимаются в верхние слои
земной коры и по проницаемым породам (песчаники, известняки
и другие) перемещаются к местам образования нефтяных зале-
жей.
Как отмечалось, до сих пор нет единого мнения о происхо-
ждении нефти и газа. Обе гипотезы имеют свои «за» и «против».
Во многом подтвердилась гипотеза органического происхо-
ждения. К настоящему времени большинство нефтяных место-
Глава II. Происхождение нефти и газа
41
рождений в мире находятся в осадочных породах, содержащих
окаменелые останки животных и растений. В то же время сто-
ронники органического происхождения не могут обосновать
огромные скопления останков животных и растений в местах,
где органического вещества в осадочных породах сравнительно
мало. Кроме того, имеются большие скопления нефти в Морок-
ко, Венесуэле и других странах в метаморфических и извер-
женных породах, в которых органического вещества не может
быть.
Не согласуются с гипотезой органического происхождения
нефти и результаты, полученные в магматических породах.
Так, на сверхглубокой Кольской скважине, в древнейших кри-
сталлических породах, обнаружено присутствие сходного с неф-
тью битуминозного вещества. На территории шельфа Вьетнама
открыты сравнительно крупные нефтяные месторождения (Белый
тигр, Волк и другие), где продуктивными коллекторами являются
не песчаники и известняки, а гранитный массив.
В 1892 году русский геолог В.Д. Соколов выдвинул «косми-
ческую» гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в зем-
ной коре. Он утверждал, что углеводороды изначально присутство-
вали в газопылевом облаке, из которого образовалась Земля. Затем
углеводороды стали выделяться из магмы и подниматься
в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земного
шара, где конденсировались и образовывали нефтяные месторож-
дения. Другой геолог, Н.А. Кудрявцев, собрал и обобщил большой
геологический материал по нефтяным месторождениям мира. Он
подтвердил мнение Д.И. Менделеева о том, что многие нефтяные
месторождения открываются под зонами глубинных разломов зем-
ной коры. Он также на основе собранного материала утверждал об
отсутствии прямой связи между наличием нефти и количеством
органического вещества в продуктивном коллекторе. Так, в част-
ности, мархининский вал на севере Сибири, где горные породы
на глубину двух километров пропитаны нефтью, а количество уг-
лерода, образовавшегося одновременно с породой, составляет
всего 0,2-0,4%. На основании этого Н.А. Кудрявцев считал, что
нефтеносность мархининского вала связана не с преобладанием
42 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по
которому углеводороды поднимались из недр Земли.
Н.А. Кудрявцев выдвинул «магматическую» гипотезу обра-
зования нефти. Он считал, что на больших глубинах, где очень
высокие температуры, углерод и водород образуют углеводород-
ные радикалы CH, СН2, СНз. Затем они по глубинным разломам
поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Из-за умень-
шения температуры в верхних слоях Земли эти радикалы соеди-
няются между собой и с водородом, в результате чего образуются
нефтяные углеводороды.
Оппоненты Н.А. Кудрявцева утверждают, что при высоких
температурах углеводородные радикалы не могут существовать.
Но Э.Б. Чекалюк на основе расчетов доказал, что на больших
глубинах высокое давление полностью подавляет термическую
деструкцию углеводородов. Кроме того, он показал, что при этом
происходит не только синтез углеводородов из воды и углекисло-
го газа, но и их полимеризация, циклизация и конденсация
в крупные углеводородные молекулы. Оптимальные термодина-
мические условия для синтеза нефти, по мнению Э.Б. Чекалюка,
могут быть на глубинах 100-200 км. Прорыв нефтяных углеводо-
родов к поверхности Земли происходит по разломам, возникаю-
щим в мантии и земной коре. В.А. Трофимов, В.И. Корчагин,
Р.Х. Муслимов указывают на многочисленные и разнообразные
доказательства тесной связи нефтяных месторождений с разрыв-
ными нарушениями.
Нефтеносность нарушений не сплошная, а ограничена узки-
ми участками - нефтеподводящими каналами, за счет которых,
вероятно, и происходит формирование нефтяных месторождений.
При этом предполагается наличие глубинных резервуаров, рас-
положенных на больших глубинах и содержащих нефтеподобный
флюид. По их предположению, каждое нефтяное месторождение
состоит из трех компонентов: 1 - ловушка, заполненная нефтью,
2 - глубинный резервуар, являющийся основным поставщиком
углеводородного флюида, и 3 - нефтеподводящий канал, соеди-
няющий глубинный резервуар с залежью.
Глава П. Происхождение нефти и газа
43
О наличии глубинных резервуаров могут говорить такие
факты, как увеличение с глубиной содержания битумоидов и
УВ-газов в кристаллическом фундаменте Татарстана (Р.Х. Мус-
лимов). Кроме того, по данным глубинной сейсморазведки, под
крупными нефтяными месторождениями наблюдаются обшир-
ные динамические аномалии по глубине 15-20 км и субверти-
кальные, сужающиеся вниз аномалии, которые, возможно, от-
ражают глубинный резервуар и каналы, соединяющие его с ме-
сторождениями.
Авторы формулируют два основных положения:
1. Каждое нефтяное месторождение расположено на нефте-
подводящем разломе, за пределами которого нефтяных ме-
сторождений и залежей не может быть.
2. Под каждым нефтяным месторождением имеется нефтепод-
водящий канал, по которому поступала нефть и образова-
лось месторождение.
Собственно нефтеподводящие каналы до настоящего времени не
обнаружены, хотя, по утверждению В.И. Корчагина, их сущест-
вование подтверждается целым рядом убедительных доказа-
тельств. Одним из них является длительный срок эксплуатации
ряда месторождений (более 100 лет). К ним относятся месторож-
дения Бакинской группы в Азербайджане (Сабунчи, Бибиэйбат),
некоторые месторождения Северного Кавказа, Ферганы, Запад-
ной Туркмении и другие. На некоторых крупных нефтяных ме-
сторождениях, таких как Ромашкинское (в Татарии), где боль-
шинство добывающих скважин обводнены и значительная их
часть выведена из эксплуатации как нерентабельные, имеется ряд
скважин, сохраняющих высокие дебиты, а накопленная добыча
нефти из них достигает несколько миллионов тонн. Одной из ве-
роятных причин подобного аномального явления, по мнению ав-
торов, может быть расположение скважин вблизи крупного неф-
теподводящего канала, обеспечивающего постоянный высокий
подток новых порций нефтефлюида.
Вдоль высокопродуктивных нефтеподводящих разломов
нефтью заполняются все ловушки, а в осадочных бассейнах, где
44
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
нефтеподводящие разломы отсутствуют, даже идеальные ловуш-
ки остаются пустыми.
Четких критериев и признаков, по которым можно отличить
нефтеподводящие разломы от «пустых» разломов, пока нет. Ав-
торы также показывают, что нефтеподводящие каналы могут
иметь разные возможности и не зависят от размеров залежи, рас-
положенной над ними.
Нефтеподводящие каналы играют роль в процессе заполне-
ния ловушки, а как только ловушка заполнится, нефтеподводя-
щий канал приостанавливает свою деятельность. Поэтому между
дебитами нефтеподводящих каналов и размерами расположенных
над ними залежей прямой зависимости не существует.
Под мелкими, нерентабельными для разработки месторож-
дениями могут находиться высокодебитные нефтеподводящие
каналы, которые могут стать новым дополнительным источником
добычи нефти.
Сторонники неорганического происхождения нефти и газа
показывают, что образование нефти - процесс постоянный, пока
в недрах Земли есть вода, углекислый газ и восстановители (за-
кись железа).
2. Происхождение газа
Метан всегда имеется в составе нефти. Значительное коли-
чество метана растворено в пластовых водах на глубине 1-5 км.
Метан в определенных количествах присутствует в водах рек,
озер и океанов, в атмосфере и т.д. Основное содержание метана
наблюдается в осадочных и изверженных породах. В настоящее
время известно несколько процессов образования метана:
- биохимический;
- радиационно-химический;
- метаморфический;
- термокаталитический;
- механо-химический;
- космогенный.
Биохимический процесс образования метана происходит
в илах, почве, осадочных горных породах и гидросфере, в резуль-
Глава II. Происхождение нефти и газа
45
тате жизнедеятельности бактерий из органических соединений
(белков, клетчатки, жирных кислот) образуется метан.
Радиационно-химический процесс образования метана про-
ходит при воздействии радиоактивного излучения на углероди-
стые соединения.
Метаморфический процесс образования метана проходит с
преобразованием угля под воздействием высоких температур
(500° С) в углерод.
Термокаталитический процесс образования метана заклю-
чается в преобразовании в газ органического вещества осадочных
пород под действием высоких температур и давления в присутст-
вии глинистых минералов. Важную роль в этом процессе играют
катализаторы-алюмоселикаты, входящие в состав глинистых по-
род, а также микроэлементы и их соединения.
Механо-химический процесс образования метана происходит
в образовании углеводородов из органического вещества (угли)
под воздействием механических нагрузок, когда на контактах зе-
рен минеральных пород образуются высокие напряжения, энер-
гия которых участвует в преобразовании органического вещест-
ва.
Космогенный процесс образования метана согласуется с ги-
потезой образования нефти В.Д. Соколова. Считается, что основ-
ная масса метана газовых месторождений имеет термокаталити-
ческое происхождение и образуется он на глубине от 1 до 10 км.
Значительная часть метана имеет биохимическое происхождение
и образуется на глубинах 1-2 км.
Глава III
ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ
ГЕОЛОГИИ
1. Геология земной коры
Геология - это наука о составе, строении и истории Земли.
Установлено, что внутри Земли несколько оболочек: литосфера,
мантия и ядро.
Литосфера - это внешняя твердая оболочка, толщиной
50-70 километров от поверхности Земли. За литосферой распола-
гается мантия на глубине 2900 километров. В центральной части
земного шара на глубине от 2900 до 6380 километров расположе-
но ядро. Химический состав, физическое состояние и свойства
оболочек различны.
Литосферу называют земной корой. Наиболее изучена по
сравнению с другими литосфера. Состав и строение мантии и яд-
ра окончательно еще не изучены. В современном понятии геоло-
гия - это наука, изучающая вещественный состав литосферы, ее
строение и процессы, происходящие в ней и на ее поверхности,
причины и закономерности возникновения и развития этих про-
цессов, а также состав, строение и закономерности развития Зем-
ли в целом. Геология является теоретической основой для поиска,
разведки и разработки всех месторождений полезных ископае-
мых, в том числе нефти и газа.
2. Строение Земли
По данным, полученным в результате проведения космиче-
ских исследований, длина земного меридиана 40008,548 км,
а длина экватора 40075,704 км. Средний радиус шара, равновели-
Глава Ш. Основы нефтегазопромысловой геологии 47
кого объему Земли, - 6371 км. Упрощенно, по геофизическим ма-
териалам, установлено неоднородное внутреннее строение Земли.
В ней выделяются (упрощенно) ядро радиусом около 3400 км,
мантия (промежуточная оболочка) толщиной примерно 2900 км
и земная кора, максимальная мощность которой 70 км, в районах
материков 30-50 км, в области океанов 5-8 км. Средняя плот-
ность Земли принята 5,52 г/см3. Плотность земли значительно
выше плотности наиболее встречающихся горных пород, распро-
страненных в земной коре (Таблица 2).
Таблица 2.
№ п/п Порода Плотность, г/см3
1. Гранит 2,5-3
2. Базальт 2,7-3,2
3. Известняк 2,4-2,8
4. Доломит 2,9
5. Глина 1,6-2,8
Наиболее изучена земная кора. Земная кора представляется
резко изменяющейся толщиной и неодинаковым строением.
В среднем подошва земной коры залегает под континентами
на глубине 40 км, а под океанами - на глубине 11-12 км. Средняя
толщина океанической коры около 7 км. Земная кора состоит
из множества геологических тел, разнообразных по составу,
форме и размерам.
Мельчайшие зерна и кристаллы, которые представляют со-
бой природные химические соединения или самородные элемен-
ты, называются минералами. Минералов насчитывается более
2000. Геологические тела, состоящие из минеральных зерен или
их обломков, называются горными породами.
Земная кора сложена горными породами, различными по
своему составу, строению и свойствам. Горные породы, слагаю-
щие земную кору, состоят из минералов. Минералы - это при-
родные химические соединения, представленные однородными
по составу и физическим свойствам телами, образующимися при
различных физико-химических процессах, протекающих в зем-
ной коре.
48 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Горные породы - это минеральные соединения постоянного
минералогического и химического состава, образующие само-
стоятельные геологические тела, слагающие земную кору. В за-
висимости от происхождения все горные породы разделяют на
магматические, или изверженные, осадочные и метаморфические,
или видоизмененные. Изверженные породы имеют, в основном,
кристаллическое строение, образовались в результате застывания
и кристаллизации на поверхности Земли или в ее недрах селикат-
ного (кремнеземного) расплава - магмы. Это плотные, крепкие,
однородные массивы. Представителями изверженных пород яв-
ляются базальты, граниты. В этих породах нет остатков расти-
тельного и животного происхождения.
Осадочные горные породы образовались в результате осаж-
дения органических и неорганических веществ на дне водных
бассейнов и на поверхности Земли с последующим их уплотне-
нием и изменением. Мельчайшие частицы раздробленных водой
и ветром изверженных пород, а также остатки животных и расти-
тельных организмов при осаждении образовывали слои и пласты.
Эти породы по способу образования подразделяют на обломоч-
ные (механические осадки), породы химического и смешанного
происхождения. Осадочные горные породы - наиболее распро-
страненные, так как они покрывают около 75% всей земной по-
верхности и составляют 10% массы земной коры. Обломочные
породы образовались в результате разрушения, переноса и отло-
жения мелких частиц разрушенных пород. К обломочным поро-
дам относятся валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, гли-
ны, аргилиты и глинистые сланцы. Породы химического проис-
хождения образовались в результате выпадения солей из водных
растворов или в результате химических реакций в земной коре.
Эти породы разбиты на следующие группы: карбонатные, крем-
нистые, железистые, галоидные соли, сернокислые соли.
Карбонатные породы - это известняки химического проис-
хождения, солитовые известняки, известковые туфы, доломиты.
Кремнистые породы - это кремнистые туфы, которые образуются
в результате выпадения аморфного кремнезита из воды горячих
источников. К группе железистых пород относятся различные
Глава Ш. Основы нефтегазопромысловой геологии
49
железные руды (бурые железняки, железистые оолиты). К гало-
идным солям относится каменная соль. Ангидрит и гипс относят-
ся к группе сернистых солей.
К породам органического происхождения относятся извест-
няки, мел, трепел и каустобоилиты.
Породы смешанного происхождения состоят из материалов
обломочного, органического и химического происхождения.
К породам смешанного происхождения относятся мергели, пес-
чаные и глинистые известняки.
Метаморфические горные породы образовались в результате
изменения осадочных или изверженных пород при метаморфизме
с полным или значительным изменением минералогического со-
става, структуры и текстуры. Метаморфизм в переводе с грече-
ского языка означает «подвергнутый превращению» и связан
с изменением структуры, минералогического и химического со-
става горных пород в земной коре под влиянием температуры,
давлений и химических воздействий. Под влиянием высокой
температуры и давления изверженные породы превращаются
в сланцевые, а осадочные породы приобретают кристаллическую
структуру. Таким образом, горные породы, претерпевая измене-
ния, приобретают новые свойства.
Метаморфические превращения осадочных горных пород
начинаются на глубине 3-5 км и усиливаются с глубиной
под действием повышающихся температур и давления. Известно,
что на каждые 100 м верхней оболочки земного шара температу-
ра повышается примерно на 3° С. Предполагают, что температура
на глубине 40-50 км в земном шаре составляет 1200-1500° С. Та-
кую температуру имеют жидкие раскаленные лавы действующих
вулканов.
К метаморфическим горным породам относятся кварциты,
мраморы, яшма, сланцы, кристаллические известняки и другие.
У метаморфических пород структура кристаллически-зернистая,
сходная со структурой изверженных пород, а параллельно-
линейное расположение минеральных веществ подобно осадоч-
ным породам. Одно из свойств метаморфических пород - это
возможность раскалываться на тонкие слои. Промышленные за-
50
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
пасы нефти и газа, в основном, находятся в осадочных породах
(песчаниках, известняках).
Осадочные породы чаще всего встречаются в пониженных
местах континентов и водных бассейнов. Учитывая, что опреде-
ленные виды животных и растительных организмов существова-
ли в течение определенного времени, возраст горных пород стали
определять по останкам организмов в этих породах.
Все время формирования земной коры принято делить
на эры, которые, в свою очередь, подразделяются на периоды,
периоды - на эпохи, эпохи - на века. Толща горных пород, обра-
зовавшаяся в течение эры, называется группой, в течение перио-
да - системой, в течение эпохи - отделом, в течение века - яру-
сом. Самой древней эрой считается архейская, что в переводе с
греческого означает «эра начала жизни». В породах этой эры ос-
танков животного и растительного происхождения почти не
встречается. За архейской следует протерозойская эра, что озна-
чает «заря жизни». В породах этой эры уже встречаются окаме-
нелости беспозвоночных животных и водорослей. За протерозой-
ской следует палеозойская эра («палеон» - древний), т.е. «эра
древней жизни». Эта эра характеризуется бурным развитием жи-
вотных организмов и растений и горнообразовательными процес-
сами. В горных породах этого возраста открыты большие по за-
пасам месторождения нефти, газа, угля и сланцев. Следующая -
мезозойская эра («мезос» - средний), то есть «эра средней жиз-
ни». Для этой эры также характерно образование нефти, газа и
угля. Последняя - кайнозойская эра («кайнос» - новый), то есть
«эра новой жизни». В горных породах этой эры открыты самые
крупные в мире нефтяные и газовые месторождения.
Составлена геохронологическая таблица (табл. 3), в которой
расположены в определенной последовательности условные от-
резки времени, на которые делится история Земли.
Промышленные запасы нефти и газа в своем большинстве
встречаются в осадочных породах (песчаники, известняки и их
конгломераты). В магматических (изверженных) и метаморфических
горных породах нефть и газ встречаются очень редко и промыш-
ленного значения не имеют. Осадочные породы характеризуются
Глава III. Основы нефтегазопромысловой геологии 51
Таблица 3. Геохронологическая таблица
Эра Период Эпоха Возраст, млн. лет назад
Кайнозойская Четвертичный (Антропогенный) Голоценовая Плейстоценовая 2
Неогеновый Плиоценовая Миоценовая 26
Палеогеновый Олигоценовая Эоценовая Палеоценовая 67
Мезозойская Меловой Позднемеловая Раннемеловая 137
Юрский Позднеюрская Среднеюрская Раннеюрская 195
Триасовый Позднетриасовая Среднетриасовая Раннетриасовая 240
1 Палеозойская Позднепалеозой- ская Пермский Позднепермская Раннепермская 285
Каменноугольный (карбон) Позднекаменноугольная Среднекаменноугольная Раннекаменноугольная 360
Девонский Позднедевонская Среднедевонская Раннедевонская 410
Раннепалеозой- ская L Силурийский Позднесилурийская Раннесилурийская 440
Ордовикский Позднеордовикская Среднеордовицкая Раннеордовицкая 500
Кембрийский Позднекембрийская Среднекембрийская Раннекембрийская 570
Протерозойская Позднепротеро- зойская Вендская Позднерифейская Среднерифейская Раннерифейская 1600
Среднепротеро- зойская - 1900
Раннепротерозой- ская — 2600
[Архейская >2600
52 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
слоистостью, то есть свойством располагаться параллельными
или почти параллельными слоями, отличающимися друг от друга
составом, структурой, твердостью и окраской слагающих их по-
род.
В земной коре каждый слой (пласт) осадочных горных по-
род отделен от другого поверхностью напластования. Поверх-
ность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а по-
верхность, ограничивающая его сверху, - кровлей. Кровля ниже-
лежащего слоя одновременно является подошвой для вышеле-
жащего слоя. Возможно, первичной формой залегания слоя пла-
ста был горизонтально лежащий слой-пласт. Но за миллионы лет
существования Земли в ней происходили и происходят в настоя-
щее время всевозможные сдвиги и смещения. Это приводило
и приводит к тому, что первично горизонтальные слои (пласты)
осадочных пород деформируются и принимают другие положе-
ния (наклонные пласты, складки и так далее).
Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называет-
ся антиклиналью, а выпуклостью вниз - синклиналью. Соедине-
ние антиклиналь и синклиналь в совокупности образует полную
складку. Во всем мире от 70 до 90 процентов известных нефтя-
ных и газовых месторождений находятся в антиклиналях. Разме-
ры антиклиналей различны по длине и по ширине, а также по вы-
соте. По длине они могут быть от нескольких сот метров до не-
скольких сот километров, по ширине - от нескольких сот метров
до нескольких десятков километров. По высоте (толщина пласта)
от одного метра до нескольких сот метров. На Уренгойском газо-
вом месторождении толщина пласта до 200 метров, а на Тенгиз-
ском нефтяном месторождении (Казахстан) - более 800 метров.
Движения, происходящие в земной коре, бывают колеба-
тельными, складчатыми и разрывными. Колебательные и склад-
чатые движения земной коры вызывают пластическое нарушение
пластов горных пород, а разрывные движения вызывают разломы
пластов горных пород.
Колебательные движения вызывают вертикальные пере-
мещения, то есть поднятия и опускания одного участка земной
коры относительно другого. Такие движения происходили с мо-
Глава III. Основы нефтегазопромысловой геологии
53
мента образования земли и происходят до настоящего времени.
Из-за колебательных движений горизонтальное положение оса-
дочных пород изменяется, образуются очень пологие прогибы
(синеклизы), то есть образуются локальные нарушения горизон-
тальности. Образованные при этих нарушениях новые структуры
называют локальными.
Складочные движения вызывают пластическое нарушение
пластов горных пород, в результате чего образуются складки. Пла-
сты в складках земной коры изогнуты волнообразно. При этом раз-
личают два вида складок синклинали и антиклинали. Складка, в яд-
ре которой расположены более молодые пласты, чем по краям, на-
зывается синклиналью. Она бывает обращена изгибом (вершиной)
вниз, пласты на крыльях ее падают навстречу друг другу.
Антиклиналь - это складка, ядро которой сложено из более
древних пород, а по краям расположены более молодые породы.
Антиклиналь обращена изгибом (вершиной) кверху. Пласты на-
правлены от нее в обе стороны. Две соседние складки синклиналь
и антиклиналь образуют полную складку.
В процессе образования разрывных складок породы пластов
часто не выдерживают действующих на них сил и разрываются,
образуя трещины. Кроме трещин возникают сбросы, взбросы,
сдвиги и надвиги. Сброс образуется тогда, когда одна часть
складки опускается, а вторая часть остается на месте. При взбро-
се, наоборот, одна часть складок поднимается, а вторая остается
неподвижной.
Разрывные движения в земной коре бывают вертикальные
и горизонтальные, способствуют образованию сдвигов. Когда
сдвиги горных пород в пластах происходят под небольшим углом
наклона к горизонту, то в земной коре образуются надвиги.
В земной коре образуется ряд геологических структур, глав-
ные из них - платформы и геосинклинали. Платформой называ-
ют основную тектоническую единицу земной коры, не способ-
ную к резкому изменению своей первоначальной структуры.
А геосинклинали - это наиболее подвижные участки земной коры,
состоящие из осадочных горных пород большой толщины - до
нескольких километров.
54 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В формировании геосинклиналей различают две стадии:
геосинклиналь в виде морского бассейна с интенсивно проги-
бающимся дном, где скапливаются мощные пласты осадочных
и изверженных (вулканических) пород. Превращение геосинкли-
налей происходит за счет интенсивного поднятия земной коры
в складчатую систему с последующим превращением в горы
(Урал, Крым, Карпаты). Примером развивающихся в наше время
геосинклиналей служит часть Тихого океана с грядами Куриль-
ских островов.
Глава IV
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
Долгое время в начальный период развития нефтяной
промышленности многие считали, что нефть и газ в горных
породах скапливаются в больших пустотах или в крупных
трещинах. В шестидесятых годах XIX века великий русский
ученый Д.И. Менделеев выдвинул идею о скапливании нефти
и газа в осадочных горных породах, имеющих большое коли-
чество мелких сообщающихся между собой пустот (наподобие
губки).
В последующем, при бурении нефтяных и газовых скважин,
при отборе керна (породы продуктивного пласта) и изучения его
эта идея была полностью подтверждена. Продуктивные пласты
нефтяных, газовых, газоконденсатных и других месторождений
характеризуются следующими свойствами горных пород: порис-
тостью, проницаемостью, гранулометрическим составом и удель-
ной поверхностью, механическими свойствами (упругостью, со-
противлением разрыву, сжатию и другими), насыщенностью по-
род нефтью, газом и водой в различных условиях их залегания
и молекулярно-поверхностными свойствами при взаимодействии
с нефтью, водой и газом.
От перечисленных свойств горных пород, слагающих про-
дуктивный пласт, во многом зависят условия рациональной раз-
работки нефтяных и газовых залежей и конечное их извлечение.
1. Пористость
Пористость горных пород понимается как наличие в ней
пустот, трещин, каверн и пор, не заполненных твердым вещест-
56 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
вом. Пористость определяет способность горной породы вмещать
в себя нефть, газ и воду.
Для характеристики пористости используется коэффици-
ент, который показывает, какую часть из общего объема поро-
ды составляют поры. Все поры в зависимости от их размеров
разделяются на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные
(508-0,2 мкм) и субкапиллярные (< 0,2 мкм).
В сверхкапиллярных порах вода, нефть и газ свободно пе-
ремещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных
порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил
молекулярного сцепления.
Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород,
которые являются водо- и нефтегазоупорными. По таким порам
фильтрация жидкости невозможна. Движение нефти и воды
в продуктивном пласте происходит лишь по сообщающимся по-
ровым каналам размером > 0,2 мкм.
Пористость разделяют на общую, открытую и эффективную.
Суммарный объем всех пустот в горной породе (пор, каверн,
трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической по-
ристостью. Общая пористость измеряется коэффициентом порис-
тости, который представляет собой отношение всего объема пор
к объему породы в долях единицы или в процентах. Пористость
породы характеризуется коэффициентом полной (абсолютной)
пористости тп.
(1)
Ч)
где Упор - суммарный объем пор, УЬ - видимый его объем.
Отношение суммарного объема всех пустот в породе ко
всему объему породы называют коэффициентом пористости:
У
w __Л2Р.100% (2)
" Уо
где Упор - суммарный объем всех пустот в породе, Уо - весь объ-
ем породы.
Глава IV. Физические свойства горных пород 57
Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы
зерен, составляющих горную породу, характера их взаимного
расположения и наличия вещества, цементирующего прослои
между зернами. Форма частиц горной породы бывает самой раз-
личной. Если представить, что горная порода состоит из мелких,
одинакового диаметра частиц, то суммарный объем пор в горной
породе при этом будет зависеть только от взаимного расположе-
ния частиц горной породы.
Необходимо также учитывать, что между частицами породы
присутствуют различные склеивающие прослойки, уменьшаю-
щие размер пор или полностью их перекрывающие.
Важным показателем для скопления в горных породах
нефти, газа или воды является сообщаемость пор друг с дру-
гом. Чем больше сообщающихся пор, пустот и трещин в оса-
дочной породе, тем лучше нефть, газ и вода перемещаются по
пласту.
Некоторая часть пор в породе оказывается не связанной
между собой. Такие изолированные поры не участвуют в раз-
работке. В то же время изолированные поры в некоторых слу-
чаях могут быть заполнены газом или водой. В этой связи вы-
деляют открытую пористость - отношение объема открытых
пор к объему породы. Некоторые каналы исключаются из про-
цесса движения флюида (нефть, газ) и оказываются неэффек-
тивными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости
стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к
объему породы называется эффективной пористостью (доли
единицы или проценты).
Свойства горных пород в значительной степени определя-
ются размерами поровых каналов, которые разделяются на ка-
пиллярные, субкапиллярные и сверхкапиллярные. К капилляр-
ным относят каналы с диаметрами от 0,0002 до 0,5 мм, к субка-
пиллярным - меньше 0,0002 мм, а к сверхкапиллярным - боль-
ше 0,5 мм. В субкапиллярных порах в естественных условиях пе-
репада давлений движения жидкости не происходит. Это объяс-
няется тем, что из-за небольшого расстояния между стенками по-
58 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
ровых каналов жидкость в порах находится в сфере молекулярно-
го притяжения стенок и удерживается в порах.
Таблица 4. Пределы изменения пористости горных пород
№ п/п Породы Коэффициент пористости, доли единицы
1. Песчаник 0,035 - 0,290
2. Известняки и доломиты 0,005-0,330
3. Песок 0,060 - 0,520
4. Глина 0,060 - 0,500
5. Глинистые фланцы 0,005-0,014
Открытые поры в горной породе содержат нефть, газ и воду,
а изолированные поры на том же участке могут содержать другие
вещества. Отношение общего объема всех пустот в горной поро-
де V', заполненных нефтью, газом или водой, к суммарному объ-
ему всех пустот в породе Уп называют коэффициентом насыще-
ния:
Ян=^-100%. (3)
Этот коэффициент характеризует объем сообщающихся пор
в осадочных горных породах. Чем больше коэффициент насыще-
ния, тем больше нефти или газа находится в данном продуктив-
ном пласте. С увеличением глубины залегания насыщение пор
нефтью, газом и водой и движение их по поровым каналам зави-
сят от размера пор. В поры большого диаметра нефть и вода про-
никают легко. Под влиянием сил тяжести они могут перемещать-
ся по поровым каналам на большие расстояния. Для проникнове-
ния жидкости в поры с малым диаметром (капиллярные поры)
требуется большее давление. Движение жидкости по поровым
каналам при этом становится трудным.
2. Проницаемость
Способность горной породы пропускать через себя при пе-
репаде давлений жидкость и газ называют проницаемостью.
Глава IV. Физические свойства горных пород 59
Проницаемость горных пород характеризуется коэффициен-
том проницаемости, который определяется из формулы линейно-
го закона фильтрации Дарси. По этому закону, скорость фильтра-
ции жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепа-
ду давления и обратно пропорциональна вязкости:
где v - скорость линейной фильтрации, R - коэффициент прони-
цаемости, ц - динамическая вязкость жидкости, ДР - перепад
давления между двумя точками в образце на расстоянии L по на-
правлению движения жидкости.
Подставляя значение v = — в формулу (4) и решая относи-
F
тельно R, получим
7? = (J-AL(FAL), (5)
где Q - объемный расход жидкости через породу, F - площадь
поперечного сечения образца.
По формуле (5) определяется коэффициент проницаемости
пород в лабораторных условиях.
Размерность коэффициента проницаемости в международ-
ной системе (СИ) является м2. Эта размерность получается, если
в формулу (5) подставить размерности
[L]=m; [F]=m2; [Q]=m3/c; [Р]=Па; [д]=Пас.
г„л м3/с Па с м ?
[/?] =---г—------= м .
м -Па
Таким образом, в международной системе [СИ] за единицу
проницаемости (1 м2) принимают проницаемость такой пористой
среды, при фильтрации через образец которой площадью попе-
речного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па
расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с. Физический
смысл размерности м2 (площадь) заключается в том, что прони-
цаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов
пористой среды, по которым, в основном, происходит фильтра-
60 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
ция. Проницаемость нефтяных коллекторов изменяется в боль-
ших пределах. Проницаемость пород большинства нефтяных ме-
сторождений колеблется в пределах 0,1-2 мкм2. Проницаемость
одного и того же коллектора может иметь разные значения. Не
проницаемыми являются глины и глинистые породы. Проницае-
мость пород пласта по простиранию больше, чем проницаемость
их поперек напластования. Это объясняется большей уплотнен-
ностью пород перпендикулярно к напластованию.
При разработке нефтяных и газовых месторождений в по-
ристой среде одновременно движутся нефть, газ, вода или их
смесь. При этом проницаемость одной и той же пористой среды
для одной фазы (жидкости или газа) будет меняться в зависимо-
сти от количественного или качественного состава фаз в смеси.
Для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих
пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой)
и относительной проницаемостей.
Абсолютной проницаемостью называется проницаемость
пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной
фазы (жидкость или газ), которой заполнена пористая среда.
При этом между пористой средой и фазой (жидкость, газ) отсут-
ствует физико-химическое взаимодействие.
Эффективной (фазовой) проницаемостью называется про-
ницаемость пористой среды только для жидкости или газа при
одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая
проницаемость зависит от физико-химических свойств порис-
той среды и каждой фазы в отдельности, от процентного со-
держания фаз в системе и существующих градиентов давлений
и др.
Относительной проницаемостью пористой среды называется
отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной
проницаемости.
Породы бывают хорошо проницаемые и плохо проницае-
мые. Абсолютно непроницаемых пород не существует. Порис-
тость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость оп-
ределяет способность жидкостей и газов передвигаться по поро-
вым каналам горных пород. Хорошо проницаемые горные поро-
Глава IV. Физические свойства горных пород
61
ды - это пески, рыхлые песчаники, трещинные и кавернозные из-
вестняки и другие.
Плохо проницаемые породы - это глины, гипсы, сланцы, ан-
гидриты, глинистые известняки, конгломераты с глинистым це-
ментом.
Пористые и трещинные горные породы, проницаемые для
жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются
коллекторами. Для сосредоточения нефти и газа в пластах
и формирования месторождения необходимо, чтобы сверху
и снизу коллектор был перекрыт плотными непроницаемыми по-
родами, способными не допускать перетоков нефти и газа из дан-
ного коллектора в другие пласты. Коллектор, перекрытый непро-
ницаемыми кровлей и подошвой, называют природным резервуа-
ром.
Чаще всего природные резервуары представляют хорошо
проницаемый пласт, заключенный между плохо проницаемыми
породами. Например, песчаный нефтяной коллектор между пла-
стами глины. В земной коре природные резервуары, как правило,
насыщены водой. В этой связи нефть и газ, попав в такой при-
родный резервуар, мигрируют (перемещаются), стараясь отде-
литься от воды, вследствие разности их удельных весов. Мигра-
ция (перемещение) нефти и газа продолжается до выхода на по-
верхность (выходы нефти на поверхность в древние времена) или
до непроницаемого участка земной коры. При встрече на своем
пути во время миграции нефть и газ скапливаются в осадочной
горной породе пласта около непроницаемого участка горной по-
роды, то есть попадают в ловушку.
Ловушка представляет собой часть природного резервуара,
имеющего непроницаемые препятствия для дальнейшей мигра-
ции нефти и газа. В ловушке устанавливается равновесие (с уче-
том плотности) между нефтью, газом и водой. С учетом плотно-
стей газ в ловушке сосредотачивается в верхней зоне, под ним
нефть, а внизу вода. Самыми распространенными являются сво-
довые или экранированные ловушки.
Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках,
если в кровле и подошве располагаются слабопроницаемые поро-
62
В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
ды. При этом нефть и газ всплывают над водой, находящейся
в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказыва-
ются в ловушке (рис. 1 а). Препятствием для миграции нефти
и газа в такой ловушке является слабо (плохо) проницаемая кров-
ля в сводовой части антиклинальной складки.
Рис. 1. Типы ловушек
Ловушка может образовываться и в тех случаях, когда хо-
рошо проницаемая порода на некотором участке ограничена пло-
хо проницаемой породой. Такие ловушки называют литологиче-
ски экранированными (рис. 1 б). Ловушки могут образовываться
в местах контакта по трещине порового пласта и плохо прони-
Глава IV. Физические свойства горных пород 63
цаемой породы. Такая ловушка называется тектонически экрани-
рованной. Из рис. 1 в видно, что нефть и газ, скопившиеся в при-
поднятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как
их миграция практически невозможна в плохо проницаемые по-
роды.
В природе встречаются и стратиграфически экранированные
ловушки (рис. 1 г). В них нефть и газ находятся в наклонно зале-
гающем пористом пласте и контактируют с горизонтально зале-
гающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экра-
ном для нефти и газа. В любой ловушке при соответствующих
условиях могут скапливаться нефть и газ, и такая ловушка назы-
вается залежью. Форма и размер залежи соответствуют форме
и размеру ловушки.
3. Основные элементы нефтегазовой залежи
Существует определенная геологическая терминология по
отношению к нефтяным или газовым залежам. Поверхность, раз-
деляющая нефть, газ и воду, называется подошвой нефтегазовой
залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линию пере-
сечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним
контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-
нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним
контуром нефтеносности.
Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела
с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром
газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром газо-
носности (рис. 2). Газовая шапка - скопление свободного газа над
нефтью в залежи. Для формирования газовой шапки в пласте
нужны определенные условия, в частности необходимо, чтобы
давление в залежи было равно давлению насыщения нефти газом
при данной температуре пласта. Если давление в пласте будет
выше давления насыщения нефти газом, то весь газ будет раство-
рен в нефти, и в этом случае газовая шапка не образуется. Чисто
газовая залежь образуется, если в природном резервуаре отсутст-
вует нефть.
64
В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 2. Сбодовая газонефтяная залежь: 1 - внутренний контур газо-
носности; 2 - внешний контур газоносности; 3 - внутренний контур неф-
теносности; 4 - внешний контур нефтеносности.
В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных
природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и
газоносности отсутствуют (рис. 3).
В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных при-
родных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.
Геометрические размеры залежи определяются по ее проек-
ции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется
расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей
точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи - расстоя-
ние от подошвы до газонефтяного раздела.
Длина залежи определяется расстоянием между крайними
точками, образующимися при пересечении большой оси залежи
Глава IV. Физические свойства горных пород
65
Рис. 3. Массивная газонефтяная залежь: 1 - внешний контур газо-
носности; 2 - внешний контур нефтеносности
с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи - это рас-
стояние между крайними точками, образующимися при пересе-
чении малой оси залежи с контуром нефтеносности.
Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых
и газовых залежей, существуют пластовые экранированные и ли-
тологически ограниченные залежи нефти и газа.
Таким образом, трем основным видам природных резервуа-
ров соответствуют три группы залежей нефти и газа:
- пластовые залежи (сводовые и экранированные);
- массивные залежи;
- литологически ограниченные залежи.
4. Месторождения нефти и газа
Совокупность залежей, находящаяся в земной коре, содержа-
щая нефть, газ или конденсат, образует нефтяное, газовое или га-
66 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
зонефтяное месторождение. Термин месторождение - это не ме-
сто, где зародились нефть или газ, а место, где в процессе мигра-
ции нефть или газ встретили на своем пути непроницаемую ло-
вушку. Правильно было бы называть не месторождение нефти,
а местоскопление нефти. Месторождение нефти или газа может
иметь от одной до нескольких залежей. Следует отметить, что
в земной коре существуют два вида геологических структур -
геосинклинали и платформы. В этой связи месторождения нефти
и газа разделяют на два класса.
К первому классу месторождений относят месторождения,
сформировавшиеся в геосиклинальных (сводчатых) областях.
Ко второму классу относятся месторождения, сформировавшиеся
в платформенных областях.
К месторождениям первого класса можно отнести месторо-
ждения Северного Кавказа и Юго-Восточной части Кавказского
хребта (месторождения Апшеронского полуострова и шельфа
Каспийского моря), месторождения Крыма, Восточных Карпат,
Туркмении, Узбекистана, Таджикистана и острова Сахалин.
К месторождениям второго класса относятся месторождения
Волго-Уральского региона, а также месторождения Западной Си-
бири.
5. Гранулометрический состав горных пород
Гранулометрический состав горных пород означает количе-
ственное содержание в ней разных по размерам зерен, слагающих
данную горную породу. От гранулометрического состава во мно-
гом зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность
и капиллярные свойства пористой среды. Если горные породы
сложены неоднородными по размерам зернами, то они имеют
меньший коэффициент пористости и проницаемости. Поэтому
гранулометрический состав обусловливает общую поверхность
пористой среды, контактирующей с нефтью. От гранулометриче-
ского состава зависит количество оставшейся в порах пласта
нефти в виде тонких пленок после завершения извлечения нефти
из залежи.
Глава IV. Физические свойства горных пород 67
Гранулометрический состав горных пород определяют ме-
тодом ситового и седиментационного анализа.
При ситовом анализе пользуются набором проволочных или
щелковых сит с размерами отверстий от 0,053 мм до 3,36 мм. Си-
та располагают одно на другом, так чтобы наверху было сито
с крупными отверстиями. В верхнее сито насыпают 50 г сыпучей
породы и просеивают ее через все сита в течение 15 минут. Затем
оставшуюся на каждом сите породу взвешивают и результаты за-
писывают в таблицу.
Размер частиц горных пород изменяется в больших пределах.
Выделяют следующие фракции механического состава по-
род по диаметру зерен: галька и щебень - более 1 см; гравий - от
1 до 2 см; грубый песок - от 2 до 1 мм; крупный песок - от 1
до 0,5 мм; средний песок - от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок -
от 0, 25 до 0,1 мм; крупный алеврит - от 0,1 до 0,05 мм; мелкий
алеврит - от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы - менее 0,1 мм.
Исследования показывают, что гранулометрический состав
большинства нефтесодержащих пород состоит из частиц разме-
ром от 1 до 0,01 мм.
Неоднородность пород по механическому составу характе-
ризуется коэффициентом неоднородности пористой среды. Под
коэффициентом неоднородности пористой среды понимается от-
ношение диаметра частиц фракции, которая составляет 60% по
весу от всего песка к диаметру частиц фракции, составляющей со
всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка.
Чем больше разница в размерах фракций песка в породе, тем вы-
ше ее коэффициент неоднородности.
Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих по-
роды нефтяных и газовых месторождений, колеблется в преде-
лах 1,1-20,0.
6. Удельная поверхность горной породы
Удельная поверхность горной породы - это величина сум-
марной поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема
образца.
68 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
Из-за небольших размеров частиц, слагающих горные поро-
ды, и большой плотности их упаковки общая площадь поверхно-
стей порового пространства горной породы достигает огромных
размеров. Подсчитано, что общая поверхность зерен правильной
сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 одно-
родного песка, составляет 20276 м2.
От величины удельной поверхности нефтесодержащих по-
род зависят их проницаемость, содержание остаточной (связан-
ной) воды, адсорбционная способность и так далее. Если порис-
тая среда имеет большую удельную поверхность, то число
поверхностных молекул жидкости возрастает и становится срав-
нимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-
молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать
существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем
в высокопроницаемых горных породах.
Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодер-
жащих горных пород подсчитывают по приближенной формуле:
7000тл/т
5УД =----. (6)
V к
где 5уд - удельная поверхность породы, i 2/1 3; т - пористость,
доли единицы; R - проницаемость, м2.
Удельная поверхность нефтесодержащих горных пород
нефтяных месторождений колеблется в больших пределах -
от 40000 до 230000 м2/м3. Горные породы, имеющие удельную
поверхность 230000 м2/м3 и более, относятся к слабопроницае-
мым. Это глины, глинистые пески, глинистые сланцы и тому по-
добное.
7. Механические свойства горных пород
Механические свойства горных пород - это их упругость,
прочность на разрыв и сжатие, пластичность. Известно, что
при снижении давления в пласте объем порового пространства
уменьшается из-за упругого расширения частиц (зерен) горной
Глава IV. Физические свойства горных пород
69
породы и уплотнения скелета пласта под горным давлением вы-
шележащих пород. Вследствие этого жидкость начинает вытес-
няться из пор пласта.
Способность горных пород изменять свои объемы пор
при изменении давления влияет на перераспределение давле-
ния в процессе эксплуатации. Важным показателем упругих
свойств горной породы является величина ее коэффициента
сжимаемости. Если на образец породы создавать внешнее дав-
ление, то объем образца и объем его порового пространства
будет уменьшаться. При снятии внешнего давления объем об-
разца и его пористость восстанавливаются до первоначальных
значений.
Изменение объема пор горных пород происходит по закону
Гука:
— = /?ДР; =
Vo Д/%
(7)
где ДУ - изменение объема пор горной породы (в м3) при измене-
нии давления на ДР, Па; Р - коэффициент объемной упругости
пористой среды, Па-1.
Из формулы Гука видно, что коэффициент объемной упру-
гости пористой среды характеризует относительное изменение
объема порового пространства при изменении давления на 1 Па.
По лабораторным данным коэффициент объемной упругости
нефтесодержащих горных пород
/? = (0,3-2)10~5Па.
Хотя значения коэффициента объемной упругости незначи-
тельные, процессы упругой деформации пористой среды нефти
и газа (впервые установлено профессором В.Н. Щелкачевым)
существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы
и пластовых систем, в которых происходят изменения давления
при добыче нефти и газа, очень велик. Важно также знать
и свойства на прочность, сжатие и разрыв. Эти свойства необхо-
димы особенно при торпедировании, щелевой разгрузке, гидро-
разрыве пласта и т.д.
70
В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
Значения прочности на сжатие (в Па) некоторых горных по-
род:
- базальты - до 5000-105;
- плотные известняки -до 2600-105;
- песчаники с известковым цементом 200-1000-105;
- сланцы до 1000-105.
Горные породы имеют большую прочность на сжатие, а при
деформациях других видов прочность их незначительна. Напри-
мер, прочность на растяжение для горных пород иногда состав-
ляет 0,02 от прочности на сжатие.
Прочность горных пород - это сопротивление их механиче-
скому разрушению. Горные породы оказывают значительное со-
противление при сжатии. Прочность горных пород на разрыв, из-
гиб и сдвиг составляет лишь десятые и сотые доли от прочности
их на сжатие.
Прочность известняков с увеличением в них глинистых час-
тиц уменьшается. Песчаники с известковым цементом имеют
наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности
горных пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность из-
вестняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается
на 20-45%. Пластические свойства горных пород, то есть способ-
ность их деформироваться под большим давлением без образова-
ния трещин, проявляется при бурении глубоких скважин.
На большой глубине горная порода может «выходить» в скважи-
ну под воздействием большого горного давления вышележащих
горных пород, что может приводить к большим осложнениям или
авариям на бурящейся скважине.
Образование складок в земной коре с плавными изгибами,
выпуклостями и вогнутостями происходит в результате пласти-
ческих свойств горных пород.
8. Условия залегания нефти, газа и воды в горных
породах
В зависимости от состава, соотношения давления и темпера-
туры нефть, газ и вода в горной породе (залежи) находятся
Глава IV. Физические свойства горных пород
71
в жидком, газообразном состоянии или в виде нефтегазовых сме-
сей. Нефть, газ и вода в залежи располагаются в соответствии с
их плотностью. В верхней части залежи - газ, под ним - нефть
и под нефтью - вода.
При большом скоплении газа в нефтяной залежи он концен-
трируется в верхней части залежи в виде газовой шапки. Если
объем газа в нефтяной залежи значительно меньше, чем объем
нефти, при высоком давлении в пласте газ будет полностью рас-
творен в нефти, в этом случае в пласте будет находиться одно-
фазная жидкость (нефть).
Залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтя-
ные, газоконденсатные.
В нефтяной и газовой частях залежи, кроме нефти и газа,
содержится вода в виде тонких слоев на стенках пор и трещин,
удерживающихся силами капиллярного давления. По химиче-
скому составу эта вода такая же, что и вода подошвенная или
краевая. Она сохранилась в пласте в виде тонких слоев на по-
верхностях пор и трещин в горных породах в процессе формиро-
вания нефтяных или газовых залежей. Эту пленочную воду назы-
вают «связанной» или «остаточной». Связанная вода даже при
больших градиентах давления в залежах остается неподвижной.
Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях дости-
гает от 10 до 30% суммарного объема пор и трещин пласта. Тол-
щина тонких слоев связанной воды в горных породах в значи-
тельной мере зависит от проницаемости коллектора и минерали-
зации воды. С увеличением глинистости толщина пленок увели-
чивается, с увеличением минерализации толщина пленок связан-
ной воды уменьшается. Знать количество связанной воды в той
или иной залежи важно при подсчете запасов нефти и газа для
конкретной залежи. Если в нефтяном пласте содержится большое
количество связанной воды, то в пласте снижается фазовая про-
ницаемость для нефти и скважины работают со сниженными де-
битами.
При неправильном подборе источника водоснабжения при
заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды
со связанной водой могут образовываться осадки минеральных
72 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
солей, которые частично или полностью закупорят поровотре-
щинное пространство пласта. Также с учетом связанной воды
приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивно-
го пласта в процессе бурения скважин.
Вследствие различной пористости и проницаемости нефтя-
ных и газовых коллекторов, а также из-за капиллярного подъема
воды в порах нет четкого раздела между нефтяной и водяной час-
тями продуктивного пласта. Содержание воды по вертикали из-
меняется от 100% в водоносной части до остаточной водонасы-
щенности в повышенных частях. Эта часть продуктивного пласта
называется переходной зоной. Толщина пласта переходной зоны
может достигать 3-5 м в зависимости от глинистости и прони-
цаемости породы. Исходя из этого, подсчет запасов нефти и газа
проводится с учетом размеров переходной зоны, а также порис-
тости и проницаемости продуктивного пласта.
9. Давление и температура в земной коре
Нефть, газ ,и вода в пласте находятся под давлением, кото-
рое называется пластовым. От пластового давления зависит запас
пластовой энергии и свойства нефти и газа в Пластовых условиях.
Величина пластового давления зависит от глубины залегания
продуктивного пласта вышележащих горных пород (горное дав-
ление), тектонических сил, температуры, химических процессов
в данной конкретной залежи. Горное давление на нефть и газ пе-
редается через минералы, слагающие горные породы. В изолиро-
ванном непроницаемыми горными породами пласте горное дав-
ление приведет к созданию аномального, выше гидростатическо-
го, пластового давления. Тектонические силы могут привести
к повышению или понижению пластового давления по сравне-
нию с гидростатическим в результате перемещения пласта.
Влияние температуры сводится к разрушению сложных уг-
леводородов (из которых состоит нефть и газ) и образованию
большого числа простейших молекул, что приводит к увеличе-
нию объема жидкости (нефть, вода) и газа и, соответственно,
к росту пластового давления в изолированном пласте.
Глава IV. Физические свойства горных пород 73
Изменение температуры может привести к химическим ре-
акциям, которые, соответственно, приводят к цементации пласта
и снижению пористости и, как следствие, к повышению давления
в изолированном (закрытом) пласте.
Если известна плотность жидкости и газа, пластовое давле-
ние определяют расчетным путем. Если скважина заполнена
жидкостью и не переливает (не фонтанирует), пластовое давле-
ние определяется как гидростатическое:
Pm=H-pg, (8)
где Рпл - начальное пластовое давление, Па; Н - глубина залега-
ния пласта, м; р - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение сво-
бодного падения тела (g = 9,81 м/с2).
Если скважина переливает (фонтанирует), то
Pnjl=Hp-g + Py, (9)
где Ру - давление на устье скважины, Па.
Если уровень жидкости в скважине не доходит до устья, то
Р^Щ-pg, (10)
где Н\ - высота столба жидкости в скважине, м.
Давление в пласте относят к одной из плоскостей. За такую
плоскость принято считать уровень моря или первоначальное по-
ложение водонефтяного контакта в пласте. Пластовое давление,
отнесенное к условной плоскости, называют приведенным пла-
стовым давлением (см. рис. 4).
Приведенное пластовое давление определяется по формуле:
^1прив.пл. — ^1 'Al ’ Рн ’ 8 ’ (11)
^2прив.пл. ~ Р1 ' Аг ' Рв ' 8 » (12)
где Pi и Р2 - замеренные пластовые давления в скважинах № 1
и № 2, Па; и h2 - расстояния от забоев скважин до уровня во-
донефтяного контакта, м; р„ и рв - плотность нефти и во-
ды, кг/м3.
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений необхо-
димо знать некоторые виды давлений, которые влияют на
технологические процессы:
74
В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 4. К определению пластового давления
1. Статическое давление на забое скважины. Статическое
давление - это давление в скважине, устанавливающееся после
длительной ее остановки. Статическое давление равно гидроста-
тическому давлению столба жидкости в скважине высотой
(по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости в сква-
жине до глубины, на которой производится измерение. Обычно
за такую глубину принимают середину интервала перфорации
пласта. Статическое давление часто называют пластовым давле-
нием.
2. Статический уровень. Уровень столба жидкости, уста-
новившийся в скважине после ее длительной остановки и откры-
том устье, называется статическим уровнем.
3. Динамическое давление на забое скважины. Динамиче-
ское давление на забое скважины - это давление, установившееся
на забое в процессе отбора жидкости или газа, а также во время
закачки в скважину объекта воздействия (вода, полимеры, тепло-
носители и так далее). Динамическое давление на забое часто на-
зывают забойным давлением.
4. Динамический уровень жидкости в скважине. Уровень
жидкости, который устанавливается в работающей скважине, на-
зывается динамическим уровнем.
Глава IV. Физические свойства горных пород
75
5. Среднее пластовое давление. Среднее пластовое давле-
ние дает представление о состоянии пласта, его возможностях
по отборам нефти и газа, а также указывает на эффективность
проведения тех или иных ГТМ, способствующих рациональной
разработке данной залежи.
Статическое давление, замеренное в разных точках пласта,
характеризует локальные пластовые давления в этих точках от-
бора, которые могут быть различными вследствие неоднородно-
сти пласта, разной степени выработанности, степени воздействия
на залежь заводнением или другими агентами и так далее.
В этой связи пользуются термином среднее пластовое дав-
ление. Среднее пластовое давление Рср определяют по замерам
статических давлений Р; в отдельных скважинах.
Средневзвешенное пластовое давление по залежи определя-
ется по формуле
п
^=-^. (И)
Ел
1
где fi - площадь, приходящаяся на z’-ю скважину, Рг- - статис-
тическое давление в z’-й скважине, п - число скважин.
6. Средневзвешенное по объему пласта давление. Сред-
невзвешенное по объему пласта давление учитывает не только
площадь fi, приходящуюся на каждую скважину, но и среднюю
толщину пласта hi, тогда
п
Рер=Л----- <14>
Ё/Л
1
Среднее пластовое давление определяют по картам изобар
(линий равных давлений).
76 В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела
7. Начальное пластовое давление. Среднее пластовое дав-
ление, определенное по группе разведочных скважин в период
пробной эксплуатации, называется начальным пластовым давле-
нием.
8. Текущее пластовое давление. В процессе разработки за-
лежи пластовое давление изменяется в результате увеличения
или ограничения объема закачки агента воздействия, увеличения
или ограничения отбора нефти и газа и так далее. Поэтому для
более точной оценки состояния объекта эксплуатации в разное
время определяют среднее пластовое давление и строят графики
изменения этих давлений во времени. Это давление называют
текущим пластовым давлением.
Кроме вышеперечисленных пластовых давлений в процессе
разработки залежи вводятся понятия давления на линии нагнета-
ния и на линии отбора жидкости из пласта.
В процессе разработки нефтяных месторождений прово-
дится систематический контроль за состоянием пластового
давления, по результатам которого судят о состоянии пласто-
вого давления и при необходимости вносят коррективы по
увеличению или сокращению объемов закачки агента воздей-
ствия на пласт или иные меры по регулированию процесса
разработки как на отдельных участках, так и в целом по место-
рождению.
Пластовое давление в скважинах замеряется глубинными
манометрами, которые спускаются в скважину на скребковой
проволоке.
10. Температура в земной коре
Температура на поверхности Земли различна и изменяется
в значительных пределах. Она зависит от освещенности Солнцем.
Колебания температуры на земной поверхности вызывают изме-
нения температуры на небольшой глубине. Суточные колебания
температуры затухают на глубине менее одного метра, а годо-
вые - на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют
нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно
Глава IV. Физические свойства горных пород 77
и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего
из глубины Земли. Границей раздела температуры на поверхно-
сти земной коры, зависящей от солнца и внутренних тепловых
полей Земли, является слой с постоянной положительной или от-
рицательной температурой.
Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой зале-
гают многолетние мерзлые породы (породы вечной мерзлоты).
Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках дости-
гает 500-700 м. На земном шаре такие породы занимают около
10% поверхности суши, а в России - более 40%. Температура
ниже слоя с постоянной положительной температурой возрастает
с глубиной. Изменение глубины, которой соответствует повыше-
ние температуры на 1°, называется геотермической ступенью.
В среднем она равна 33 метрам. Для характеристики изменения
температуры с глубиной пользуются геотермическим градиен-
том. Геотермический градиент - это прирост температуры гор-
ных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной по-
ложительной температуры. Геотермический градиент принято
считать равным 3° С. Знать температуру по разрезу залежи важно
при бурении скважин, при составлении технологических схем
разработки месторождений и в процессе эксплуатации залежи
при проведении различных геолого-технических мероприя-
тий (ГТМ).
Глава V
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ
И ГАЗА
1. Нефть и ее свойства
Нефть - это сложное соединение углерода и водорода. Такие
соединения называются углеводородами. Существует множество
углеводородов, которые отличаются друг от друга числом атомов
углерода и водорода в молекуле и характером их скопления. Физи-
ческие свойства пластовых нефтей в значительной мере отличают-
ся от свойств дегазированных (поверхностных) нефтей и зависят от
влияния температуры, давления и растворимости газа в нефти.
В нефтях, кроме углерода и водорода, в небольших количе-
ствах содержатся кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фос-
фор, йод и другие химические элементы. Плотность (удельный
вес) разгазированной нефти изменяется в больших пределах - от
0,600 до 0,1000 г/см3 и зависит, в основном, от углеводородного
состава, а также от асфальтосмолопарафиновых веществ. В пла-
стовых условиях плотность нефти зависит от количества раство-
ренного газа, давления и температуры.
В состав нефти также входят многие металлы, в том числе
щелочные и щелочноземельные (литий, натрий, калий, барий,
кальций, стронций, магний), металлы подгруппы меди (медь, се-
ребро, золото), подгруппы цинка (цинк, кадмий, ртуть), подгруп-
пы бора (бор, алюминий, галлий, индий, таллий), подгруппы ва-
надия (ванадий, ниобий, тантал), многие металлы переменной ва-
лентности (никель, железо, молибден, кобальт, вольфрам, хром,
марганец, олово и др.).
Глава V. Физические свойства нефти и газа 79
В тяжелых, вязких нефтях концентрируется ванадий и ни-
кель в промышленных количествах, и нередко в мировой практи-
ке дорогостоящий ванадий добывается из тяжелой, вязкой нефти
(Канада, Мексика, Аргентина и др.). Чаще в сернистых нефтях в
значительных количествах содержится ванадий, а в малосерни-
стых - никель.
При растворении газа в нефти (жидкости) объем ее увели-
чивается. Отношение объема нефти (жидкости) с растворенным
в ней газом в пластовых условиях к объему этой же нефти на по-
верхности после ее дегазации называется объемным коэффици-
ентом
^=7Г-. (15)
*пов
где Vn - объем нефти в пластовых условиях, Vn0B - объем той же
дегазированной нефти при атмосферном давлении.
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой
объем в пластовых условиях занимает 1 м3 дегазированной неф-
ти. Этот коэффициент всегда больше 1. Он может достигать у не-
которых нефтей до 3 и более.
В нефтях встречаются следующие группы углеводородов:
1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические.
В основном, нефти бывают смешанного типа с преоблада-
нием в их составе той или иной группы углеводородов и в зави-
симости от этого называются парафиновыми, нафтеновыми или
ароматическими.
Самые распространенные в природных условиях - углево-
дороды метанового ряда: метан СН4, этан С2Нб, пропан С3Н8
и другие. Углеводороды от метана (СН4) до бутана (С4Ню) вклю-
чительно при атмосферном давлении находятся в газообразном
состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные со-
единения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле
(С5Н12 - С17Н36), - жидкие вещества. Эти соединения входят
в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется
свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам.
80
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количе-
ствах во всех нефтях. Физические свойства и качественная харак-
теристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в
них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с пре-
обладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат
меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержа-
ние в нефти значительного количества смолопарафиновых со-
единений делает ее малоподвижной и требует особых подходов
при ее добыче и транспорте.
Товарные качества и фракционный состав нефти опреде-
ляют в лабораторных условиях путем ее разгонки. Разгонка
нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее
состав, имеет свою точку кипения. Легкие углеводороды имеют
низкие точки кипения. У пентана (С5Н12) точка кипения равна
36° С, у гексана (CgH^) - 69 0 С; у тяжелых углеводородов точ-
ки кипения значительно выше - до 300° С и более. Процентное
содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих при оп-
ределенных температурах, характеризует фракционный состав
нефти.
В лабораторных условиях разгонку нефти производят при
температуре до 100, 150, 200, 250, 300, 350 и 400° С.
Переработка нефти основана на принципе прямой перегонки
нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и
нагрева до 350-400° С и выше бензиновых, керосиновых, соляро-
вых и масляных фракций.
Фракции нефти, кипящие в интервале температур от 40
до 200° С, являются бензиновыми, от 200 до 300° С - керосино-
выми, от 300 до 400° С - соляровыми, от 400° С и выше - масля-
ными.
Одним из основных физических свойств нефти является
вязкость.
Вязкость - это свойство жидкости сопротивляться взаим-
ному перемещению ее частиц при движении.
При ламинарном движении жидкости по трубе скорость от-
дельных слоев жидкости неодинакова и изменяется от минималь-
ной у стенки трубы до максимальной у осевой линии. Движение
Глава V. Физические свойства нефти и газа
81
(15а)
(156)
жидкости (нефти) происходит как бы отдельными слоями, дви-
жущимися с различной скоростью. В этой связи, если рассматри-
вать два смежных соприкасающихся слоя жидкости, то из-за
разности скоростей их движения между ними будет происходить
еще и относительное движение, что и вызывает возникновение
сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей.
Чтобы переместить один слой относительно другого, необходимо
приложить силу Р. Установлено, что сила прямо пропорциональ-
на поверхности соприкосновения двух слоев, их относительной
скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями.
Это соотношение выражается формулой
„ Аг?„
Р = ц---F,
AS
где ft - коэффициент вязкости; Аг? - приращение скорости дви-
жения первого слоя относительно другого; AS - расстояние меж-
ду слоями; F - поверхность соприкосновения двух слоев.
Из формулы (15а) коэффициент вязкости равен
„ Р Аг?
М =--------------------------.
F AS
Подставляя в формулу (156) единицы измерения:
- единицу силы 1 Н;
- единицу площади 1 м2;
- единицу расстояния 1 м;
- единицу скорости 1 м/с,
получим размер единицы динамической вязкости:
1Н 1М . О т-т , s
fl = —7-----= 1Н • с/м - Па • с (паскаль • секунда).
1м 1м/с
Учитывая, что вязкость пластовых жидкостей (нефти) ниже
1 Па-с, то в промысловой практике пользуются меньшими едини-
цами вязкости - пуаз, сантипуаз:
1 пз = 0,1 Н-с/м2 = 0,1 Па-с
1 спз = 10"3-Н-с/м2 = 10’3 Па-с.
Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз, или
1 спз.
82
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и тем-
пературы может изменяться от одного до нескольких десятков
сантипуаз.
Пользуются также понятием кинематической вязкости г?.
Кинематическая вязкость - это отношение динамической вязко-
сти р к плотности р, т.е. г?=р/р.
В международной системе (СИ) единицей кинематической
вязкости является 1 м2/с.
В промысловой практике пользуются внесистемной едини-
цей кинематической вязкости - стоксом (1ст = ПУ^м^с).
Для измерения динамической и кинематической вязкости
применяют стандартные капиллярные вискозиметры.
Для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются
относительной (условной) вязкостью, которая показывает, во
сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязко-
сти воды при определенной температуре.
Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление
при ее движении. Нефти имеют самую различную вязкость, в не-
сколько раз превышающую вязкость воды. С повышением темпе-
ратуры вязкость нефти (как и любой жидкости) значительно
уменьшается.
Вязкость пластовой нефти отличается от вязкости поверх-
ностной (дегазированной) нефти, так как пластовая нефть в
своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях
повышенных давлений и температуры. С увеличением количе-
ства растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти
уменьшается.
2. Зависимость вязкости нефти от температуры
С увеличением в составе нефти смолопарафиновых соедине-
ний вязкость нефти увеличивается. С учетом того, что темпера-
тура в земной коре повышается с глубиной, вязкость нефти в
пластах всегда меньше, чем на поверхности.
В пластовых условиях в нефти всегда растворено опреде-
ленное количество газа, которое изменяется от десятков м3 до не-
Глава V. Физические свойства нефти и газа 83
скольких сот м3 в 1 м3 нефти. Растворенный в нефти газ снижа-
ет плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и
объем. Физические характеристики нефти в пластовых услови-
ях важно знать, так как от них зависит правильный подсчет за-
пасов нефти и газа, составление технологических схем разра-
ботки нефтяных месторождений, выбор методов воздействия на
залежь с целью получения максимального нефтеизвлечения,
а также выбор техники и технологии добычи нефти и газа и так
далее.
3. Свойства неньютоновских жидкостей
Фильтрация нефти в пористой среде идет согласно линей-
ному закону трения Ньютона, то есть касательные напряжения
сдвига прямо пропорциональны градиенту скоростей движения
одних слоев жидкости относительно других. Зависимость ско-
рости фильтрации (v) от градиента давления (grad Р) таких
жидкостей имеет форму прямой линии, проходящей через на-
чало координат (рис. 5, линия 1). Такие жидкости называются
ньютоновскими.
Для ньютоновской жидкости (нефти) основным параметром,
характеризующим ее течение, служит коэффициент динамиче-
ской вязкости - коэффициент пропорциональности в законе вяз-
кого трения Ньютона:
dw
где т - касательное напряжение сдвига;---градиент скорости
Jy
в направлении, перпендикулярном к направлению течения х.
Однако не редко, когда на нефтяных месторождениях при
их разработке нарушается прямолинейный закон трения Ньюто-
на. В этих случаях зависимость скорости фильтрации от градиен-
та давления имеет вид кривой, проходящей через начало коорди-
нат выпуклостью к оси градиента (рис. 5, линия 2). Такие жидкости
84
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 5. График зависимости скорости фильтрации ньютоновской
и неньютоновской жидкости от градиента давления: 1 - дилатантная;
2 - ньютоновская; 3 - неньютоновская (псевдопластичная)
обладают структурно-механическими свойствами и называются
неньютоновскими (вязкопластичными). Основным показателем
неньютоновских свойств при фильтрации нефти (жидкости) в по-
ристой среде является предельный (начальный) градиент давле-
ния (рис. 5, крив. 3), после превышения которого начинается
движение нефти (жидкости) в горной породе.
Фильтрация неньютоновской жидкости в пористой среде
описывается формулой
H\dr )
где ц' - структурная вязкость, аналогичная вязкости обычной
, dp
нефти,-----градиент давления, G - начальный, предельный гра-
dr
диент давления.
Неньютоновские свойства жидкостей обладают структурно-
механическими свойствами, когда структурная вязкость нефти
(жидкости) изменяется.
Глава V. Физические свойства нефти и газа 85
При небольших градиентах давления пластовая нефть, об-
ладая структурно-механическими свойствами, как в капиллярах,
так и в пористой среде, имеет при движении неразрушенную
структуру. Но с увеличением градиента давления структура на-
чинает разрушаться, и при достижении определенной величины
структура разрушается полностью и жидкость начинает движе-
ние как ньютоновская жидкость.
Установлено, что особенности фильтрации неньютонов-
ских свойств проявляются в основном при малых скоростях, то
есть на удалении от скважины. Неньютоновские свойства неф-
ти в пласте проявляются при высоком содержании в ней ас-
фальтосмолопарафинистых веществ; при физико-химическом
взаимодействии пластовой нефти и материала пористой среды
с жидкостями, проникающими в пласт. Разработка месторож-
дений с неньютоновскими (вязкопластичными) жидкостями
связана со многими осложнениями при проведении геолого-
технических мероприятий, исследовании скважин, подготовке
и транспортировке нефти и так далее. Свойства неньютонов-
ских нефтей исчезают при их нагреве и увеличении скоростей
фильтрации.
4. Нефтяной газ и его свойства
Газы нефтяных и газовых месторождений по химической
природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений, добы-
ваемые вместе с нефтью, называют нефтяными газами, а газы га-
зовых месторождений называются природными газами. Природ-
ные и нефтяные газы состоят из предельных углеводородов: ме-
тана СН4, пропана СзНв, бутана СдНю, пентана С5Н12 и так далее.
Часто углеводородные газы в своем составе содержат сероводо-
род H2S, азот N, двуокись углерода СОг, гелий Не, аргон Аг, пары
ртути Hg. Содержание сероводорода, азота, углекислого газа дос-
тигает нескольких десятков процентов, а остальных примесей -
долей процента.
86
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В нормальных условиях при атмосферном давлении и тем-
пературе 0° С углеводороды от метана (СН4) до бутана (С4Н10)
всегда находятся в газообразном состоянии.
Молекулярная масса М углеводородных газов определяется
по формуле:
п
(16)
i=i
где - молекулярная масса i-ro компонента; yf - доля компо-
нента в смеси по объему.
Учитывая, что природный газ в основном состоит из метана,
молекулярная масса нефтяного газа больше.
Если при постоянной температуре повышать давление газа,
то при достижении определенного давления этот газ перейдет
в жидкую фазу. Для каждого газа существует своя предельная
температура, выше которой этот газ нельзя перевести в жидкое
состояние. Максимальная температура, при которой данный газ
может перейти в жидкое состояние при повышении давления, на-
зывается критической температурой. Для метана критическая
температура -82,1° С, для этана - +32,3° С, для азота - +141,7° С.
Давление, соответствующее критической температуре, называет-
ся критическим давлением. Температура, при которой вещество
с повышением давления до определенной величины из газооб-
разной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или
точкой начала конденсации. Эта же температура при снижении
давления является точкой испарения, так как при этом вещество
из жидкой фазы начинает переходить в газообразную.
Пропан и бутан легко переходят в жидкость даже при не-
больших давлениях. Давление, необходимое для перевода того
или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое,
то есть упругость его паров, повышается с ростом температуры.
При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность
углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан,
который при нормальных условиях невозможно перевести
в жидкость, так как его критическая температура равна -82,1°С.
Так же трудно переводится в жидкое состояние этан. В зависи-
мости от преимущественного содержания в нефтяных газах
Глава V. Физические свойства нефти и газа
легких или тяжелых углеводородов газы разделяются на сухие
и жирные.
Сухой газ - это естественный газ, в котором не содержатся
тяжелые углеводороды или содержатся в небольших количествах.
Жирный газ - это газ, в котором тяжелые углеводороды со-
держатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные
газы или газовые бензины. Сухим принято считать газ, в 1 м3 ко-
торого содержится меньше 60 г газового бензина, а жирным - ес-
ли в 1 м3 содержится более 60 г газового бензина.
Жирные газы чаще содержатся в легких нефтях, а сухой
газ - в тяжелых нефтях. Одним из основных физических пара-
метров нефтяного газа является его плотность.
Плотностью называется отношение массы вещества к зани-
маемому объему:
где т - масса вещества, кг; V-объем, м3; р - плотность, кг/м3.
Плотность газа можно определить взвешиванием или вы-
числить, когда знаем молекулярную массу смеси:
где VM - объем моля газа при стандартных условиях, м3; 22,4 - га-
зовая постоянная.
Плотность газа р находится в пределах 0,73-1 кг/м3.
На практике пользуются относительной плотностью газа,
которая показывает, во сколько раз масса данного газа, заклю-
ченного в определенном объеме при данных давлениях и темпе-
ратуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного
в том же объеме и при тех же условиях:
д=*=А
А А
(19)
где рТ - плотность углеводородного газа, рв - плотность сухого
воздуха, fiv - молекулярная масса газа, //в - молекулярная масса
воздуха.
88 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Относительные плотности некоторых углеводородов и их
примесей (в нормальных условиях) составляют: воздух - 1; N2 -
0,9673; СО2 - 1,5291; H2S - 1,1906; СН4 - 0,553; С2Н6 -1,038;
С3Н8- 1,523; С4Н10-2,007.
В пласте углеводородные газы находятся в различных усло-
виях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов
уменьшается.
С увеличением температуры при постоянном объеме газов
сжимаемость газов уменьшается.
Приведенным давлением Рпр называется отношение давле-
ния газа к его критическому давлению :
<2°)
КР
Давление, соответствующее точке критической температу-
ры, называется критическим давлением.
Приведенной температурой газа Гпр называется отношение
абсолютной температуры газа Т к его критической температуре:
ГпР=^-- (2D
7кр
Критическая температура Ткр - это температура, при кото-
рой исчезает граница между жидкостью и паром. Для углеводо-
родных газов, представляющих собой смесь отдельных компо-
нентов, величины и определяются как среднеарифметиче-
ские.
Если известен объем газа Уо при нормальных условиях (PQ
и Го), то объем его при других давлениях и температурах (Р и Т)
с учетом сжимаемости можно определить на основе закона Гей-
Люссака:
(22>
У0 г
гдеТ0 =273К.
Глава V. Физические свойства нефти и газа
89
Для перехода от объема, занимаемого газом в нормальных
условиях, к объему газа в пластовых условиях пользуются объ-
емным коэффициентом, который занял бы 1 м3 газа в пластовых
условиях. Объемный коэффициент газа из формулы (22)
„ Т 1
B=Z------
273 Р
(23)
5. Вязкость газа
Вязкость газа - это свойство газа сопротивляться перемеще-
нию одних частиц относительно других.
Силы трения, возникающие между двумя смежными слоями
газа при его движении, пропорциональны изменению скоростей
на единицу длины. Коэффициент пропорциональности называет-
ся коэффициентом динамической вязкости.
В системе СИ единица динамической вязкости обознача-
ется Па • с. Кинематическая вязкость - это отношение динами-
ческой вязкости газа к ее плотности р при той же температуре:
У = ^. (24)
Р
В системе СИ единица кинематической вязкости имеет раз-
мерность м2/с. При давлениях до 4 МПа динамическая вязкость
газов мало зависит от давления. Но при более высоких давлениях
вязкость газа повышается, так как число молекул в единице объ-
ема увеличивается, что приводит к увеличению числа взаимных
столкновений.
При низких давлениях с повышением температуры вяз-
кость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения мо-
лекул при этом увеличиваются. При значительном повышении
давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повыше-
нием температуры уменьшается. При высокой температуре за-
висимость вязкости от давления значительно меньше, а при
повышении давления вязкость снижается с увеличением тем-
пературы.
90 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
6. Растворимость газов в нефти
По закону Генри, растворимость газа в жидкости пропор-
циональна давлению:
Vr=a-P-VM, (25)
где Уг - объем растворенного газа, м3; Уж - объем жидкости, м3;
а - коэффициент растворимости; Р - абсолютное давление газа, Па.
При Уж = 1 а = Vr/P, то есть коэффициент растворимости
численно равен объему газа, растворяющегося в единице объема
жидкости при повышении давления на единицу. При растворении
углеводородных газов в нефти наблюдается значительное откло-
нение от закона Генри. Коэффициент растворимости при низких
давлениях больше, чем при высоких давлениях. Коэффициент
растворимости газовой смеси зависит от состояния объемов неф-
ти и газа, находящихся в контакте. С увеличением температуры
растворимость газовой смеси уменьшается. Различные компонен-
ты нефтяного газа обладают различной растворимостью. С уве-
личением молекулярной массы газов возрастает их раствори-
мость. Давление, при котором из нефти начинает выделяться газ,
называется давлением насыщения пластовой нефти. Давление на-
сыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения
их объемов и от температуры.
Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давле-
ние насыщения равно пластовому давлению или близко к нему.
Количество газа в м3, приходящееся на 1 т добытой нефти,
называется газовым фактором.
7. Молекулярно-поверхностные свойства системы
нефть-газ-вода-порода
Нефтегазосодержащие горные породы имеют огромную
удельную поверхность, которая контактирует в пласте с нефтью,
газом и водой.
В порах и трещинах горной породы также находятся в кон-
такте не смешивающиеся друг с другом жидкости - вода и нефть.
Глава V. Физические свойства нефти и газа
91
Суммарная поверхность их раздела также большая. Исходя
из этого, на многие процессы разработки нефтяных и газовых за-
лежей значительное влияние оказывают поверхностные явления,
происходящие в пласте на границе разделов твердой поверхности
породы с жидкостями и газами самих несмешивающихся жидко-
стей.
Молекулярно-поверхностные свойства раздела фаз пласто-
вых систем (нефть - газ - вода) изучают по величине поверхно-
стного натяжения жидкостей на границах с жидкостями (нефть,
вода) и газом, по избирательной смачиваемости системы, по ве-
личине работы адгезии и теплот смачивания горных пород пла-
стовыми жидкостями.
В жидкости между молекулами присутствуют силы взаим-
ного сцепления, которые находятся в равновесном состоянии
(рис. 6) и свободно могут передвигаться в любом направлении.
Силы, действующие на
молекулы, находятся в по-
верхностном слое (АВ) или на
поверхности раздела двух не-
смешивающихся жидкостей и
вдоль поверхности раздела.
Молекулы, которые на-
ходятся на поверхности разде-
ла двух фаз, обладают избыт-
ком энергии по сравнению с
энергией молекул, находящих-
ся во внутренних слоях жид-
кости.
При этом поверхностный
слой жидкости оказывает боль-
шое давление, называемое молекулярным давлением. Для воды
оно доходит до 1000 МПа.
Давление поверхностного слоя вызывает появление сил ре-
акции, которые противодействуют молекулярному давлению
и называются силами поверхностного натяжения. Поверхностное
Рис. 6. Схема возникновения мо-
лекулярного давления: 1 - моле-
кула; 2 - область молекулярного при-
тяжения
92 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
натяжение можно охарактеризовать как работу, необходимую для
образования единицы новой поверхности:
а = (26)
где R - работа, Дж; S - вновь образованная поверхность, м2;
ст представляет собой свободную энергию поверхности, равной 1 м2.
В нефтяном пласте поверхностное натяжение может быть
на границах таких фаз: нефть-вода, нефть-газ, нефть-порода,
вода-газ, вода-порода, газ-порода.
Поверхностное натяжение всегда изменяется на границе
раздела двух фаз. Поверхностное натяжение разных фаз на гра-
нице их раздела неодинаковое за счет различного содержания по-
лярных компонентов.
В таблице 5 показаны значения поверхностного натяжения
некоторых жидкостей на границе с воздухом и водой при темпе-
ратуре 20° С.
Таблица 5
Жидкость Поверхностное натяжение, мН/м
на границе с воздухом на границе с водой
Ртуть 465 375
Вода 72,6 —
Керосин 24,0 48,0
Нефть 24-31 19-33
Поверхностное натяжение на границе двух фаз зависит от тем-
пературы и давления. Поверхностное натяжение жидкости на гра-
нице с воздухом уменьшается с повышением температуры. Поверх-
ностное натяжение жидкости при критической температуре стано-
вится равным нулю, и вся жидкость превращается в газ. Поверхно-
стное натяжение жидкости уменьшается с повышением давления.
Поверхностное натяжение жидкостей на границе с газом
понижается с повышением температуры и давления. В то же вре-
мя поверхностное натяжение нефти на границе с водой практиче-
ски не зависит от давления и температуры.
Глава V. Физические свойства нефти и газа
93
На поверхностное натяжение нефти на границе с водой
в большей степени влияют поверхностно-активные вещества.
Поверхностно-активными веществами в нефти являются нафте-
новые кислоты, асфальтосмолистые вещества, меркаптаны, тио-
фены и др., в молекулах которых атомы расположены несиммет-
рично. Такие вещества способны адсорбироваться на поверхно-
сти раздела и снижать поверхностное натяжение.
Взаимная растворимость жидкостей обусловлена содержа-
нием в них поверхностно-активных веществ (ПАВ). Чем меньше
взаимная растворимость жидкостей, тем выше поверхностное на-
тяжение на границе их раздела; чем больше взаимная раствори-
мость жидкости, тем меньше поверхностное натяжение. В тех
случаях, когда растворенные вещества уменьшают взаимную
растворимость жидкостей, тогда поверхностное натяжение на
границе раздела жидкостей увеличивается. Такие вещества
называются поверхностно-активными веществами (ПАВ).
8. Смачивание твердого тела жидкостью
Смачиваемость твердого тела жидкостью - это способность
жидкости растекаться по поверхности твердого тела под влияни-
ем поверхностно-молекулярных сил.
Контур капли на поверхности твердого тела, по которому
происходит соприкосновение трех фаз - твердой, жидкой и газо-
образной, называется периметром смачивания. Поверхности по-
ровых каналов пористых сред характеризуются значительной не-
однородностью по смачиваемости. В этой связи о смачиваемости
породы в целом различными жидкостями можно говорить лишь
как об осредненном показателе, характеризующем лишь соотно-
шение и геометрию участков с различной степенью смачиваемо-
сти.
Осредненную избирательную смачиваемость горной породы
пластовыми жидкостями можно оценить по скорости впитывания
воды в нефтенасыщенный керн. В этом случае измеряется лишь
относительная смачиваемость породы (относительно смачивав-
94
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
мости другого образца породы, свойства поверхности которого
считаются известными). Это связано с зависимостью скорости
впитывания воды в пористую среду не только от величины углов
смачивания, но и от многочисленных свойств породы, учет влия-
ния которых затруднен.
Мерой смачивания твердого тела жидкостью служит крае-
вой угол смачивания в, образованный поверхностью твердого те-
ла и касательной к поверхности капли в точке ее соприкоснове-
ния с телом (рис. 7).
а) б) в)
0<9О° 0 =90° 0>9О°
Рис. 7. Различные случаи смачивания твердого тела жидкостью:
жидкость смачивает твердое тело (а); промежуточное состояние (б); жид-
кость не смачивает твердое тело (в); 1 - жидкость; 2 - воздух; 3 - твердое
тело
Если краевой угол 0<9О°, то жидкость смачивает твердую
поверхность; если угол #>90°, то жидкость не смачивает твер-
дую поверхность; если угол 0 = 90°, то жидкость находится в
промежуточном состоянии.
Смачиваемая водой поверхность твердого тела, для кото-
рой в <90°, называется гидрофильной. Не смачиваемая водой по-
верхность твердого тела, для которой 0>9О°, называется гидро-
фобной. Смачивание происходит в результате проявления моле-
кулярных сил, действующих на разделе трех фаз: твердой - 3, га-
зообразной - 2, жидкой - 1. По способности жидкости смачивать
породу судят о величине поверхностного натяжения в системе
порода-жидкость-газ или порода-жидкость-жидкость.
Глава V. Физические свойства нефти и газа
95
При равновесии сил, приложенных к единице длины пери-
метра смачивания, будем иметь
0"1—3 "f“ @1—2 COS 0 — (?2_з,
cos^3"^.,
^1-2
где С]_2, G]_3 и G2_3 - поверхностные натяжения на границе
фаз 1-2,1-3,2-3.
Глава VI
Породы, содержащие нефть и газ
Горные породы, способные вмещать нефть, газ, воду и отда-
вать их при разработке, называются коллекторами. Большинство
пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Нефть и газ
содержатся в терригенных коллекторах, таких как пески, песча-
ники, алевролиты, и в карбонатных коллекторах - известняки,
доломиты, мел.
Породы-коллектора должны обладать емкостью (рис. 8),
т.е. системой пор (пустот), трещин и каверн.
Рис. 8. Поровое пространство в горной породе: 1 - минеральные зерна;
2 - поровое пространство породы, заполненное жидкостью или газом
Но не все породы, обладающие емкостью, являются прони-
цаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому важно
знать не только пористость коллекторов, но и проницаемость.
Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направ-
лению движения углеводородов) размеров пустот в породе.
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ 97
Принято подразделять коллекторы на три типа: грануляр-
ные, или поровые (только обломочные горные породы), трещин-
ные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные
породы).
Емкость порового коллектора называется пористостью.
Для характеристики пористости применяется коэффициент по-
ристости, который показывает, какую часть от всего объема гор-
ной породы составляют поры. По размерам поры делятся
на сверхкапиллярные (более 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм)
и субкапиллярные (менее 0,2 мкм).
Нефть, газ и вода в сверхкапиллярных порах свободно пе-
ремещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных
порах движение нефти, газа и воды затруднено вследствие прояв-
ления сил молекулярного сцепления. В субкапиллярных порах
движение нефти, газа и воды не происходит. В пласте движение
нефти, газа и воды происходит по сообщающимся каналам раз-
мером более 0,2 мкм. Пористость подразделяют на общую, от-
крытую и эффективную.
Общая пористость - это объем всех пор в породе. Коэффи-
циент общей пористости представляется отношением объема
всех пор Vj к объему образца породы V2:
v2
которые сообщаются между собой. Открытая пористость харак-
теризуется коэффициентом открытой пористости КП 0 как отно-
шение суммарного объема открытых пор Vo к объему образца
породы V2:
к =Л
п о v2‘
Существует также понятие эффективной пористости, кото-
рая определяется наличием пор в породе, из которых нефть и газ
могут быть извлечены при разработке. Коэффициент эффектив-
ной пористости ЛГп эф равен отношению объема пор Уэф, через ко-
98
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
торые возможно движение нефти, газа и воды при определенных
температуре и давлении, к объему образца породы У2:
К — ^Ф .
п эф v2 ’
коэффициент пористости горных пород составляет от 17-25%
до 40%.
Важным показателем, характеризующим свойства горной
породы пропускать нефть, газ и воду, является проницаемость.
Единица проницаемости 1 мкм2. Это проницаемость породы, при
фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и
перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 МПа-с
составляет 1 м3/с. Проницаемость зависит от размера и конфигу-
рации пор, плотности укладки, трещиноватости и взаимного рас-
положения частиц породы. Проницаемость трещиноватых извест-
няков колеблется от 0,005 до 0,02 мкм2, а песчаников - от 0,05 до 3
мкм2.
Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов час-
то значительно изменяется в одном и том же пласте. Величина
пористости и проницаемости в значительной степени влияет
на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки нефтяных
месторождений с целью увеличения пористости и проницаемости
проводят различные геолого-технические мероприятия, такие как
кислотные обработки, гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка,
обработка пласта оксидатом и т.д.
Определение пористости и проницаемости нефтесодержа-
щих пород проводят по материалам геофизических исследований,
образцам керна, отбираемого в процессе бурения, и по результа-
там испытания скважин на приток. По проницаемости и пористо-
сти, согласно А.А. Ханину (таблица 6), выделяются шесть клас-
сов коллекторов.
Удержание скоплений нефти и газа в горных породах не-
возможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми поро-
дами, которые называют покрышками. В качестве покрышек мо-
гут быть глины, соли, гипсы и ангидриды.
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
99
Таблица 6
№ п/п Название породы по преобладанию гранулометричес- кой фракции Порис- тость эф- фектив- ная, % Прони- цаемость по газу, мкм2 Оценка коллек- тора по прони- цаемости и емкости Класс колле ктора
1 Песчаник средне- зернистый 16,5 >1 очень высокая I
2 Алевролит мелко- зернистый 29 >1 очень высокая I
3 Песчаник средне- зернистый 15-16,5 >1 высокая П
4 Алевролит мелко- зернистый 26,5-29 0,5-1 высокая II
5 Песчаник средне- зернистый 11-15 0,1-0,5 средняя Ш
6 Алевролит мелко- зернистый 20,5-26,5 0,1-0,5 средняя III
7 Песчаник средне- зернистый 5,8-11 0,01-0,1 пониженная IV
8 Алевролит мелко- зернистый 12-20,5 0,01-0,1 пониженная IV
9 Песчаник средне- зернистый 0,5-5,8 0,001-0,01 низкая V
10 Алевролит мелко- зернистый 3,6-12 0,001-0,01 низкая V
И Песчаник средне- зернистый 0,5 < 0,001 Коллектор не имеет промыш- ленного значе- ния VI
12 Песчаник мелкозер- нистый 2 < 0,001 Коллектор не имеет промыш- ленного значе- ния VI
13 Алевролит крупно- зернистый 3,3 <0,001 Коллектор не имеет промыш- ленного значе- ния VI
14 Алевролит мелко- зернистый 3,6 < 0,001 Коллектор не имеет промыш- ленного значе- ния VI
100
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Покрышки различают по характеру распространения, тол-
щине, однородности сложения, плотности, проницаемости, мине-
ральному составу. Различают региональные, субрегиональные,
зональные и локальные покрышки.
Таблица 7. Классификация покрышек по Э.А. Бакирову
№ п/п Наименование покрышек Признак подразделения
По площади распространения
1 Региональные Распространены в пределах нефтегазонос- ной провинции или большей ее части
2 Субрегиональные Распространены в пределах нефтегазонос- ной области или большей ее части
3 Зональные Распространены в пределах зоны или рай- она нефтегазонакопления
4 Локальные Распространены в пределах отдельных ме- стоскоплений
По состоянию с этажами нефтегазоносности
1 Межэтажные Перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных местоскоплениях или разде- ляют их в полиэтажных местоскоплениях
2 Внутриэтажные Разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности
По литологическому составу
1 Однородные (глини- стые, карбонатные, галогенные) Состоят из пород одного литологического состава
2 Неоднородные: сме- шанные (песчано- глинистые; глинисто- карбонатные; терри- генно-галогенные и другие) Состоят из пород различного литологиче- ского состава, не имеющих четко выражен- ной слоистости
3 Расслоенные Состоят из чередования прослоев различ- ных литологических разностей пород
Региональные покрышки имеют площадное распростране-
ние, характеризуются литологической выдержанностью и значи-
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
101
тельной толщиной. Они наблюдаются в пределах отдельных ре-
гионов (Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинция и т.д.)
Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зо-
ны поднятий, по площади распространения они меньше регио-
нальных. Локальные покрышки встречаются в пределах место-
скопления и обеспечивают сохранность отдельных залежей неф-
ти и газа.
Большую роль в экранирующих свойствах покрышек играет
степень их однородности. Наличие прослоев песчаников и алев-
ролитов ухудшает свойство покрышек.
Чаще всего встречаются глинистые покрышки, обладающие
хорошими экранирующими свойствами, а также каменная соль
и т.д. Чем больше толщина покрышки, тем значительно выше ее
изолирующие свойства.
1. Природные резервуары. Ловушки
И.О. Брод природными резервуарами назвал естественные
вместилища нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды мо-
гут циркулировать и форма которых обусловлена соотношением
коллектора с вмещающими его (коллектор) плохопроницаемыми
породами. Выделяют три основных типа природных резервуа-
ров - пластовые, массивные и литологические, ограниченные со
всех сторон.
Пластовые резервуары - это породы-коллектора, распро-
страненные по площади на сотни и тысячи квадратных кило-
метров, небольшой толщины (от долей метров до десятков мет-
ров).
Они могут слагаться как терригенными, так и карбонатными
породами, могут содержать отдельные линзовидные прослойки
из непроницаемых пород в толще одного горизонта, что делает
их неоднородными по строению как в вертикальном, так и в го-
ризонтальном направлениях (рис. 9).
Массивные природные резервуары представляют собой
мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов раз-
личного или одинакового литологического состава (рис. 10 а).
102
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 9. Пластовый природный резервуар
Рис. 10. Массивные природные резервуары, связанные с толщей
пластов-песчаников (а) и с рифом (6): 1 - песчаники, 2 - глины, 2-3 -
известняки, 4 - соль
Рис. 11. Линза песков (1) в толще глин (2)
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
103
Они слагаются терригенными и карбонатными породами.
Все пласты проницаемых пород сообщаются между собой. Раз-
новидностью массивного резервуара являются ископаемые рифы
(рис. 10 б). Литологически ограниченные природные резервуары
практически со всех сторон окружены непроницаемыми порода-
ми. Например, линза песков в толще глинистых пород (рис. И).
Как правило, природные резервуары заполнены водой.
Нефть и газ в процессе миграции, попадая в природный ре-
зервуар, заполненный водой, в силу разности удельных весов за-
нимает верхнее положение. Они перемещаются вверх, оттесняя
воду, до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора.
Дальнейшее их продвижение по пласту-коллектору будет в слу-
чае, если кровля пласта наклонна к горизонту.
В этом случае нефть и газ перемещаются вверх по наклон-
ному пласту-коллектору вблизи его кровли. Если на пути встре-
чается препятствие в виде литологического экрана, изменение
наклона на обратное, то перед препятствием образуется скопле-
ние нефти и газа. На рис. 12 нефть (или газ) из точки А (или Б)
может переместиться в точку Л, но не может переместиться
в точку А (или Б) из точки Л.
Рис. 12. Схемы возможных перемещений и экранирования нефти
(или газа) в природном резервуаре: в случае литологического эк-
рана (а); в антиклинально изогнутом пласте (б): 1 - часть природно-
го резервуара, в котором нефть (газ) экранируется
В точке Л нефть или газ будет экранироваться (задерживать-
ся), т.е. будет находиться в состоянии относительного покоя.
104
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться
нефть и газ и может образоваться их скопление, называется ло-
вушкой. Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологи-
ческом природных резервуарах показаны на рис. 13.
5
Рис. 13. Ловушки нефти и газа в пластовых (А, Б, Г), массивных
(Е, Ж) и литологических (В,Д) природных резервуарах. Породы:
1 - терригенные, 2 - хемогенные, 3 - карбонатные, 4 - ловушки, 5 - по-
верхность стратегического несогласия
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
105
В пластовых и массивных резервуарах ловушками нефти и
газа являются сводные изгибы пластов (рис. 13, Б, Г, Е) или верх-
ние части рифовых массивов, имеющие сводообразную форму
(рис. 13, Ж); литологически замкнутый природный резервуар яв-
ляется ловушкой для нефти и газа (рис. 13, В).
Ловушки подразделяют на структурные, стратиграфиче-
ские, литологические и рифогенные. Структурные ловушки об-
разуются в результате изгиба слоев (рис. 13, Б, Г, Е) и разрыва их
сплошности.
Стратиграфические ловушки (рис. 13, А) образуются в ре-
зультате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоп-
лении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их
затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движе-
ний).
Литологические ловушки образуются в результате литоло-
гического замещения пористых проницаемых пород непроницае-
мыми (рис. 13, В, Д). Рифогенные ловушки формируются в ре-
зультате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мша-
нок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела
(рис. 13, Ж) и последующего его перекрытия непроницаемыми
породами.
Около 80% залежей в мире связано со структурными ло-
вушками, остальные немногим более 20% залежей - рифогенны-
ми, стратиграфическими и литологическими ловушками.
2. Залежи нефти и газа
Локальные и региональные скопления нефти и газа.
А.А. Бакиров в своих трудах на международном геологическом
конгрессе (1964 г.) предложил единую классификацию всех кате-
горий скопления нефти и газа в земной коре. Скопления нефти и
газа подразделяются на две категории: локальные и региональ-
ные. В категорию локальных скоплений им включаются залежи и
местоскопления. Залежь нефти и газа представляет собой естест-
венное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке.
Залежь нефти образуется в той части резервуара, в которой уста-
106
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
навливается равновесие между силами движения, заставляющими
нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами со-
противления, которые препятствуют движению.
Местоскопление нефти и газа - это совокупность залежей
нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естествен-
ным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по разме-
рам площади, контролируемой единым структурным элементом
(рис. 14).
Рис. 14. Продуктивная часть разреза местоскопления нефти и га-
за: 1 - нефтяные залежи в пластах Бь Б2, Б3; 2 - пласт-коллектор за преде-
лами нефтяной залежи, насыщенный водой
Термин «месторождение нефти и газа» не отвечает действи-
тельному смыслу этого понятия, так как образование залежей
происходит в результате сложных миграционных процессов, про-
текающих в недрах земной коры. Поэтому правильнее говорить
о «местоскоплении нефти и газа» (термин введен А.А. Бакиро-
вым). В категорию региональных скоплений углеводородов
включаются зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные облас-
ти и провинции. В литературе часто используется термин «нефте-
газоносный бассейн», предложенный И.О. Бродом для крупных
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
107
впадин, выполненных осадочными толщами, в которых имеются
комплексы с залежами нефти и газа.
3. Элементы залежи
Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии
с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, занимает кровельную
часть природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое про-
странство заполняется нефтью и еще ниже - водой. На рис. 15
приведены принципиальные схемы (карта и разрез) залежи нефти
с газовой шапкой, приуроченной к сводному изгибу пласта-
коллектора пластового природного резервуара.
ЖЯ И®
|-----1 5 |-----1 6 1—х-Н 7 R-XX-H8
Рис. 15. Принципиальная схема сводной залежи
108 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти
(рис. 15 а) называются поверхностями газонефтяного (ГНК) и во-
донефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности
ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним
контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность кон-
такта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности)
в плане параллелен изогипсам кровли пласта (рис. 15 б). При на-
клонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтенос-
ности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изо-
гипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности
раздела (рис. 16).
Рис. 16. Принципиальная схема нефтяной залежи с наклонным во-
донефтяным контактом: а) геологический разрез; б) структурная
карта: 1,2 - нефть; 3 - изочипсы; 4 - внешний контур нефтеносности
Линия пересечения поверхности водонефтяного (газонефтя-
ного) раздела с подошвой пласта называется внутренним конту-
ром нефтеносности (газоносности). Длина, ширина и площадь за-
лежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость
внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высо-
той залежи (высота нефтяной части залежи вместе с высотой га-
зовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы
до ее наивысшей точки.
4. Классификация залежей нефти и газа
Вопросам классификации нефти и газа посвящены работы
И.О. Брода, Н.А. Еременко, А.А. Бакирова и др.
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
109
Согласно классификации, с которой связаны залежи нефти
и газа, выделяют четыре основных класса локальных скоплений
нефти и газа (табл. 8) по А.А. Бакирову.
Таблица 8
Класс Группа Тип Виды ловушек
Сводовые Антиклинали и купола простого, ненарушенного строения; ослож- ненные разрывными нарушения- ми; солянокупольные структуры
Структурные Антиклина- лей и купо- лов Монокли- налей Висячие тектонически экранирован- ные Нарушенных моноклиналей Структуры простого и сложного строения. Структуры, осложненные разрыв- ными нарушениями и т.д. Экранированные разрывными на- рушениями моноклинали
Рифогенные Литологические Рифовых массивов Литологи- чески экра- нированные Литологи- чески огра- ниченные Литологи- чески огра- ниченные Выклини- вающихся или замещенных коллекторов Экранирован- ные Шнурковые или рукавооб- разные Участки выклинивания коллекто- ров вверх по восстановлению пла- стов; замещения проницаемых по- род непроницаемыми Экранирование отложениями ас- фальта и битума Песчаные образования ископае- мых русел палеорек
Стратиграфические В коллекто- рах, срезан- ных эрозией и перекры- тых несо- гласно зале- гающими слоями не- проницае- мых пород Под несогла- сиями на тек- тонических структурах Останцовые Выступовые Участки стратиграфических несо- гласий на антиклиналях или мо- ноклиналях Участки эродированной поверх- ности погребенных останцов па- леорельефа Выступы кристаллического фун- дамента
ИО В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
К классу структурных залежей относятся залежи, приуро-
ченные к различным видам локальных тектонических структур.
Это сводовые, тектонически экранированные и приконтактные
залежи нефти и газа.
Сводовые залежи формируются в сводовых частях локаль-
ных структур.
Принципиальные схемы сводовых залежей показаны на рис. 17.
Тектонически экранированные залежи нефти и газа форми-
руются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение ло-
кальных структур. Подобные залежи могут находиться на своде,
крыльях или переклиналях (рис. 18).
I 1 fW|2 |Ж|3 |^|4 Ё^5
6 F77] 7 [Ж| 8 [^g]9 Folio
Рис. 17. Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову)
Приконтактные залежи образуются в продуктивных пла-
стах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром
или с вулканогенными образованиями.
В классе литологических залежей выделяются две группы
залежей: литологически экранированных и литологически огра-
ниченных.
Литологически экранированные залежи располагаются в уча-
стках выклинивания пласта-коллектора (рис. 19).
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
111
Рис. 18. Тектонически экранированные залежи в разрезе и в плане
(по А.А. Бакирову)
112
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 19. Литологически экранированные залежи в разрезе и в плане
в)
Рис. 20. Литологически ограниченные залежи
Залежи литологически ограниченные приурочены к песча-
ным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или
рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным обра-
зованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллек-
торам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми порода-
ми (рис. 20). Рукавообразные залежи нефти впервые были откры-
ты И.М. Губкиным в 1911 году в Майкопском районе Северного
Кавказа.
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ
113
Залежи рифогенного класса образуются в теле рифовых
массивов (рис. 21).
Рис. 21. Залежи рифогенных образований в разрезе и в плане
Формирование стратиграфических залежей происходило
в коллекторах, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно
перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста.
Залежи стратиграфического класса могут быть обнаружены
в антиклиналях, куполовидных и моноклинальных структурах
114
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
(рис. 22 а). К ним относят и залежи, приуроченные к выветрен-
ной части погребенных выступов кристаллических пород фунда-
мента (рис. 22 б).
а)
Рис. 22. Стратиграфические залежи в разрезе и в плане
6. Миграция нефти и газа
Под миграцией нефти и газа понимают перемещение их
в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ 115
в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных
нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть
и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на
поверхность.
Миграция может происходить в теле одной и той же толщи
или пласта, а также возможно перемещение УВ из одного пласта
(толщи) в другой.
Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и меж-
пластовую (межрезервуарную) миграцию. Внутрипластовая ми-
грация осуществляется в основном по порам и трещинам внутри
пласта, межпластовая миграция - по разрывным нарушениям
и стратиграфическим несогласиям из одного природного резер-
вуара в другой. При межпластовой миграции нефть и газ пере-
мещаются также и по порам (трещинам) горных пород (диффу-
зия).
Внутрирезервуарная и межрезервуарная миграция могут
иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования,
и вертикальное - нормальное к напластованию. Отсюда различа-
ют боковую и вертикальную миграцию. По характеру движения
и в зависимости от физического состояния УВ различается ми-
грация молекулярная (диффузия, движение в растворенном со-
стоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном и газообразном
(газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного рас-
твора).
По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают
первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из по-
род, в которых они образовались (нефтегазопродуцирующих)
в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти
и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией.
7. Факторы миграции и физическое состояние
мигрирующих углеводородов (УВ)
Современное представление о факторах первичной мигра-
ции и состоянии мигрирующих У В заключается в следующем.
Образовавшиеся в стадии диагенеза нефтяные УВ («юная» нефть)
116
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С по-
гружением пород они все более нагреваются. Повышение темпе-
ратуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем са-
мым способствует их перемещению. Движение УВ может акти-
визироваться также в результате увеличения давления вследствие
образования больших объемов новых веществ. При погружении
пород на большие глубины усиливается генерация газа,
и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде га-
зового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового рас-
твора доказана экспериментально.
Реальным фактором первичной миграции газа и газового
раствора является диффузия. Вторичная миграция нефти и газа
может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим
и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, по-
падая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наибо-
лее высокое положение, т.е. перемещаются вертикально вверх.
Миграция флюидов по пластам-коллекторам в больших масшта-
бах становится возможной при наличии наклона пласта и перепа-
да давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1-2 м/км
создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под
действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании
их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фак-
тору возможно накопление нефти и газа в ловушках.
Сущность действия гидравлического фактора заключается
в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за
собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти
и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (во-
дой) состоянии - это одна из наиболее распространенных форм
их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезер-
вуарная миграция).
В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать
самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся
из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного факто-
ра в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий.
В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным
фактором миграции является избыточное давление в подстилаю-
Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ 117
щих газонасыщенных толщах, обуславливающее диффузию газа.
По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется
на региональную, контролируемую соотношениями в простран-
стве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и ло-
кальную, контролируемую отдельными структурами и различ-
ными осложнениями (разрывными смещениями, литологически-
ми и стратиграфическими экранами). Расстояния, направления
и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологиче-
ской обстановки формирования залежей.
Скорость накопления нефти в ловушках, определенная
И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжитель-
ность формирования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. На земном
шаре известно примерно 35000 месторождений.
Глава VII
Основы вытеснения нефти водой и газом
1. Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных
и газовых залежах
До начала вскрытия нефтяной или газовой залежи скважи-
нами нефть и газ находятся в ней в статическом состоянии и по
вертикали располагаются в соответствии со своими плотностями
(вверху - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода).
При вскрытии залежи на забое скважин создается давление
меньшее, чем в пласте, в результате чего равновесие в залежи на-
рушается и жидкость и газ начинают перемещаться к забою
скважин, то есть к зонам с пониженным давлением.
Пластовая энергия в этом случае расходуется на перемеще-
ние и на преодоление сопротивлений, возникающих при движе-
нии жидкостей и газа в пористой среде, в результате часто при
этом пластовое давление снижается. В горной породе нефть и газ
находятся под действием сил, которые влияют на движение неф-
ти, газа и воды при их добыче, а также на характер и интенсив-
ность этого движения.
Силы, действующие в пласте, разделяются на силы движе-
ния и силы сопротивления, противодействующие движению неф-
ти (жидкости) и газа и удерживающие нефть в залежи. К силам
движения нефти, газа и воды в залежах относятся:
а) силы, вызываемые напором краевых и подошвенных пла-
стовых вод;
б) силы, проявляющиеся вследствие упругости пластовых
водонапорных систем, то есть упругости жидкостей;
в) силы расширяющегося сжатого свободного газа, раство-
ренного в нефти и газовой шапке;
г) сила тяжести нефти;
д) силы упругости горных пород.
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом
119
К силам сопротивления движению нефти в пласте относят-
ся:
а) силы внутреннего трения жидкости и газа, связанные
с преодолением их вязкости;
б) силы трения нефти, газа или воды о стенки поровых ка-
налов горных нефтесодержащих пород;
в) межфазное трение при относительном движении жидко-
сти и газа по пласту;
г) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удер-
живающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок по-
ровых каналов.
Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа
по залежи зависит от вязкости движущейся жидкости и от ее ско-
рости. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления,
а также чем больше скорость потока, тем больше силы сопротив-
ления. Сопротивление трению при движении жидкости и газа че-
рез горную породу зависит от размеров пор и от степени одно-
родности сечения и шероховатости стенок пор.
Силы сопротивления при движении нефти через песчаные
коллекторы тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше се-
чение каналов в породе пласта. Силы сопротивления вследствие
межфазного трения возникают при относительном движении
компонентов, вызванном разностью их вязкости. В мелких порах
большую роль играют капиллярные силы, удерживающие жид-
кость и противодействующие движущим силам пласта, стремя-
щимся ее вытеснить. Избирательное смачивание нефтью и водой
песчинок пласта играет существенное значение, определяющее
величину нефтеизвлечения.
2. Режим работы нефтяных и газовых залежей
Движение жидкости по пласту к забоям скважин происхо-
дит за счет пластовой энергии. Жидкость (нефть, вода) в залежи
под действием пластового давления находится в сжатом состоя-
нии. При разработке нефтяных месторождений пластовое давле-
ние снижается. Темп снижения пластового давления зависит от
120
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
количества отбираемой жидкости из пласта и от состояния мето-
дов восполнения пластового давления. Это искусственные факто-
ры. Но запас пластовой энергии, величина начального пластового
давления и темп его снижения зависят и от природных факто-
ров - энергии расширения газов газовой шапки, запаса упругой
энергии в системе пласта, энергии расширения растворенного
в нефти газа, наличия источника питания нефтяной залежи пла-
стовой законтурной водой; гравитационного фактора, который
может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с
большими углами падения.
Совокупность всех естественных и искусственных факто-
ров, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте
при его разработке, называют режимом пласта.
В зависимости от того, какой вид энергии является основ-
ной движущей силой перемещения нефти из залежи к забою
скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естест-
венный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газо-
вой шапки), а также режим растворенного газа и гравитационный
(режим истощения пластовой энергии).
От правильной оценки режима дренирования залежи во
многом зависят технологические показатели разработки нефтяно-
го месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на ра-
циональную разработку месторождения и получение высокого
значения коэффициента конечного нефтеизвлечения. Определить
режим залежи непросто, так как часто одновременно проявляют-
ся многие факторы, определяющие режим. Водонапорный режим
подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодона-
порный режим.
3. Жестководонапорный режим
При жестководонапорном режиме движение нефти в пласте
к забоям скважин происходит под действием давления краевых
или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из по-
верхностных источников за счет атмосферных осадков, талых
Глава VIL Основы вытеснения нефти водой и газом
121
вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнета-
тельные скважины.
При жестконапорном режиме
Р >Р
х пл *нас’
где Рпл - среднее пластовое давление, Рнас - давление насыщения.
При условии Рпл > Рнас свободного газа в пласте нет, и через
горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой.
Проницаемый пласт 2 (рис. 23) гидродинамически связан с обла-
стью отбора нефти 1 и с областью питания 3, который может
быть руслом реки и так далее.
Рис. 23. Схемы геологических условий существования естествен-
ного водонапорного режима: 1 - нефтяной пласт, 2 - проницаемый
коллектор, 3 - водоем, 4 - нефтяные скважины
В результате процессов горного образования пористый
и проницаемый пласты (в случае, показанном на рис. 23) имеют
выход на дневную поверхность в районе русла 3, из которого
происходит постоянная подпитка пласта водой (и, соответствен-
но, пополнение энергией) при отборе нефти через скважины 4.
В подобных залежах пластовое давление обычно равно гид-
ростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине
залегания пласта. Необходимо отметить, что пластовое давление
при этом в начальный период разработки залежи падает, а затем
выравнивается и в дальнейшем остается практически постоянным
при определенных темпах отбора жидкости из залежи (4-8%
от утвержденных извлекаемых запасов нефти в год).
122 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
При этом режиме, как правило, устанавливаются стабиль-
ные во времени дебиты жидкости из скважин, пластовое давле-
ние и газовый фактор.
Постоянство газового фактора объясняется тем, что
при Рпл > Рнас выделение газа в пласте не происходит и из каждой
добытой тонны нефти извлекается газ, который в ней был раство-
рен в пластовых условиях (рис. 24). Обводнение скважин при
этом режиме происходит сравнительно быстро.
Рис. 24. Изменение во времени основных характеристик водона-
порного режима: Рпл- пластовое давление, МПа; Q - дебит жидко-
сти, т/с; Гф - газовый фактор м/т
При искусственном водонапорном режиме постоянный на-
пор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки
воды через специальные нагнетательные скважины.
При жестководонапорном режиме количество отобранной
жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству
поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термоди-
намических условиях (при естественном водонапорном режиме).
То же самое и при искусственном водонапорном режиме
(с к = 1,5 -1,6 на потери в поверхностных условиях и в пласте).
При жестконапорном режиме разработка залежи прекраща-
ется, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин
и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода.
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом
123
Следует отметить, что полного вытеснения нефти, посту-
пающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода
движутся в направлении добывающих скважин одновременно.
Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды вода,
имеющая меньшую вязкость, чем нефть, будет опережать
нефть, и, соответственно, ее количество в движущемся потоке
(нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вяз-
кость нефти, тем значительнее разнятся вязкостные свойства
нефти и воды и тем быстрее начнется увеличение воды в дви-
жущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно,
раньше начнется опережающий прорыв воды к забою нефтедо-
бывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к
снижению нефтеизвлечения из залежи. В случае, когда в неф-
тяных скважинах будет добываться чистая вода, это не значит,
что вся нефть вытеснена.
В порах и микротрещинах останется неизвлеченная нефть.
Одним из основных показателей эффективной разработки нефтя-
ной залежи является коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотда-
чи). Коэффициент нефтеизвлечения - это отношение извлеченно-
го количества нефти из залежи к начальным запасам нефти.
При водонапорном режиме (естественном и искусственном) ко-
эффициент один из высоких. Из залежи может быть извлече-
но 50-70% от начальных запасов нефти, то есть Кн=0,5-0,7,
а в некоторых случаях и выше.
При упруговодонапорном режиме движущейся силой являет-
ся упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся
в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим.
4. Упруговодонапорный режим
При этом режиме водоносная часть залежи очень большая
и может простираться от контура нефтеносности на десятки
и сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может
иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.
При упруговодонапорном режиме в начальном периоде раз-
работки залежи идет значительное снижение пластового давле-
124 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ния и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп
падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам
снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор ос-
тается постоянным при условии, что пластовое давление снижа-
ется не ниже давления насыщения.
При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности
постоянно перемещается и сокращается. В залежи нефти с упру-
гим режимом активного продвижения контурных вод с полным
замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое дав-
ление быстро падает, и со временем режим работы залежи
с упругого может перейти в газовый.
С целью недопущения перехода упруговодонапорного ре-
жима в режим растворенного газа осуществляют переход на ис-
кусственное воздействие на залежь путем поддержания пластово-
го давления закачкой в залежь воды или иного агента воздейст-
вия.
Необходимо отметить, что при снижении пластового дав-
ления в залежи нефть и вода расширяются в объеме, а поровые
каналы сужаются. Так, объем воды при снижении давления
на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000-1/2500 первона-
чального объема, объем нефти при том же снижении давления
в зависимости от насыщенности нефти газом увеличивается
от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем горной по-
роды при снижении пластового давления на 1 МПа - от 1/10000
до 1/50000 своей величины. Несмотря на то, что упругое рас-
ширение водонапорной системы при снижении давления в пла-
сте очень мало, тем не менее оно играет значительную роль
в процессе разработки нефтяных месторождений, так как в про-
цессе разработки залежи при упругом режиме принимают уча-
стие огромные объемы воды, окружающие и подпирающие
нефтяную залежь.
Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значи-
тельное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечения
при упруговодонапорном режиме может достигать больших зна-
чений (Кн =0,8).
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом
125
5. Газонапорный режим
Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится
в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в рас-
творенном состоянии в нефти.
Режим работы нефтяной залежи, при котором основной
движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося
в газовой шапке, называется газонапорным.
При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом
аналогичен процессу вытеснения нефти водой. При водонапор-
ном режиме вода вытесняет нефть в повышенные части земли,
а при газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные
части залежи.
Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом
режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа
газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяю-
щимся газом сопровождается гравитационными эффектами.
Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее по-
ниженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный
в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую
шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давле-
ния.
Если расход энергии расширения газа не полностью ком-
пенсируется, то в этом случае начинается сравнительно быстрое
снижение пластового давления и одновременно снижение деби-
тов нефти в нефтедобывающих скважинах.
Если пластовое давление снижается ниже давления насы-
щения, происходит быстрое увеличение газового фактора.
Со временем, по мере вытеснения нефти из залежи и увеличения
площади газонефтяного контакта, а также с учетом того, что газ
имеет очень низкую вязкость в сравнении с нефтью, происходит
прорыв газа в нефтяные скважины. В этом случае добыча нефти
прекращается, но в залежи еще остается достаточно высокое со-
держание нефти.
С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопу-
щения перехода газонапорного режима в режим растворенного
126 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
газа в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого ис-
пользуется нефтяной газ, который выделяется из нефти на по-
верхность. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую
шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне,
а иногда восстановить пластовую энергию. При газонапорном
режиме коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,4-0,6.
6. Режим растворенного газа (газовый режим)
Основной движущей силой при режиме растворенного газа
является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтя-
ной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделе-
ние газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объе-
ме и выталкивают нефть из порового пространства в участки
с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин.
При этом режиме процесс вытеснения нефти характеризует-
ся очень небольшой эффективностью из-за того, что количество
газа в пласте, растворенного в нефти, небольшое, а также при
снижении давления в залежи большая часть газа проскальзывает
к нефтяным скважинам, не участвуя в процессе вытеснения неф-
ти. Это происходит из-за того, что вязкость газа намного меньше
вязкости нефти и пузырьки газа при своем движении к забоям
нефтяных скважин опережают нефть. Пластовое давление
при режиме растворенного газа быстро падает, и, соответственно,
снижаются дебиты нефти в нефтяных скважинах.
Газовый фактор при этом сначала быстро возрастает, а за-
тем, достигнув некоторого максимума, начинает быстро снижать-
ся до полного истощения залежи.
Коэффициенты нефтеизвлечения при режиме растворенного
газа очень небольшие и составляют от 0,15 до 0,25. С целью вос-
становления пластовой энергии в некоторых залежах применяют
методы искусственного воздействия на залежи нефти путем за-
качки в залежь воды или иного агента воздействия. В последую-
щее время на режиме растворенного газа нефтяные месторожде-
ния не разрабатывают, а с самого начала применяют методы ис-
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом
127
кусственного поддержания пластового давления закачкой в за-
лежь воды или другого агента.
7. Гравитационный режим
Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтя-
ном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся
в нем нефть не содержит растворенного газа.
Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некото-
рым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся
в них нефть под действи-ем силы тяжести стремится перемес-
титься вниз по направлению падения пластов.
Чем больше угол наклона пласта, тем большую энергию си-
лы тяжести имеет находящаяся в нем нефть.
При крутых углах падения пластов наибольший дебит неф-
ти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта.
При гравитационном режиме добыча нефти из залежи ведется
механизированным способом. Добыча нефти ведется до тех пор,
пока эксплуатационные затраты окупаются добытой нефтью.
Следует отметить, что нефтяная залежь редко работает с на-
чала и до конца разработки на одном режиме. В процессе разра-
ботки нефтяной залежи на ней постоянно ведутся исследователь-
ские работы, по результатам анализа которых вносятся соответ-
ствующие коррективы.
Гравитационный режим не имеет практического примене-
ния, но он важен для правильного понимания процессов, проис-
ходящих в нефтяных залежах при их разработке.
Решающее значение гравитационный режим имеет при
шахтной добыче высоковязкой нефти.
Газовые залежи могут разрабатываться при водонапорном,
газовом и смешанном режимах.
8. Приток жидкости и газа к скважинам
Приток нефти, газа, воды и их смесей к забоям скважин
происходит при образовании на забое скважин давления меньше-
128
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
го, чем в продуктивном пласте. При разработке нефтяных зале-
жей приток нефти (жидкости) и газа к скважинам происходит по
радиально сходящимся к скважинам линиям.
По мере приближения жидкости и газа к скважине площади
этих поверхностей непрерывно уменьшаются, а скорости фильт-
рации жидкости при постоянном расходе непрерывно увеличи-
ваются, достигая максимума у стенок скважины. Таким образом,
на перемещение единицы объема жидкости в направлении сква-
жины должны непрерывно возрастать затраты энергии и связан-
ные с этим перепады давления на единицу длины пути.
Скорость фильтрации жидкости в пористой среде, согласно
закону А. Дарси (французский инженер), прямо пропорциональна
перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидко-
сти:
F~ р М’
(27)
где v - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход
жидкости через породу за 1 с; F - площадь фильтрации; к - ко-
эффициент проницаемости породы; р - вязкость жидкости; ДР -
перепад давления; Д/ - длина элемента фильтрации жидкости.
Коэффициент проницаемости из уравнения (27) будет
к _
FAP '
На расстоянии г от центра скважины площадь фильтрации
F = 2лг-1г, а длина элемента Д/ = Дг; подставляя эти значения
в формулу (27), получим
2nrRh Аг
(28)
Подставляя значения ДР = Рпл - Рзаб и Дг = /?к - гс, получим
р"л-р..е=^;,п—• ,29>
2л Rh гс
где Q - дебит скважины, м3; р - вязкость жидкости, Па с; Рк -
радиус контура питания, м; R - коэффициент проницаемости пла-
ста, м2; h - толщина продуктивного пласта, м; гс - радиус сква-
жины, м.
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом
129
Задавая различные значения RK и решая уравнение (29) от-
носительно Рпл (при условии Рзаб = const), получим изменение
давления в любом направлении вокруг скважины
при установившемся притоке в виде логарифмической кривой
(рис. 25), называемой воронкой депрессии.
Рис. 25. Кривые распределения давления в пласте вокруг добы-
вающей скважины
Как видно из рис. 25, основной перепад давления в пласте
происходит в непосредственной близости от скважины. По мере
удаления от нее кривая распределения давления выполаживается,
что говорит о значительном уменьшении скоростей фильтрации
с удалением от скважины. Записав уравнение относительно Q,
130 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
получим уравнение Ж. Дюпюи для радиально установившегося
притока однородной жидкости в скважину:
_ 2*ЛЗДл ~Даб) ГЗСУ)
/zln^/г.
Данное уравнение применимо для так называемой гидроди-
намически совершенной скважины.
За гидродинамически совершенную скважину в нефтепро-
мысловой практике принимают скважину с открытым забоем, где
фильтрационные потоки движутся к скважине параллельно друг
другу, кровле и подошве пласта (рис. 26 а).
////////////А
а) ггп
У///////////Л \у//////////а
у//////////.
////////////А
б) П—1
\''///////////А
Рис. 26. Виды гидродинамического несовершенства скважин
Скважины чаще всего гидродинамически несовершенны.
Гидродинамическое несовершенство скважин проявляется по-
явлением дополнительных сопротивлений, возникающих в при-
забойной зоне у стенок скважины вследствие отклонения пото-
ка жидкости от плоскопараллельного, а также в результате сгу-
щения линий токов у перфорационных отверстий, вызывающих
местное повышение скоростей движения жидкости.
Бывают гидродинамически несовершенные скважины по
степени вскрытия, где продуктивные пласты вскрывают не на
всю толщину (рис. 26 б). Линии тока к этим скважинам от кровли
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом 131
до забоя параллельны, а ниже уровня забоя искривляются,
в результате чего возникают дополнительные гидравлические со-
противления. По характеру вскрытия большая часть скважин яв-
ляется гидродинамически несовершенной. При этом вскрывается
продуктивный пласт на всю его толщину, но сообщение с ним
происходит через перфорационные отверстия в эксплуатацион-
ной колонне (рис. 26 в).
Встречаются также скважины несовершенные и по степени,
и по характеру вскрытия (рис. 26 г).
Уравнение движения жидкости в несовершенную скважину
описывается следующей формулой:
z) 2#7?/i(PnjI — Рзаб)
pQnRK/rc+c) ’ (
где QH - дебит жидкости гидродинамически несовершенной сква-
жины и по характеру, и по степени вскрытия.
Отношение дебита жидкости гидродинамически несовер-
шенной скважины к дебиту жидкости гидродинамически совер-
шенной при равных условиях называется коэффициентом гидро-
динамического несовершенства скважины, который всегда мень-
ше единицы, то есть выражается в долях от 1:
QH 1п/?к/гс
Ф = — =-------к/_с_ (32)
Q 1пЯк/гс+с
где Q - дебит гидродинамически совершенной скважины.
Но коэффициент с трудно определить, так как неизвестно,
сколько отверстий образовалось в результате перфорации, какова
глубина и диаметр этих отверстий. Поэтому вместо гидродина-
мически несовершенной скважины принимается гидродинамиче-
ски совершенная скважина с меньшим радиусом. Радиус этой ус-
ловной скважины называется приведенным, а дебит ее
q = 2^Rh(pn„ ~ Р3аб), (33)
р In RKI z]ip
где глр - приведенный радиус скважины, который определяется
расчетным путем по данным гидродинамических исследований
скважин.
132
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Как уже отмечалось, на жидкость, газ и воду в пласте дейст-
вует пластовое давление.
Пластовое давление - это давление, замеренное в останов-
ленной (закрытой) скважине. Уровень жидкости в скважине, ус-
тановившийся при этом, называется статическим уровнем. Рас-
стояние до уровня в скважине измеряется от устья, а высота
столба жидкости - от забоя до статического уровня:
H„=H-h, (34)
где Яст - статический уровень в скважине, м; Н - глубина сква-
жины, м; h - расстояние от устья до уровня в скважине, м.
В случае когда пластовое давление превышает давление
столба жидкости в заполненной скважине, при открытом устье
жидкость будет переливаться из скважины.
В работающей скважине давление на забое (забойное давле-
ние) устанавливается ниже пластового, и в затрубном простран-
стве скважины устанавливается другой уровень жидкости, кото-
рый называется динамическим уровнем. Динамический уровень
всегда меньше статического.
Объем нефти, поступающей к забою скважины, зависит от
коллекторских свойств пласта, вязкости нефти и перепада давле-
ния, то есть разницы между пластовым и забойным давлением.
Наибольшая зависимость наблюдается между дебитом (количе-
ством) поступающей жидкости к забою скважины и перепадом
давления.
Уравнение притока нефти (жидкости) к скважине при этом
записывается как
<г=адл-р3)=^др, os)
где Q - дебит нефти (жидкости), т/сут; К - коэффициент продук-
тивности, равный приросту дебита скважины в сутки на единицу
снижения забойного давления при постоянном пластовом давле-
нии (Рпл = const); Рпл - пластовое давление, МПа; Р3 - забойное
давление, МПа.
Когда известны коэффициент продуктивности и пластовое
давление, определяется дебит скважины при определенном сни-
жении забойного давления.
На практике коэффициент продуктивности определяют
по данным исследовательских работ в скважине. На определен-
Глава VII. Основы вытеснения нефти водой и газом
133
ном режиме работы скважины замеряют дебит нефти (жидкости)
и одновременно замеряется забойное давление. После этого ме-
няют режим работы скважины и вновь замеряют дебит и забой-
ное давление. По результатам определяется зависимость дебита
скважины от забойного давления. Зная дебиты жидкости
и соответствующие им перепады давления (депрессии), строят
кривую зависимости притока жидкости от перепада давлений,
которая называется индикаторной линией. Строят график, на ко-
тором по вертикальной оси откладывают значения перепадов
давлений, а по горизонтальной оси откладывают значения деби-
тов жидкости. На графике каждому значению перепада давления
соответствует определенный дебит жидкости.
Индикаторные линии мо-
гут быть прямыми и выпуклы-
ми и вогнутыми относительно
оси дебитов (кривые рис. 27).
Выпуклые индикаторные кри-
вые бывают, когда вместе с
нефтью извлекается газ или
при больших перепадах давле-
ния.
Теоретически, при соблю-
дении закона Дарси, макси-
мальная производительность
скважины может быть при
Лаб = 0 > и эту производитель-
ность называют потенциальным
дебитом'.
Рис. 27. Индикаторные линии
(зависимости дебита жидкости
от перепада давления)
Но практически потенциального дебита получить невоз-
можно, так как в скважине сохраняется какой-то столб жидкости.
При исследовании скважин дебиты нефти замеряют на поверхно-
сти в ГЗУ (групповые замерные установки) за соответствующую
единицу времени, пересчитываемую на дебит жидкости скважи-
ны в м3 или тоннах в сутки. Дебиты газа замеряются газовыми
счетчиками-расходомерами. Пластовые давления замеряются
с помощью глубинных манометров, спускаемых в скважины на
стальной проволоке.
Глава VIII
Поиски и разведка нефтяных
и газовых месторождений
Поисково-разведочные работы проводятся с целью выявле-
ния, открытия, определения запасов нефти и газа и подготовки
нефтяного или газового месторождения к разработке.
Поисково-разведочные работы состоят из нескольких эта-
пов: полевых, геологических, геофизических, геохимических
и буровых работ.
На первом этапе работ, называемом общей геологической
съемкой, составляется геологическая карта местности. Для этого
геологическая партия (бригада) выезжает в определенный для
поиска район, очищает поверхность земли для обнажения корен-
ных пород. В ходе работ изучаются пласты горных пород, выхо-
дящие на поверхность, их состав и углы наклона.
Для изучения горных пород роются шурфы глубиной
2,5-3 метра.
Общая геологическая съемка дает некоторое представление
о геологическом строении современных отложений в данной ме-
стности. На этом этапе характер горных отложений, покрытых
современными наносами, пока остается неизученным.
Следующий этап называется детальной структурно-геоло-
гической съемкой. С целью изучения геологического строения
данной площади бурятся специальные картировочные и струк-
турные скважины.
Глубина картировочных скважин от 30 до 500 метров, по
которым изучаются толщины, характер залегания, формы залега-
ния более глубоко залегающих пород. После проведения выше-
изложенных двух этапов геолого-поисковых работ выполняются
камеральные работы: обработка и более детальное изучение ма-
териалов, собранных в эти периоды.
Глава VIII. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений 135
По результатам общей геологической съемки, картировоч-
ного бурения скважин, обработки материалов строят геологиче-
скую карту. На этой карте принятыми условными обозначениями
показывается распространение горных пород различного возрас-
та. Для детального изучения характера залегания и структурной
формы горных пород дополнительно строят структурную карту.
С этой целью бурятся специальные структурные скважины
(структурная карта, рис. 28). На структурной карте показывается
поверхность конкретного пласта и его форма изгиба. На следую-
щем этапе поисково-разведочных работ проводят комплекс гео-
физических и геохимических методов.
К геофизическим методам относятся сейсморазведка, элек-
троразведка и магниторазведка.
Метод сейсморазведки заключается в использовании законо-
мерностей распространения в земной коре упругих волн. Упругие
волны могут быть созданы с помощью взрыва специальных заря-
дов в скважинах глубиной 20-30 метров с помощью вибраторов
и т.д. Скорость распространения упругих волн зависит от плот-
ности горных пород. Чем плотнее порода, тем быстрее проходят
через нее упругие волны. Сейсмические волны распространяются
по поверхности Земли и в ее недрах. Часть энергии волн (после
создания в скважине упругих волн взрывом или другим образом)
доходит до поверхности плотных пород, отражается от нее и воз-
вращается к поверхности Земли, а часть волн продолжает движе-
ние вниз до новой поверхности раздела пород.
Отраженные волны улавливаются специальными прибора-
ми - сейсмоприемниками. По времени прохождения и прихода
отраженной волны к сейсмоприемнику определяют глубину зале-
гания пород, отразивших волны, а также угол их наклона.
Метод электрической разведки основан на способности горных
пород пропускать электрический ток. Некоторые горные породы
хорошо пропускают электрический ток, а другие обладают меньшей
проводимостью или практически не пропускают электрический ток.
Например, известняки, песчаники, граниты, насыщенные минерали-
зованной водой, хорошо пропускают электрический ток, а глины,
песчаники, насыщенные нефтью, практически не пропускают
136
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 28. Структурная карта
Глава УШ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений 137
электрический ток. Породы, которые имеют низкую электропро-
водность, обладают высоким сопротивлением. Зная сопротивле-
ние разных горных пород, по характеру распределения электри-
ческого поля определяют последовательность их залегания.
Электроразведка проводится следующим образом. Через ме-
таллические стержни (электроды) в земную поверхность подается
электрический ток. С помощью других электродов, которые рас-
полагаются между стержнями-электродами, с помощью специ-
альной аппаратуры исследуется созданное электрическое поле
(рис. 29), и по результатам исследования определяют сопротив-
ление пород и условия их залегания. В процессе электрометрии
скважин проводится измерение и одновременно автоматическая
запись кажущихся сопротивлений и естественных разностей по-
тенциалов. Сравнивая показатели, полученные при исследовании,
определяется глубина залегания и толщина породы, насыщенной
нефтью, с большими значениями кажущегося сопротивления
и естественной разности потенциалов.
Рис. 29. Искусственно созданное электрическое поле при элек-
троразведке
Высокое электрическое сопротивление является косвенным
признаком наличия в этой породе нефти или газа.
138
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
С помощью геофизических методов выявляются структуры,
в которых могут образовываться ловушки нефти и газа.
В то же время не во всех выявленных структурах может
быть наличие нефти и газа. Выявить благоприятные структуры,
которые наиболее перспективны на содержание в них нефти и га-
за, без бурения глубоких разведочных скважин позволяют гидро-
динамические методы исследования горных пород. К ним отно-
сят газовую, люминисцентно-битумологическую, радиоактивную
съемки и гидрохимический метод.
Сущность газовой съемки заключается в определении нали-
чия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых
вод, отобранных с глубины от 2 до 50 метров. Каждая нефтяная
и газовая залежь выделяет углеводородные газы, которые прони-
кают по порам и трещинам в любых породах. С помощью высо-
кочувствительных газоанализаторов определяется содержание
углеводородных газов в пробах пород, отобранных в скважинах
и в воздухе на исследуемом участке. Над нефтяной или газовой
залежью приборы показывают наличие углеводородов.
Применяется также люминисцентно-битумологический ме-
тод, который основан на том, что над нефтяными залежами уве-
личено содержание битумов в породе, и на явлении так называе-
мого свечения битумов в ультрафиолетовом свете. По специфи-
ческому характеру свечения отобранной пробы породы делают
заключение о наличии нефти в залежи.
В основу бактериологической съемки положен метод поиска
бактерий, содержащихся в углеводородах. При этом методе де-
лают анализ, позволяющий на изучаемом участке площади обна-
ружить места скопления этих бактерий. По результатам бакте-
риологического анализа почв составляется карта предполагаемых
залежей нефти и газа. Результаты газовой и бактериологической
съемок дополняют друг друга, они позволяют с большей степе-
нью уверенности определять наличие нефти и газа
на исследуемой площади и с большей уверенностью проводить
бурение глубоких разведочных скважин. Таким образом, поиски
и разведка нефтяных и газовых месторождений ведутся путем
комплексного исследования недр геолого-структурным кароти-
Глава УШ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений 139
рованием, геофизическими, геохимическими и гидрохимически-
ми методами.
Поисково-разведочные работы проводятся в два этапа: по-
исковый и разведочный. При поисковом этапе работы ведутся
в трех направлениях: геолого-геофизические работы, подготовка
к проведению глубокого разведочного (поискового) бурения
и поиска (открытия) месторождений нефти и газа.
Геолого-геофизическими работами выявляются возможные
скопления нефти и газа, делается прогнозная оценка по запасам
нефти и газа и устанавливаются наиболее перспективные участки
для ведения дальнейших поисковых работ. Вслед за этим ведется
более детальное изучение горных пород, где предполагается на-
личие нефти и газа геологическими и геофизическими методами.
При этом в основном применяется сейсморазведка, которая по-
зволяет изучать строение недр на больших глубинах. И последняя
стадия, когда проводится бурение разведочных (поисковых)
скважин с целью выявления нефти и газа, т.е. открытие нефтяно-
го или газового месторождения. На первых глубоких разведоч-
ных (поисковых) скважинах при бурении тщательно изучается
весь разрез осадочных пород с помощью сплошного отбора керна
(горной породы) по всему стволу скважины. Бурение ведется до
проектного горизонта. После окончания бурения разведочной,
глубокой скважины в ней проводят геофизический каротаж,
азатем поинтервально сверху вниз перфорируют каждый воз-
можный нефтяной или газовый пласт. После перфорации верхне-
го этажа нефти или газоносности скважину осваивают, пускают
в пробную эксплуатацию в земляной котлован или металличе-
скую емкость. Из скважины отбирают нефть и газ и производят
ее глубокий анализ. Определяют также возможный дебит нефти и
газа, газовый фактор и проводят другие исследования. После это-
го делается предварительная оценка запасов и добывных воз-
можностей данного пласта.
Затем этот пласт изолируют с помощью установки цемент-
ного моста в интервале проведенной перфорации, ствол скважи-
ны испытывают на герметичность и перфорируют следующий
(если он, конечно, есть) пласт. И так поочередно проводят отбор
140
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
нефти и газа из каждого имеющегося в разрезе пласта. После ис-
пытания всех имеющихся в разрезе скважины продуктивных пла-
стов даются рекомендации по дальнейшему ведению разведоч-
ных работ.
Разведочный этап проводится с целью подготовки месторо-
ждения к планомерной разработке. В процессе проведения разве-
дочных работ бурятся скважины по контуру нефтеносности (пер-
воначально берется контур нефтеносности по данным геолого-
поисковых работ), оконтуриваются залежи (уточняются), уточ-
няются толщины продуктивных пластов и их коллекторские
свойства и т.д.
После завершения бурения разведочных (поисковых) глубо-
ких скважин производят подсчет промышленных запасов нефти
и газа. Эти запасы утверждаются в ГКЗ России (Государственный
комитет по запасам) и передаются в промышленную разработку.
Недра и содержащиеся в них природные ресурсы (в данном случае
нефть и газ) принадлежат народу в лице государства, которое затем
на конкурсной основе передает их в разработку. Последние годы на
этапе поисковых работ на нефть и газ стали широко применять
съемки из космоса, которые называют аэрогеологической съемкой.
При аэрогеологических исследованиях пользуются визуаль-
ным наблюдением космонавтов, применяются также телевизион-
ные, спектрометрические, радарные и другие виды съемок.
Космические исследования не открывают нефтяные или га-
зовые месторождения, а позволяют находить геологические
структуры, где возможны скопления нефти и газа и на которых
в последующем проводят комплексные исследования с выдачей
заключения о наличии нефти и газа на данной структуре. Не-
смотря на наличие множества методов поисково-разведочных ра-
бот на нефть и газ до последнего времени проблема повышения
эффективности поисковых работ на нефть и газ продолжает оста-
ваться одной из актуальных.
По статистике, в среднем по всем нефтяным регионам мира
успешность открытия нефтяных и газовых месторождений суще-
ствующими методами составляет 0,3, т.е. только на каждой
третьей структуре, рекомендованной к глубокому разведочному
Глава УШ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений 141
бурению, подтверждается наличие промышленных запасов нефти
и газа.
Значимость каждого открытого месторождения оценивается
запасами нефти и газа, содержащимися на этом месторождении.
Запасы нефти по степени их изученности и подготовленно-
сти к разработке делятся на четыре категории: А, В, Ci и Сг. За-
пасы А, В и Ci - это разведанные запасы, а Сг - предварительно
оцененные.
К запасам категории А относятся запасы нефти всей зале-
жи или ее части, разбуренной в соответствии с проектом разра-
ботки. Степень изученности их по данным разведочного и экс-
плуатационного бурения дает полную характеристику залежи -
тип и форму залежи, размеры, эффективную нефте- или газона-
сыщенную толщину, тип коллектора, состав и свойства нефти,
режим работы залежи, пластовое давление, дебиты скважин и т.д.
К категории запасов В относятся запасы залежи или ее
части, разбуренной в соответствии с технологической схемой
разработки или проектом опытно-промышленной эксплуатации.
Степень изученности ее по данным разведочного и эксплуатаци-
онного бурения обеспечивает характеристику типа, формы и раз-
меров залежи, эффективной нефтенасыщенной толщины, типа
коллектора и изменения его свойств, а также основных особенно-
стей залежи, достаточных для составления технологической схе-
мы разработки месторождения.
К категории запасов Ci относятся запасы залежи или ее
части, законченной разведкой, нефтегазоносность которой уста-
новлена получением промышленных притоков нефти и газа и по-
ложительными данными керна и ГИС в неопробированных
скважинах.
По данным разведочного и эксплуатационного бурения изу-
ченность этой категории запасов позволяет иметь высокую ха-
рактеристику типа, формы и размеров залежи, условия залегания
продуктивных коллекторов, их состав, нефтенасыщенность и ос-
новные свойства залежи нефти и газа, необходимые для состав-
ления технологической схемы разработки.
142 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
К категории запасов С2 относят запасы залежи или неко-
торой ее части, которые выявлены в промежуточных и выше за-
легающих пройденных бурением, но не опробованных продук-
тивных пластов на разведанном или разрабатываемом месторож-
дении по результатам бурения, керна и ГИС. В этом случае ре-
жим залежей, коэффициенты вытеснения, продуктивность сква-
жин, пластовое давление и температура, гидро- и пьезопровод-
ность принимаются по аналогии с выявленными залежами в тех
же пластах соседних месторождений.
Все запасы нефти в пласте подразделяются на следующие:
1. Разведанные - количество нефти, битума, газа и газокон-
денсата, установленное в залежи в процессе бурения разве-
дочных и добывающих скважин и подсчитанное по катего-
риям запасов А+В+Св
2. Балансовые геологические - общее количество полезных
ископаемых в залежи;
3. Балансовые извлекаемые - запасы, которые могут быть из-
влечены из залежи с применением современных технологий
и технических средств, с соблюдением требований по охра-
не недр и окружающей среды;
4. Прогнозируемые - запасы нефти тех месторождений и за-
лежей, на которых прогнозируется применение новых мето-
дов и технологий повышения нефтеизвлечения (тепловые
и т.д.);
5. Активные - запасы нефти, введенные в разработку и гото-
вящиеся к вводу в разработку;
6. Текущие - запасы нефти любых категорий и групп, подсчи-
танные на определенную дату, за вычетом добытой нефти
и газа;
7. Забалансовые - запасы нефти, разработка которых в на-
стоящее время экономически нецелесообразна или техниче-
ски и технологически невозможна, но которые со временем
могут быть переведены в категорию балансовых;
8. Остаточные - балансовые запасы, оставшиеся в недрах по-
сле завершения разработки месторождения данным мето-
дом.
Глава IX
Бурение нефтяных и газовых скважин
В этой главе даются необходимые знания о сооружении од-
ного из главных в добыче нефти и газа объекта - о скважине.
Первоначально в нашей стране использовали бурение для
строительства соляных скважин.
Информация о бурении скважин для поисков нефти отно-
сится к 30-м годам XIX века на Тамани. По предложению горного
инженера Н.И. Воскобойникова в 1848 году на Биби-Эйбате была
пробурена скважина с помощью бура, из которой получена
нефть. Это была первая нефтяная скважина в мире, построенная
с помощью бурения с использованием способа непрерывной очи-
стки скважины от пробуренной породы промывкой жидкостью.
Способ очистки скважины от пробуренной породы промывкой
жидкостью был предложен в 1846 году французским инженером
Фовелем. Он предложил в процессе бурения скважины с поверх-
ности насосами прокачивать воду, которая при постоянной цир-
куляции в скважине будет выносить из нее на поверхность мел-
кие частицы пробуренной породы.
В конце 1880-х годов в США впервые было испытано вра-
щательное бурение при бурении скважины на нефть с примене-
нием непрерывной промывки ствола скважины глинистым
раствором для выноса на поверхность пробуренной породы.
В России вращательное бурение скважин с промывкой было
применено впервые в 1902 году.
Вначале при вращательном бурении вращение долота вме-
сте со всей колонной труб осуществлялось на поверхности.
Но при больших глубинах скважин, когда вес колонны труб ста-
новился очень большим, такое бурение было очень трудным.
144
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В 1922 году советским инженером М.А. Капелюшниковым был
изобретен турбобур, который представлял из себя одноступенча-
тую гидравлическую турбину с редуктором. Турбина приводи-
лась во вращение промывочной жидкостью и вращала долото,
а жидкость вымывала пробуренную породу. В 1939 году россий-
ский ученый П.П. Шумилов усовершенствовал одноступенчатый
турбобур в многоступенчатый. В 1899 году в России был запа-
тентован электробур. Этот электробур вначале представлял
из себя электродвигатель, соединяющийся с долотом, и подвеши-
вался на канате. В 1938 году советскими инженерами А.П. Ост-
ровским и Н.В. Александровым был создан современный элек-
тробур.
Скважины бурятся вертикальные, наклонные, горизонталь-
ные.
Широкое применение получил метод наклоннонаправлен-
ного кустового бурения, когда с одной площадки бурится на-
клонным способом 15 и более скважин. Этот метод успешно
применяется в условиях заболоченных мест, при бурении сква-
жин с морских буровых платформ, для сохранения плодородных
пахотных земель и т.д.
1. Понятие о скважине
Скважина - это горная выработка (вертикальная или на-
клонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до
нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая
в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется усть-
ем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая по-
верхность называется стволом скважины. Расстояние от устья
скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной
скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глу-
биной скважины.
Скважины бывают нефтяные, газовые, газоконденсатные,
нагнетательные, наблюдательные, оценочные и т.д. Конструкция
скважин должна отвечать следующим требованиям:
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
145
1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола
скважины и надежное разобщение всех (нефть, газ, вода)
пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин
спускаемого оборудования, недопущение обрушения гор-
ных пород в стволе скважины.
2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продук-
тивным (нефтяным или газовым) пластом.
3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение
направления извлекаемой продукции в систему сбора, под-
готовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт
агента воздействия.
4. Возможность проведения в скважинах исследовательских
работ, а также различных геолого-технических и ремонтно-
профилактических работ.
Устойчивость стенок ствола скважин и разобщение пластов
друг от друга достигается за счет бурения и спуска в скважину
нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бу-
рится на глубину 50-100 метров, в нее спускается стальная тру-
ба d = 500 мм и более - направление. Пространство между на-
ружной стенкой трубы и стенкой скважины (породы) заполняется
специальным тампонажным цементным раствором под давлени-
ем с целью недопущения обвала верхних пород и перетоков меж-
ду верхними пластами. Затем скважина бурится меньшим диа-
метром долота на глубину 500-600 м, в нее спускается труба
диаметром 249-273 мм и цементируется, как и направление, до
устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначе-
на для предотвращения размыва верхних пластов, а также для
создания канала для бурового глинистого раствора. После этого
скважина бурится до проектного забоя. В нее спускается экс-
плуатационная колонна (стальная труба диаметром 146-168 мм),
а пространство между трубой и породой под давлением заполня-
ется цементным раствором до устья. Объем цементного раствора
и давление его закачки определяются расчетом. После затверде-
ния цементного раствора (обычно 48 часов) в межтрубном про-
странстве между наружной стенкой трубы и породой образуется
цементный камень, который разобщает пласты между собой.
146
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Это очень важно, особенно для недопущения перетоков
жидкостей и газов между пластами и, в частности, для сохране-
ния питьевых источников водоснабжения. В зависимости от ха-
рактеристики залежи, ее пластового давления, геологического
разреза и др. конструкция скважин может быть одноколонной или
многоколонной (двух или трех). Последняя колонна называется
эксплуатационной.
Рис. 30. Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный
камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I -
направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуата-
ционная колонна
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 147
После завершения бурения, спуска эксплуатационной ко-
лонны, ее цементации в скважине в интервале нефтяного или га-
зового пласта делаются сквозные отверстия через стальную трубу
и цементный камень с помощью специальных перфораторов. По-
сле этого скважина осваивается и вводится в эксплуатацию.
Скважина может быть с закрытым или открытым забоем.
Открытый забой используется, когда продуктивный пласт сложен
из плотных пород - карбонатных, известковых или плотных пес-
чаников. При открытом забое скважина бурится до кровли про-
дуктивного пласта, спускается эксплуатационная колонна и це-
ментируется. Затем долотом меньшего диаметра через эксплуата-
ционную колонну вскрывают (добуривают) продуктивный пласт.
При этом не требуется перфорация, т.к. продуктивный пласт не
перекрывается металлической трубой.
Если продуктивный пласт состоит из неустойчивых и сла-
боцементированных песчаников или известняков, то забой сква-
жины оборудуется закрытым. При этом скважина бурится
до проектной глубины (несколько ниже на 15-20 м продуктивно-
го пласта создается так называемый «зумф»), в нее спускается
эксплуатационная колонна, которая цементируется, а затем дела-
ется перфорация продуктивных участков пласта для сообщения
пласта с забоем скважины.
Если пласт представлен слабоцементированными песчани-
ками или алевролитами, то продуктивный пласт можно вскры-
вать при открытом забое с последующим спуском фильтра-
хвостовика. Фильтр представляется в виде отверстий в эксплуа-
тационной колонне в интервале продуктивного пласта.
В зависимости от назначения скважины бывают: опорные,
параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные,
нагнетательные, контрольные (наблюдательные) и оценочные.
Опорные скважины бурятся для изучения состава и возраста
горных пород в земной коре в крупных регионах, где ранее
не проводилось бурение, для оценки нефтегазоносности. Бурятся
эти скважины со сплошным отбором керна (пород).
Параметрические скважины бурятся с целью изучения глу-
бинного строения горных пород в районах, где предполагается
148 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
наличие условий для образования нефтяных или газовых место-
рождений. Параметрические скважины бурятся в пределах ло-
кальных структур. При бурении параметрических скважин керн
отбирается в размерах, обеспечивающих установление или уточ-
нение характеристик вскрываемых отложений, а в интервалах
возможного скопления нефти и газа производится сплошной от-
бор керна. Количество и места отбора керна указываются в тех-
нологическом проекте на бурение скважины.
Поисковые скважины бурятся по результатам данных, полу-
ченных при бурении параметрической скважины, и ранее прове-
денных геофизических исследований. Поисковые скважины бу-
рятся с целью открытия нефтяных или газовых месторождений.
В поисковых скважинах проводят комплексные геофизические
и геохимические исследования с целью детального изучения раз-
реза нефтегазоносности.
В скважинах отбирается поинтервально керн (место отбо-
ра указывается в технологическом проекте на бурение скважин)
и производится сплошной отбор керна в интервале нефтегазо-
носности. По данным, полученным в результате бурения и ис-
следования в поисковой скважине, определяются запасы кате-
горий Ci (запасы, установленные в отдельных скважинах) и Сг
(предполагаемые запасы).
Разведочные скважины бурят после того, как получены по-
ложительные результаты в поисковой скважине, т.е. после от-
крытия нефтяного или газового месторождения. Разведочными
скважинами уточняется контур нефтеносности, дается оценка
промышленных запасов нефти и газа. В результате бурения раз-
ведочных скважин должны быть изучены:
1. Литолого-стратиграфический разрез, положение нефтя-
ных и газовых пластов.
2. Контуры нефтегазоносности, формы и размеры залежи,
а также положение нефтегазовых и водонефтяных кон-
тактов.
3. Литолого-минералогический и гранулометрический со-
ставы, пористость, проницаемость, трещиноватость, неф-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
149
тегазонасыщенность, а также толщина (общая, нефтега-
зонасыщенная) продуктивного пласта.
4. Суточные дебиты нефти и газа, газовый фактор, допус-
каемые депрессии на пласт, режим работы залежей.
Вышеперечисленные данные являются основными исход-
ными данными для составления технологической схемы разра-
ботки нефтяного или газового месторождения.
В процессе бурения во всех вышеизложенных категориях
скважин отбираются пробы горных пород, называемые керном.
По керну определяется пористость, проницаемость, нефте- и га-
зонасыщенность и т.д.
После оконтуривания нефтегазовой залежи, подсчета и ут-
верждения в ГКЗ РФ (Государственный комитет по запасам РФ)
запасов нефти и газа, составления технологической схемы разра-
ботки месторождения приступают к эксплуатационному бурению
скважин. Эксплуатационные скважины бурятся по сетке в соот-
ветствии с утвержденной технологической схемой.
В технологической схеме разработки месторождения утвер-
ждаются также специальные нагнетательные скважины, которые
служат для нагнетания в пласт агента воздействия для поддержа-
ния пластового давления в залежи. Нагнетательные скважины
могут иметь специальную, отличную от эксплуатационных сква-
жин, конструкцию. Например, для нагнетания острого пара
в скважины.
Контрольные скважины служат для постоянного контроля
за состоянием разработки месторождения. В них постоянно заме-
ряют пластовое давление, то есть следят за изменением пластово-
го давления в залежи, контролируют положение водонефтяного
и газонефтяного контуров, осуществляют контроль за температу-
рой в пласте при тепловых методах и т.д.
В процессе разработки месторождения иногда появляется
необходимость бурения так называемых оценочных скважин.
Оценочные скважины бурят с целью определения выработки пла-
ста, наличия остаточных невыработанных участков в залежах
нефти и газа и т.д.
150
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
2. Способы бурения нефтяных и газовых скважин
Существует несколько способов бурения, но промышленное
применение нашло механическое бурение. Механическое буре-
ние подразделяется на ударное и вращательное.
Рис. 31. Схема ударно-канатно-
го бурения
При ударном бурении
(рис. 31) буровой инструмент
состоит из долота 1, ударной
штанги 2, канатного замка 3. На
бурящейся скважине устанав-
ливается мачта 12, которая име-
ет в верхней части блок 5, от-
тяжной ролик балансира 6,
вспомогательный ролик 8 и ба-
рабан бурового станка 11. Ка-
нат навивается на барабан 11
бурового станка. Буровой инст-
румент подвешивается на кана-
те 4, который перекидывается
через блок 5 мачты 12. При
вращении шестерен 10 шатун 9,
совершая возвратно-поступа-
тельное движение, приподни-
мает и опускает балансирную
раму 6. При опускании рамы
оттяжной ролик 7 натягивает
канат и поднимает буровой ин-
струмент над забоем скважины.
При подъеме рамы канат опус-
кается, долото падает на забой
и разрушает породу. Цилинд-
ричность скважины обеспечи-
вается за счет поворота долота
при его подъеме над забоем, за счет раскручивания во время
подъема и скручивания во время удара долота о породу. Для очи-
стки забоя от разрушенной породы (шлама) поднимают буровой
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
151
инструмент из скважины и спускают в нее желонку (удлиненный
цилиндр типа ведра с клапаном в дне). При погружении желонки
в смесь, состоящую из разрушенной породы и жидкости, клапан
в желонке открывается и желонка заполняется этой смесью, затем
желонка поднимается. При подъеме желонки клапан в дне закры-
вается и смесь поднимается на поверхность. Желонка спускается
в скважину до тех пор, пока забой не очистится полностью
от разбуренной породы. После очистки забоя от шлама в скважи-
ну вновь спускается буровой инструмент, и бурение скважины
продолжается. В целях недопущения обрушения стенок скважи-
ны во время бурения в нее опускают обсадную колонну, состоя-
щую из металлических обсадных труб, соединяющихся между
собой с помощью резьбы или сварки. В процессе углубления
скважины обсадную трубу наращивают и спускают, так продол-
жается процесс бурения до тех пор, пока обсадную колонну ста-
новится невозможно опускать. В этом случае скважину углубля-
ют долотом меньшего диаметра, спускаемого через 1-ю обсадную
колонну. И может наступить момент, когда 2-я или 3-я обсадная
колонна не опускается, тогда спускается очередная, меньшего
диаметра и т.д., пока не будет достигнута проектная глубина
скважины. Ударный способ бурения применяется на небольшие
глубины при бурении водяных скважин, в угольной и горноруд-
ной промышленности и т.д. В настоящее время ударный способ
для бурения нефтяных и газовых скважин не применяется.
Производительность ударно-канатного бурения в значи-
тельной степени зависит от правильного выбора для данной по-
роды типа долота. Для бурения мягких и средней твердости по-
род используют двутавровые долота (рис. 32). Они имеют широ-
кое и сравнительно тонкое лезвие с двутавровой формой боковых
поверхностей лопасти долота (рис. 32 а). Для бурения в твердых
породах используют зубильные тяжелые долота (рис. 32 б). При
бурении в твердых трещиноватых породах применяют крестовые
долота (рис. 32 в).
Увеличение высоты падения инструмента приводит к повы-
шению эффективности удара, но в этом случае уменьшается чис-
ло ударов в единицу времени. Практика показала, что оптималь-
152
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ная длина хода оттяжного ролика составляет 350-1000 мм, а чис-
ло ударов в минуту - 40-50.
Рис. 32. Долота для ударного бурения: Г - лопасть; 2 - шейка; 3 -
резьбовая головка; 4 - лезвие; 5 - резьба; а- угол заострения лопасти
Для повышения эффективности ударно-канатного бурения
необходимо своевременно очищать забой скважины от выбурен-
ной породы.
Вращательное бурение. Нефтяные и газовые скважины
в настоящее время бурятся методом вращательного бурения.
При вращательном бурении разрушение горной породы происхо-
дит за счет вращающегося долота. Под весом инструмента долото
входит в породу и под влиянием крутящего момента разрушает
породу. Крутящий момент передается на долото с помощью ро-
тора, устанавливаемого на устье скважины через колонну бу-
рильных труб. Этот метод бурения называется роторным бурени-
ем. Если крутящий момент передается на долото от забойного
двигателя (турбобура, электробура), то этот способ называют
турбинным бурением.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 153
Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во
вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промы-
вочной жидкости.
Электробур представляет собой электродвигатель в герме-
тичном исполнении, электрический ток к нему подается по кабе-
лю с поверхности.
Бурение скважин ведется с помощью буровой установки
(рис. 33).
Разрушение горных пород осуществляется с помощью доло-
та (1), спускаемого на бурильных трубах (20) на забой. Враща-
тельное движение долота передается забойным двигателем (22)
или ротором (13) через колонну бурильных труб (роторное буре-
ние). Ротор монтируется на устье скважины. Колонна бурильных
труб состоит из ведущей трубы (11) квадратного сечения (в прак-
тике называется квадрат) и соединенных с ней переводни-
ком (19) бурильными трубами (20). Колонна бурильных труб
проходит через ротор и подвешивается на крюке (9) оснастки бу-
ровой установки. Вращательное движение колонны бурильных
труб с долотом осуществляют через ротор (рис. 41). Ротор пред-
ставляет собой конический редуктор с цепным приводом от ди-
зельного или электрического двигателя. Во внутренней полости
станины (1) ротора установлен на подшипнике стол (2) с кониче-
ским зубчатым колесом, которое входит в зацепление с кониче-
ской шестерней, насаженной на вал (6). На другой конец вала на-
сажено цепное колесо (на рисунке не показано), через которое
передается вращение столу от двигателя. Стол ротора имеет
в центре отверстие, диаметр которого зависит от максимального
размера долота, пропускаемого через него при спуске или подъе-
ме колонны бурильных труб. После спуска бурильных труб с
долотом в отверстие стола ротора вставляют два вкладыша (4),
а внутрь их - два зажима (3), которые образуют отверстие квад-
ратного сечения. В этом отверстии находится ведущая труба тоже
квадратного сечения.
Она воспринимает вращающий момент от стола ротора
и свободно перемещается вдоль оси ротора. Вращающийся стол
ограждается кожухом (5). Спускоподъемные операции и удержание
154
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 33. Установка для бурения скважины
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
155
на весу колонны бурильных труб осуществляются грузоподъем-
ным механизмом. Грузоподъемный механизм состоит из буровой
лебедки 4 (см. рис. 33), электрического или дизельного двигателя
(привода) (5), системы оснастки (7), талевого блока (8), кронбло-
ка (верхний блок), вертлюга (6) и крюка (9). Каркасом подъемни-
ка грузоподъемного механизма служит буровая вышка (12). Для
уменьшения усилия на стальной канат (7) талевой системы при-
меняется система полиспастов.
Полиспаст - это система подвижных и неподвижных бло-
ков, через которые пропускают стальной канат. Один конец кана-
та закрепляется на устье скважины неподвижно, а другой нама-
тывается на барабан лебедки (ходовой канат). На верхней опор-
ной части буровой вышки устанавливается блок из неподвижных
роликов, который называют кронблоком (рис. 34).
Рис. 34. Кронблок: 1 - шкивы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительный
кожух; 5 - вспомогательные шкивы
Подвижный блок называют талевым блоком (рис. 35). Чаще
всего кронблок состоит из шести роликов с желобами для стально-
го каната, а талевый блок - из пяти роликов с желобами. В этом
156
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
случае усилие на ходовом канате будет в десять раз меньше фак-
тического веса поднимаемой колонны бурильных труб.
Рис. 35. Талевый блок: 1 - тра-
верса; 2 - шкивы; 3 - ось; 4 - предо-
хранительные кожухи; 5 - щеки; 6 -
серьга
В процессе бурения необ-
ходимо вращать колонну бу-
рильных труб с долотом и од-
новременно подавать в эти тру-
бы буровой раствор для выноса
разбуренной породы. С этой
целью между крюком (9) и
квадратом (11) монтируется
(подвешивается) специальное
устройство, которое называется
вертлюг (6). Для выноса на по-
верхность разрушенной на за-
бое скважины горной породы,
охлаждения долота, приведения
в действие забойных двигате-
лей (турбобуров) в бурящейся
скважине постоянно циркулиру-
ет глинистый раствор. Буровой
глинистый раствор, приготов-
ленный на поверхности, из емко-
сти (18) забирается поршневым
буровым насосом (16) с двигателем (17) и по нагнетательному
трубопроводу (15) через специальный гибкий шланг высокого
давления (10) под давлением подается через вертлюг в бурильный
трубы.
Вертлюг состоит из полого корпуса, внутри которого раз-
мещается горизонтальная опорная площадка с упорным подшип-
ником качения, на который опирается вращающаяся часть - ро-
тор, к которому присоединяется с помощью резьбовых соедине-
ний колонна бурильных труб. В верхней части корпуса вертлюга
через патрубок закачивается буровой раствор, который проходит
через полый ротор в колонну бурильных труб. Выйдя через от-
верстия долота, буровой раствор, смешиваясь с частицами раз-
рушенной горной породы, поднимается по затрубному простран-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
157
ству скважины на поверхность, где по желобам (14) поступает
в систему очистных сооружений. В системе очистных сооруже-
ний буровой раствор очищается от частиц горной породы, вновь
поступает в приемную емкость (18), и процесс бурения продол-
жается.
При турбинном способе бурения буровой раствор является
рабочей жидкостью для привода гидравлического забойного дви-
гателя - турбобура.
Буровой раствор при бурении скважины выполняет ряд
важных функций. При постоянной циркуляции во время бурения
буровой раствор охлаждает шарошки бурового долота, выносит
частицы разрушенной горной породы с забоя скважины на по-
верхность, предотвращает возможные выбросы нефти и газа
в процессе бурения скважины, препятствует обвалам и разруше-
ниям стенок ствола скважины в процессе бурения. Для каждого
месторождения в зависимости от горно-геологических условий,
строения и состава пород, пластового давления и т.д. приготавли-
вается соответствующий буровой раствор. Рецептура и состав
бурового раствора должны быть указаны в техническом проекте
на бурение скважины. Буровой раствор должен быть достаточно
подвижным, хорошо удерживать частицы разрушенной горной
породы, не фильтроваться в горные породы и т.д. В основном
в качестве бурового раствора применяется глинистый раствор,
который приготавливается по специальной рецептуре, т.е. рас-
твор глины в воде с соответствующими добавками. Иногда при-
меняются растворы на нефтяной основе.
В процессе бурения, когда ведущая труба (квадрат) войдет
в раствор на всю длину, с помощью лебедки поднимают буриль-
ный инструмент из скважины на длину квадрата и подвешивают
с помощью элеватора или клиньев на стволе ротора. Отворачи-
вают ведущую трубу (квадрат) вместе с вертлюгом и спускают
ее в обсадную трубу, установленную заранее в наклонную сква-
жину, называемую шурф. Длина шурфа должна быть равна длине
ведущей трубы. Шурф бурится до начала бурения скважины
в правом углу вышки. Затем бурильную колонну наращивают пу-
тем наворачивания к ней двухтрубки (двух свинченных между
158
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
собой бурильных труб), снимают ее с элеватора или клиньев,
спускают в скважину на длину двухтрубки, подвешивают с по-
мощью элеваторов или клиньев на стол ротора, поднимают
из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, наворачивают ее к бу-
рильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев
или элеватора, спускают долото до забоя, и продолжается буре-
ние скважины.
Для замены изношенного долота на другое поднимают бу-
рильный инструмент, заменяют долото, спускают инструмент
с долотом и продолжают бурение скважины. При вращении бара-
бана лебедки талевый канат наматывается или сматывается с ба-
рабана, и за счет этого поднимается или спускается талевый блок
с крюком. К крюку с помощью штропов и элеватора подвешива-
ют поднимаемую или спускаемую бурильную колонну. При
подъеме бурильный инструмент свинчивают на секции, которые на-
зывают свечами, и устанавливают в фонаре вышки на подсвечнике.
Секции, или свечи, имеют длину в зависимости от высоты буровой
вышки. Так, при высоте вышки 41 метр длина свечей 25-36 метров.
Спуск бурильного инструмента (бурильной колонны) в скважину
осуществляется в обратном порядке. Буровая вышка - это метал-
лическое сооружение над скважиной для спуска и подъема буро-
вого инструмента с долотом, забойных двигателей, обсадных
труб, размещения бурильных свечей после их подъема из сква-
жины и т.д.
Вышки выпускают башенные (рис. 36) и мачтовые (рис. 37).
Башенная вышка ВМ-41 (рис. 37) представляет собой пра-
вильную усеченную четырехгранную металлическую пирамиду.
Она состоит из четырех ног (1), ворот (2), балкона (3) верхнего
(верхового) рабочего, подкронблочной площадки (4), козлов (5),
поперечных поясов (6), стяжек (7) и маршевой лестницы (8).
Мачтовые вышки выпускаются одноопорные и двухопор-
ные А-образные. Чаще всего применяются А-образные вышки.
Мачтовая А-образная вышка (рис. 37) состоит из подъемной
стойки (1), секций мачты (2,3,4,6), пожарной лестницы (5), мон-
тажных козлов (7), подкронблочной рамы (8), растяжек (9,10,14),
оттяжек (И), тоннельных лестниц (12), балкона (13) верхового
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
159
Рис. 36. Вышка ВМ-41: 1 - нога; 2 - ворота; 3 - балкон; 4 - подкрон-
блочная площадка; 5 - монтажные козлы; 6 - поперечные пояса; 7 - стяж-
ки; 8 - маршевая лестница
160
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 37. Мачтовая вышка А-образного типа: 1 - подъемная стойка; 2,
3, 4, 6 - секции мачты; 5 - пожарная лестница; 7 - монтажные козлы для
ремонта кронблока; 8 - подкронблочная рама; 9, 10, 14 - растяжки; И -
оттяжки; 12 - тоннельные лестницы; 13 - балкон; 15 - предохранительный
пояс; 16 - маршевые лестницы; 17 - шарнир
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
161
рабочего, предохранительного пояса (15), маршевых лест-
ниц (16), шарнира (17).
Вышки выпускаются нескольких модификаций. Основные
характеристики вышек - это грузоподъемность, высота, емкость
«магазинов» (место для свечей бурильных труб), размеры нижне-
го и верхнего оснований, вес (масса вышки).
Грузоподъемность вышки - это максимальная, предельно
допустимая нагрузка на вышку в процессе бурения скважины.
Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь
из скважины, от величины которой зависит продолжительность
спускоподъемных операций.
Для бурения скважин на глубину 400-600 м применяется
вышка высотой 16-18 м, на глубину 2000-3000 м - высотой 42 м,
а на глубину от 4000 до 6500 м - 53 м.
Емкость «магазина» показывает, какая суммарная длина бу-
рильных труб диаметром 114-168 мм может быть размещена
в них. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют ус-
ловия буровой бригады с учетом размещения бурового оборудо-
вания, бурильного инструмента и средств механизации спуско-
подъемных операций. Размеры верхнего основания вышек со-
ставляют 2x2 или 2,6x2,6 м, а нижнего - 8x8 или 10x10 м.
Общая масса буровых вышек составляет десятки тонн.
Для механизации спуско-подъемных операций применяются
талевая система и буровая лебедка. Талевая система состоит
из неподвижного кронблока (рис. 34), который устанавливается
в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 35), соеди-
няемого с кронблоком талевым канатом, один конец которого
крепится к барабану лебедки, а другой конец закрепляется непо-
движно у бурового крюка. Талевая система является полиспастом
(система блоков), который предназначен для уменьшения натя-
жения талевого каната и для снижения скорости спуска буриль-
ного инструмента, обсадных и бурильных труб.
На крюке подвешивается бурильный инструмент: при буре-
нии - с помощью вертлюга, а при спуско-подъемных операциях -
с помощью штропов и элеватора (рис. 38). Буровая лебедка при-
меняется для:
1) удержания на весу бурильного инструмента;
2) спуска и подъема бурильных и обсадных труб.
162
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 38. Схема подвешивания бурильной трубы при спуско-
подъемных операциях: а - схема-, б - элеватор: 1 - бурильная труба; 2 -
элеватор; 3 - штроп
Буровая установка комплектуется буровой лебедкой опре-
деленной грузоподъемности. Для механизации работ по свинчи-
ванию и развинчиванию замковых соединений бурильных труб
используются автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвес-
ные ключи ПКБ-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для
механизированного захвата и освобождения бурильных труб.
Ключ АКБ-ЗМ (рис. 39) устанавливается между лебедкой и рото-
ром 4 на фундаменте.
Основными частями ключа являются блок ключа 1, каретка
с пневматическими цилиндрами 2, стойка 3 и пульт управления 4.
Свинчивание и развинчивание бурильных труб осуществля-
ется с помощью блока ключа, монтируемого на каретке, которая
перемещается при помощи двух пневматических цилиндров
по направляющим: или к бурильной трубе, установленной в ро-
торе, или от нее. Зажимные устройства, как и механизм передви-
жения блока ключа, работают от пневматических цилиндров,
включаемых с пульта управления 4. С этой целью в систему по-
дается сжатый воздух от ресивера.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
163
Рис. 39. Ключ буровой АКБ-ЗМ: 1 - блок ключа; 2 - каретка с пневма-
тическими цилиндрами; 3 - стойка; 4 - пульт управления
В последнее время выпускаются ключи АКБ-ЗМ2, в основу
конструкции которых положены ключи АКБ-ЗМ. На базе бурово-
го ключа АКБ-ЗМ2 разработан и серийно выпускается на заводе
«Ижнефтемаш» (г. Ижевск) ключ АКБ-ЗМ2-Э2 с двухсторонним
электроприводом вращателя.
164
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Характеристика АКБ-ЗМ2 АКБ-ЗМ2-Э2
Условный диаметр свинчиваемых (развинчиваемых) труб, мм: бурильных обсадных 108-216 114-194 108-216 114-194
Привод вращателя пневмомотор эл. двигатель
Частота вращения трубозажимного устройства, об/мин: на первой скорости на второй скорости 60-105 36 72
Крутящий момент (кНм) при свинчивании (развинчивании): на первой скорости не менее: на второй скорости не менее: максимальный (при двух-трех докреплениях) 1,2 30 1,25 2,5 30
Мощность привода, кВт 13 15/7,5
Давление воздуха в сети, мПа 0,7-0,9 0,7-0,9
Габаритные размеры, мм Блок ключа с кареткой и колонной Пульт управления Станция управления 1730x1013x2380 870x430x1320 1730x1020x2700 790x430x1320 700x650x1600
Масса ключа, кг 2700 3300
Основным механизмом, выполняющим операции свинчива-
ния и развинчивания труб, является блок ключа.
По направляющим полозьям блок ключа перемещается
вдоль каретки под действием двух пневматических цилиндров
двойного действия, обеспечивая подвод трубозажимного устрой-
ства к бурильной трубе и отвод от нее. Вращение трубозажимно-
го устройства блока ключа - от пневмодвигателя через редуктор.
Каретка свободно вращается в верхней части колонны, и ее по-
ложение при работе фиксируется. Каретка с блоком ключа может
перемещаться вдоль колонны по высоте. Нижней частью колон-
ны ключ жестко крепится к основанию буровой. Пульт управле-
ния обеспечивает дистанционное управление работой ключа.
Область применения ключа АКБ-ЗМ2-Э2 и диапазон свинчи-
вания-развинчивания соединений аналогичны ключу АКБ-ЗМ2.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 165
Ключ ПКБ-1 подвешивается в буровой на канате. Высота
его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта
управления.
Последние годы для механизации процессов свинчивания-
развинчивания бурильных труб и обсадных труб при бурении
нефтяных и газовых скважин разработан и используется ключ
буровой автоматический двухскоростной с пневмоприводом
АКБ-4, который разработан на базе применяемого ключа
АКБ-ЗМ2 и имеет высокий коэффициент унификации с ним.
Ключ прост в управлении и обслуживании, надежен в работе.
Преимущества ключа АКБ-4:
- высокий крутящий момент - 70 кНм - позволяет обходиться
без применения машинных ключей;
- крутящий момент прикладывается к свинчиваемому соеди-
нению без ударов, за счет чего значительно снижается износ
бурильных труб и сухарей самого ключа;
- ограничитель крутящего момента, установленный на ключе,
позволяет свинчивать соединения с заранее заданным мо-
ментом, по достижении которого пневмомотор отключается.
Техническая характеристика АКБ-4:
1. Условный диаметр свинчиваемых или развинчиваемых
труб, мм
бурильных -108-216;
обсадных -114-194;
2. Привод вращателя - поршневой пневмомотор;
3. Мощность привода, кВт - 13;
4. Давление воздуха в сети, мПа - 0,7-1,0;
5. Крутящий момент, кНм:
на первой (быстрой) скорости - 5,0;
на второй (медленной) скорости - 70,0;
6. Габаритные размеры, мм
блок ключа с кареткой и колонной 1780x1230x2575;
пульт управления 870x430x1320;
масса ключа, кг - 2700.
166
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Пневматический клиновой захват ПКР-560 используется для
механизированного захвата и освобождения бурильных и обсад-
ных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управ-
ляемых с пульта с помощью пневмоцилиндра.
При бурении скважин применяются также вертлюг, буровые
насосы, напорный рукав и ротор.
Вертлюг (рис. 40) служит
для соединения невращающей-
ся талевой системы и бурового
крюка с вращающимися бу-
рильными трубами и для ввода
в них промывочной жидкости
под высоким давлением.
Буровые насосы служат
для нагнетания бурового рас-
твора в скважину. При бурении
скважин применяются поршне-
вые двухцилиндровые насосы
двойного действия.
В настоящее время на за-
воде «Ижнефтемаш» освоен
выпуск буровых насосов НБ 32,
НБ-50, НБ-80, НБ 125Иж (гори-
зонтальные двухцилиндровые
насосы двухстороннего дейст-
вия, приводные со встроенным
зубчатым редуктором).
Насосы НБ32, НБ50, НБ80
Рис. 40. Вертлюг: 1 - подшипни-
ки; 2 - корпус; 3 - сальники; 4 - применяются для нагнетания
штроп; 5 - напорная труба; 6 - промывочной жидкости (воды,
крышка корпуса; 7 - ствол глинистого раствора) в скважи-
ну при геолого-разведочном и структурно-поисковом бурении на
нефть и газ.
Насос НБ 125Иж используется:
- для нагнетания промывочной жидкости при бурении нефтя-
ных и газовых скважин;
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
167
- для нагнетания жидких сред при выполнении промывочно-
продавочных работ в процессе капитального ремонта сква-
жин;
- для нагнетания воды, полимерных растворов в продуктив-
ный пласт для интенсификации добычи нефти;
- для перекачивания различных неагрессивных жидкостей,
включая обводненную нефть.
Технические характеристики насосов.
Наименование насоса Ход поршня, мм Высота всасывания, м
НБ32 160 3
НБ50 160 3
НБ80 200 3
НБ 125 250 2
Давление и подача насосов.
Наимено- вание насоса Мощ- ность, кВт Диаметр сменных втулок, мм Объемная подача, м3/час Наиболь- шее давле- ние, МПа Число двой- ных ходов в минуту
НБ32 32 80 15,8 4,0 105
90 20,9 4,0
100 26,3 3,2
ПО 32,4 2,6
НБ50 50 90 20,9 6,3 105
100 26,3 5,0
110 32,0 4,1
120 39,6 3,4
НБ80 80 80 19,8 10,0 105
90 26,0 8,0
100 32,7 6,3
110 40,3 5,2
120 50,4 4,3
НБ 125ИЖ 125 90 25,2 17,0 76
100 32,0 13,0
115 43,5 10,0
127 54,0 8,8
НБ 125ИЖ 125 90 33,0 13,0 100
100 42,0 10,0
115 57,0 7,5
127 71,0 6,0
168
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
На базе буровых насосов на заводе изготавливаются насос-
ные агрегаты АНБ 22, АН-50 и АН-125.
Насосные агрегаты состоят из рамы, на которой устанавли-
вается буровой насос, электродвигатель и клиноременная переда-
ча.
Агрегат АНБ 22 имеет трехскоростную коробку передач,
позволяющую изменять подачу насоса в широком диапазоне.
Кроме перечисленных насосов на заводе освоен и выпуска-
ется насос цементировочный НЦ 320. НЦ 320 - горизонтальный
двухпоршневой насос двустороннего действия со встроенным
червячным редуктором, предназначен для нагнетания жидких
сред (глинистых, цементных, солевых растворов) при промывоч-
но-продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых
скважин в процессе их бурения и капитального ремонта.
Конструкция насоса разработана на базе насоса 9Т.
Полезная мощность насоса - 108 кВт.
Передаточное число червячной пары - 22.
Давление и объемная подача насоса.___________________
Число двойных ходов поршня, ход/мин. Диаметр сменных втулок, мм Подача, м3/ч Наибольшее давление, МПа
133 90 44,3 9,5
100 56,2 7,5
115 76,3 5,5
127 93,6 4,5
30 90 10,1 40,0
100 12,6 32,0
115 17,3 23,0
127 21,6 18,5
Напорный рукав (буровой шланг) применяется для подачи
промывочной жидкости под давлением к вертлюгу.
Ротор (рис. 41) служит для вращения бурильной колонны
с частотой 30-300 об/мин в процессе бурения, для восприятия
реактивного крутящего момента колонны, для удержания на ве-
су бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на его сто-
ле, на элеваторе или клиньях при свинчивании свечей во время
спуско-подъемных операций, ловильных и других работах.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
169
Рис. 41. Ротор: 1 - станина; 2 - стол с укрепленным зубчатым венцом;
3 - зажимы; 4 - вкладыши; 5 - кожух; 6 - вал
Ротор состоит из станины 1, во внутренней полости которой
установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым вен-
цом, вала 6 с одной стороны и конической шестерней с другой сто-
роны, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4
и зажимов 3 для ведущей трубы. Во время работы вращательное
движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу
и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей
трубы, зажатой в роторном столе зажимами.
Силовой привод обеспечивает энергией лебедку, буровые
насосы и ротор. Силовой привод буровой установки бывает ди-
зельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидрав-
лическим.
Дизельный привод применяется в местах бурения, где отсут-
ствует электроэнергия требуемой мощности.
Электрический привод прост в монтаже и эксплуатации, об-
ладает высокой надежностью и экономичностью.
Дизель-электрический привод от дизеля, который вращает
генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель.
Дизелъ-гидравлический привод состоит из двигателя внут-
реннего сгорания и турбопередачи. Суммарная мощность силово-
го привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт,
которая распределяется на привод буровых насосов и ротора.
Циркуляционная система служит для сбора и очистки отра-
ботанного бурового раствора, приготовления новых порций и за-
качки очищенного раствора в скважину.
170
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
3. Буровые долота
Долото - это буровой инструмент для механического раз-
рушения горных пород в процессе бурения скважины. При вра-
щательном бурении используют лопастные и шарошечные доло-
та.
Лопастные долота - это долота режуще-скалывающие,
предназначены для разбуривания вязких и пластичных пород не-
большой твердости (вязкие глины, непрочные глинистые сланцы
и др.) и малой абразивности, чаще всего применяются при ротор-
ном бурении.
Шарошечные долота - это долота режуще-истирающего дей-
ствия с алмазными или твердосплавными породоразрушающими
насадками. Чаще всего применяются трехшарошечные долота.
Шарошечные долота применяются при вращательном буре-
нии для бурения пород с разными физико-механическими свой-
ствами, в том числе и при чередовании высокопластичых мало-
вязких пород с породами средней твердости.
Шарошечные долота изготавливаются из высококачествен-
ных сталей с последующей химико-термической обработкой бы-
строизнашивающихся частей, а зубцы изготавливаются из твер-
дых сплавов. v
Алмазные долота. Алмазные долота применяются для раз-
буривания твердых пород. Режущие кромки этих долот оснащают
искусственными алмазами. Алмазные долота бывают спираль-
ные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных доло-
тах рабочая часть имеет спирали, оснащенные искусственными
алмазами, и промывочные отверстия. Спиральные алмазные до-
лота применяются в турбинном бурении для разрушения малоаб-
разивных и среднеабразивных горных пород.
У радиальных алмазных долот рабочая поверхность состоит
из радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами,
а между ними - промывочные отверстия.
Эти долота применяются при роторном и турбинном буре-
нии для разрушения твердых пород и малоабразивных пород
средней твердости.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
171
Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность
в виде ступенчатой формы. Ступенчатые долота применяются
при роторном и турбинном способах бурения при разбуривании
малоабразивных мягких и средней твердости горных пород.
Срок службы и проходка на долото у алмазных долот на-
много больше, чем у других долот. За счет этого сокращается
число спускоподъемных операций при бурении скважин.
Хорошие результаты по выпуску буровых долот, бурголо-
вок, армированных синтетическими алмазами для бурения верти-
кальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин
и боковых горизонтальных стволов скважин, получены на совме-
стном российско-американском предприятии в Удмуртии СП
«УДОЛ» («Удмуртские долота»). Здесь производят более 50 ти-
поразмеров различных долот, бурголовок и калибраторов:
а) долота алмазные различных моделей;
б) долота лопастные РДС размерами от 119 до 259 мм;
в) долота с твердосплавными резцами PC;
г) долота бицентричные SR для бурения с одновременным
расширением ствола скважины от 120,6x141,9 до 215,9х
х250 мм;
д) бурголовки для отбора керна, а также керноотборные
снаряды для отбора керна в горизонтальных скважинах;
е) калибраторы.
Долота со смещенным центром (бицентричные) имеют вы-
сокую эффективность и надежность. Скорость проходки с их
применением увеличивается в 3-5 раз.
Долота для отбора керна. Для составления стратиграфиче-
ского разреза, изучения литологической характеристики продук-
тивных пород, определения содержания нефти или газа в горных
породах и т.д. в скважинах в процессе бурения отбираются цели-
ки неразрушенной горной породы продуктивного горизонта
(керн). Для отбора и поднятия на поверхность керна применяют-
ся специальные колонковые долота (рис. 42). Такое долото со-
стоит из бурильной головки (1) и колонкового набора, присоеди-
няемого к корпусу бурильной головки с помощью резьбового со-
единения. Бурильные головки бывают шарошечные, алмазные
172
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
и твердосплавные. Шарошки в
бурильной головке смонтиро-
ваны так, чтобы порода в цен-
тре забоя бурящейся скважины
не разрушалась, за счет чего
образуется керн (2). Бурильные
головки для бурения скважин
с отбором керна выпускаются
в основном четырех- и шести-
шарошечные, хотя есть и вось-
мишарошечные. В алмазных
и твердосплавных бурильных
головках породоразрушающие
элементы располагаются так,
что позволяют вести разрушен-
ные породы только по перифе-
рии забоя скважины, оставляя
в центре неразрушенный целик
горной породы. Целик горной
породы при дальнейшем буре-
нии скважины поступает в ко-
лонковый набор, который со-
стоит из корпуса (4)и колонко-
вой трубы (3), называемой
грунтоноской. Грунтоноска обес-
печивает сохранность керна
Рис. 42. Схема устройства ко-
лонкового долота: 1 - бурильная
головка; 2 - керн; 3 - грунтоноска;
4 - корпус колонкового набора; 5 - во время бурения скважины
шаровой клапан и при подъеме бурильного ин-
струмента на поверхность. В ниж-
ней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и керно-
держатели, а в верхней части монтируется шаровой клапан (5),
который обеспечивает пропуск жидкости из грунтоноски при за-
полнении ее керном. Для отбора керна применяются колонковые
долота со съемной и несъемной грунтоноской. При использова-
нии колонкового долота со съемной головкой подъем грунтонос-
ки с керном осуществляется с помощью спуска в бурильную ко-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
173
лонну стального каната с ловителем. После подъема ловителя
из грунтоноски извлекают керн, в корытце колонкового набора
устанавливают освободившуюся от керна грунтоноску и, спустив
бурильный инструмент, продолжают бурение с отбором керна
в следующем интервале. Бурголовки для отбора керна, производи-
мые СП «УДОЛ», обеспечивают вынос керна 85-100%.
4. Бурильные трубы
Бурильные трубы при бурении скважин применяют для пе-
редачи вращения долоту при роторном бурении, подачи промы-
вочной жидкости к турбобуру при турбинном бурении, создания
нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины
для охлаждения долота, для подъема на поверхность разрушен-
ной горной породы, подъема и спуска долота, турбобура, элек-
тробура, грунтоноски и т.д.
При бурении скважин применяют стальные бурильные тру-
бы (СБТ) с концами, высаженными внутрь и наружу, с приварен-
ными присоединительными концами, с блокирующими поясками,
со стабилизирующими поясками, а также легкосплавные буриль-
ные трубы (ЛБТ).
Стальные бурильные трубы изготавливают из углеродистых
и легированных сталей. Бурильные трубы с высаженными внутрь
и наружу концами диаметром до 102 мм и более выпускаются
длиной более 11,5 м. Трубы длиной 6 м поставляются в комплек-
те с муфтами, а трубы длиной 8 и 11,5 м - без муфт. Для соеди-
нения бурильных труб применяют бурильные замки: ЗН - замки
с нормальным проходным отверстием; ЗШ - замки с широким
проходным отверстием; ЗУ - замки с увеличенным проходным
отверстием. Замки ЗН и ЗШ применяют для соединения буриль-
ных труб с высаженными внутрь концами, а замки ЗУ - для со-
единения бурильных труб с высаженными наружу концами.
Бурильные трубы выпускают с наружным диаметром 60, 73,
89, 102, 114, 127,140 и 169 мм и толщиной стенки от 7 до 11 мм.
С целью сокращения числа свинчиваний и развинчиваний труб
при спуско-подъемных операциях трубы с помощью муфт с резь-
174 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
бой соединяют в секции (свечи). Секции из бурильных труб со-
единяют между собой при спуске в скважину с помощью специ-
альных резьбовых замков, которые состоят из ниппеля с наруж-
ной конусной резьбой и муфты с внутренней конусной резьбой.
Соединенные между собой секции бурильных труб называ-
ют колонной бурильных труб. Первая верхняя труба в колонне
бурильных труб называется ведущей трубой (квадратного профи-
ля). Последняя внизу бурильная труба называется утяжеленной
бурильной трубой (УБТ), она устанавливается над долотом. Утя-
желенная бурильная труба предназначается для увеличения на-
грузки на долото и повышения устойчивости нижней части бу-
рильной колонны. Она изготавливается из толстостенной трубы.
Применение УБТ позволяет создавать нагрузку на забой ком-
плектом соединенных между собой нескольких толстостенных
труб, за счет чего достигается улучшение условий работы бу-
рильной колонны. В целях уменьшения веса всей бурильной ко-
лонны при бурении глубоких скважин вместо стальных буриль-
ных труб применяют бурильные трубы из алюминиевых сплавов
(сплав алюминия с медью и магнием), которые называют легко-
сплавными бурильными трубами (ЛБТ). Легкосплавные бурильные
трубы выпускают с высаженными внутрь концами диаметром 73,
93, 114, 129 и 147 мм. На концах этих труб нарезается стандартная
резьба. Соединяются они между собой с помощью специальных
стальных бурильных замков. Применение легкосплавных буриль-
ных труб позволяет почти в два и более раз уменьшать вес буриль-
ной колонны. Бурильные трубы выпускаются на заводах длиной
6,8 и 11,5 м. Свечи собираются длиной 25-36 м.
5. Забойные двигатели
Турбобуры. При турбинном бурении скважины долото
приводится во вращение забойным двигателем, называемым
турбобуром. Турбобур - это забойный двигатель, превращаю-
щий энергию движущегося потока бурового раствора в механи-
ческое движение - вращение вала турбобура, соединенного
с долотом.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
175
Турбобур представляет со-
бой многоступенчатую турбину
с числом ступеней от 25 до 350.
Каждая ступень турбины
(рис. 43) состоит из статора(1),
жестко соединенного с корпу-
сом турбобура и ротора (2), ук-
репленного на валу турбобура.
В статоре и роторе поток буро-
вого раствора меняет направле-
ние движения и, перетекая из
ступени в ступень, отдает часть Рис. 43. Ступень турбины
гидравлической мощности каж-
дой ступени. Мощность, создаваемая на валу турбобура всеми
ступенями, суммируется на валу турбобура и передается долоту.
Считается, что для эффективной работы турбобура необхо-
димо иметь около ста турбин. В каждой турбине равномерно по
периметру размещены лопатки ротора. Перед каждой турбиной-
ротором в корпусе турбобура установлены аналогичные по кон-
струкции турбинки-статоры. Каждая пара турбинок ротора и ста-
тора образует ступень турбобура. В современных турбобурах
число таких ступеней доходит до трехсот. Поток бурового рас-
твора вначале попадает на лопатки турбинки-статора, изменяет
направление и попадает на лопатки турбинки-ротора, опять из-
меняет направление, а возникшая при этом радиальная сила через
турбинки-роторы приводит во вращение вал турбобура. Про-
мышленностью выпускается односекционный многоступенчатый
турбобур. Выпускаются также двух-, трех- и четырехсекционные
турбобуры, имеющие, соответственно, до 230, 270 и 280 турбин.
Многосекционные турбобуры применяются при бурении глубо-
ких скважин.
Для отбора керна при бурении скважин турбинным спосо-
бом применяются колонковые турбобуры (турбодолота) со съем-
ной грунтоноской. Турбобуры выпускаются в основном с наруж-
ным диаметром от 102 до 235 мм, т.е. они могут применяться
при бурении скважин долотами разного диаметра.
176 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Применяются также низкочастотные забойные гидравличе-
ские двигатели - это винтовые (объемные) двигатели с частотой
вращения вала от 90 до 300 об/мин. Винтовой забойный двига-
тель состоит из двух секций: двигательной и шпиндельной.
Двигательная секция состоит из винтового ротора (внутрен-
ний винт) и статора с внутренним винтом. У ротора винт короче
на один зуб, а ось ротора смещена относительно оси статора. Бу-
ровой раствор, проходя в зазоре винтового механизма, вращает
винт ротора.
Винт ротора соединен с валом, на конце которого имеется
резьба для навинчивания долота.
Электробуры. Электробур - это забойный электрический
двигатель, с помощью которого обеспечивается вращение долота
на забое скважины. В корпусе электробура помещается трехфаз-
ный электродвигатель переменного тока. Электроэнергия к элек-
тродвигателю подается с поверхности по специальному кабелю,
находящемуся внутри бурильных труб. Под вертлюгом располага-
ется кольцевой токоприемник, к которому по кабелю подается
электрический ток. Весь кабель разделяется на отдельные секции.
Каждая секция имеет длину, равную длине свечи бурильных труб.
Соединение и разъединение кабельных секций при свинчивании и
развинчивании свечей во время спуско-подъемных операций про-
изводятся с помощью специальных замков (контактов) на каждой
трубной свече. Контактный замок состоит из жесткозакрепленного
на одном конце трубы по центру контактного стержня и муфты,
тоже жесткозакрепленной на другом конце трубы. При свинчива-
нии трубных свечей стержень входит в муфту и замыкает элек-
трический контакт, а при развинчивании контакт размыкается.
В процессе бурения колонна бурильных труб неподвижна и по ней
подается буровой раствор на забой скважины. При бурении элек-
тробуром обеспечивается стабильность режима бурения, т.к. при
этом частота вращения ротора не зависит от количества бурового
раствора, подаваемого на забой скважины.
Недостатком электробурения является неудобство подачи
электроэнергии к электробуру и сложное обеспечение надежно-
сти герметизации электробура от попадания в него бурового рас-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 177
твора. В электробурении применяются электробуры диамет-
ром 170, 215 и 250 мм и долота 190,5; 244,5; 295,3 мм.
6. Цикл строительства скважины
Перед началом бурения на месте бурения скважины пло-
щадку освобождают от посторонних предметов, при наличии ле-
са его вырубают и выкорчевывают. Если бурение будет вестись
в заболоченной местности, то предварительно отсыпают дорогу
до места буровой, а также отсыпают площадку, ликвидируя забо-
лоченность, под буровой установкой. Делают планировку пло-
щадки, подводят линию электропередачи, связь и водовод.
Буровые вышки, если позволяет рельеф местности и рас-
стояние, перевозят без разборки на специальных гусеничных те-
лежках или на санях с полозьями, а также возможен метод пнев-
мопередвижки. После перевозки и установки на месте буровой
вышки начинают монтаж остального оборудования, т.е. монтаж
поршневых насосов с дизельным приводом или насосов
с электроприводом; систему очистки бурового раствора, элек-
трощитовую, устьевое оборудование (ротор, превентор, гидрав-
лический индикатор веса), буровое укрытие для привышечных
сооружений и т.д. Если бурение начинается на новой площади,
удаленной- от места ведения буровых работ, в этом случае
все оборудование, включая буровую вышку, насосный блок, очи-
стные сооружения и т.д., завозят в разобранном виде на буровую
площадку и здесь начинают собирать буровую вышку и все ос-
тальное оборудование.
После монтажа буровой вышки и всего оборудования начи-
нают проводить подготовительные работы к бурению скважины.
К подготовительным работам относятся:
1. Оснастка талевого блока и кронблока стальным канатом
и подвеска подъемного крюка.
2. Установка и опробование средств малой механизации.
3. Сборка и подвеска к крюку вертлюга квадрата (ведущая
труба), присоединение гибкого высоконапорного шланга
к трубе-стояку и к вертлюгу.
178 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
4. Центровка вышки.
5. Установка ротора.
6. Бурение направления скважины.
По окончании подготовительных работ буровая бригада
проводит опробование всех агрегатов и затем пробное бурение.
После пробного бурения проводится так называемая пусковая
конференция. На пусковой конференции участвуют все члены
буровой бригады во главе с мастером, ответственные работники
районной и центральной инженерно-технологических служб,
главный инженер управления буровых работ.
На конференции знакомятся с технологическим планом и
задачами бурения скважины, возможными осложнениями во вре-
мя бурения и другими вопросами.
Буровая комплектуется соответствующими плану бурения
долотами, бурильными трубами, горюче-смазочными материала-
ми, инструментом и т.д. На буровой до начала бурения устанав-
ливаются вагон-столовая, вагончики для отдыха и сушки спец-
одежды, химлаборатория для проведения анализов бурового рас-
твора и т.д. Вокруг буровой размещаются инструментальная
площадка, емкости для хранения бурового раствора, химических
реагентов и т.д.
После проведения пусковой конференции начинается пла-
новое бурение скважины. С целью выноса разрушаемых в про-
цессе бурения горных пород в скважине непрерывно осуществ-
ляют промывку буровым раствором. Это одно из ответственных
мероприятий в процессе бурения скважины. Буровой раствор не
только обеспечивает вынос разрушенной породы на поверхность,
но и позволяет выполнять ряд других важных функций:
1. Создание противодавления на забой скважины с целью
недопущения открытых выбросов нефти и газа.
2. Глинизация стенок ствола скважины и предотвращение
обвалов горных пород в скважине.
3. Удержание разрушенной горной породы во взвешенном со-
стоянии при прекращении циркуляции в стволе скважины.
4. Охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны
скважины.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
179
5. Передача энергии турбобуру или винтовому двигателю.
6. Защита бурового оборудования и бурильной колонны от
коррозии и трения.
Буровые растворы по способу приготовления бывают:
1. Затворенные на водной основе, то есть глина растворяет-
ся в воде с возможными добавками химических реагентов
или просто в технической воде.
2. Растворы на нефтяной основе (углеводородные раство-
ры).
3. Растворы на основе эмульсий.
4. Газообразные или аэрированные растворы.
5. Растворы с использованием поверхностно-активных ве-
ществ (ПАВ) и полимеров, в частности, полиакрилами-
да (ПАА).
Вода, используемая в качестве бурового раствора, является
наиболее доступной и недорогой жидкостью. Обладает многими
положительными качествами, такими как: хорошо удаляет раз-
рушенную горную породу с забоя скважины, охлаждает буровое
оборудование, дешевая по сравнению с другими растворами. Од-
нако применение технологической воды ограничивается.
При вскрытии продуктивных горизонтов она, фильтруясь в пласт,
значительно снижает проницаемость коллекторов, вследствие че-
го уменьшается дебит нефти из скважины. Вода плохо удержива-
ет горную породу при прекращении циркуляции, вызывает набу-
хание глинистых пород и т.д.
Чаще всего применяются глинистые буровые растворы.
Для приготовления глинистого раствора применяются бентони-
товые, каолиновые и другие глины. Из одной тонны бентонито-
вой глины получается при затворении с водой 14-15 м3 качест-
венного глинистого раствора, а из средне- и низкосортных глин -
от 4 до 8 м3.
Плотность и вязкость глинистого раствора подбираются та-
кими, чтобы он удерживал частицы разрушенной горной породы
даже при прекращении циркуляции раствора, препятствовал про-
никновению фильтрата в пласты, хорошо глинизировал стенки
скважины и препятствовал открытым выбросам нефти и газа.
180 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глинистые растворы, в зависимости от условий бурения,
приготавливают с добавками химических реагентов, поверхност-
но-активных веществ, полиакриламида и т.д.
Растворы на нефтяной (углеводородной) основе представ-
ляют собой многокомпонентную систему, в которой основной
несущей средой является нефть или дизельное топливо, а дис-
персной (взвешенной) фазой является окисленный битум, ас-
фальт или гидрофобизированный бентонит.
Буровые растворы на нефтяной основе применяются
при вскрытии продуктивных горизонтов, а также при бурении
скважин с наличием больших пачек набухающих глин и солей.
Буровые растворы на нефтяной основе особенно эффектив-
ны при вскрытии продуктивных пластов, так как они сохраняют
естественные свойства призабойной зоны пласта, то есть раствор
имеет ту же основу, что нефть и газ, и поэтому проникновение
его в продуктивный пласт не приводит к изменению одного
из главных параметров пласта - проницаемости. Растворы на ос-
нове эмульсий на 60-70% состоят из нефти или нефтепродуктов,
и остальное - вода. Эмульсионно-буровые растворы применяют-
ся при бурении в глинистых и солевых отложениях.
Газообразные или аэрированные растворы состоят из жид-
кости (вода или нефтяная эмульсия) в смеси с газом или возду-
хом в соотношении 1:30 с добавкой ПАВ (поверхностно-
активных веществ) и пенообразователей. Эти растворы, обладая
всеми вышеизложенными свойствами глинистых растворов, об-
ладают дополнительным преимуществом - возможностью при-
менения их при катастрофических поглощениях буровых раство-
ров во время бурения, а также при вскрытии продуктивных пла-
стов с низким пластовым давлением.
Буровые растворы с использованием поверхностно-
активных веществ и биополимеров готовятся на водной основе.
При смешивании воды с ПАВ или биополимерами образуется ге-
леобразный раствор, который сохраняет свои структурно-
механические свойства при любой минерализации. Такой раствор
применяется, когда необходимо сохранить устойчивость стенок
скважины и не допустить снижения проницаемости продуктив-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
181
ных пластов. Растворы биополимеров термоустойчивы, что позво-
ляет их применять при больших глубинах бурящихся скважин.
Важными показателями буровых растворов являются плотность,
вязкость, фильтрация, статическое напряжение сдвига, стабиль-
ность и другие. У буровых растворов плотность бывает различной.
У растворов малоглинистых плотность 1500-1600 кг/м3, у тяжелых
буровых растворов - до 2100 кг/м3 и более, а у растворов на нефтя-
ной основе - 890-980 кг/м3. Вязкость бурового раствора характери-
зует свойство оказывать сопротивление его частиц при движении.
Способность бурового раствора отдавать воду горным породам на-
зывается фильтрацией. Чем больше воды в растворе и чем меньше
в нем глинистых частиц, тем больше воды проникнет в продуктив-
ный пласт, за счет чего значительно снижается проницаемость про-
дуктивного горизонта и дебит скважины. Способность бурового
раствора удерживать во взвешенном состоянии частицы разбурен-
ной породы называют стабильностью. В процессе приготовления
буровых растворов с целью улучшения его свойств производят его
химическую обработку.
Химическая обработка бурового раствора заключается во
введении в него соответствующих химических веществ. Химиче-
ская обработка бурового раствора позволяет достигать необхо-
димой вязкости, придавать ему свойства по термостойкости, со-
лестойкости, повышать стабильность раствора, снижать способ-
ность его фильтрации и т.д.
Буровые растворы приготавливают централизованно
на глинозаводе или непосредственно на буровой. Буровой рас-
твор в процессе бурения скважины подвергается очистке. Очист-
ка бурового раствора осуществляется частично за счет естествен-
ного выпадения частиц горной породы в желобах и емкостях
при выходе из скважин, а в дальнейшем - в специальной системе
принудительной механической очистки с использованием вибро-
сит, гидроциклонов и т.д. Очищенный от породы буровой рас-
твор вновь подается в скважину. Контролируя качество бурового
раствора непосредственно на буровой, в него при необходимости
добавляется вновь приготовленный качественный буровой рас-
твор. В процессе бурения скважин бывают осложнения, такие как
182
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
обвалы горных пород вследствие их неустойчивости; поглощение
бурового раствора от частичного до полного, когда при бурении
встречаются пласты с большой пористостью и проницаемостью,
или большие каверны, когда давление столба бурового раствора
выше, чем пластовое давление в скважине; нефтяные или газовые
выбросы (открытое нефтяное или газовое), когда пластовое дав-
ление оказывается выше давления столба бурового раствора
в скважине; прихваты бурового инструмента из-за его заклинива-
ния при обвалах пород, при больших искривлениях, при осадке
разбуренной породы в стволе скважины, в случае прекращения
циркуляции в стволе скважины и т.д.
Скважины бурят вертикальные, наклонно-направленные
и горизонтальные. Долгое время основным видом бурения скважин
было вертикальное бурение. Последние годы все чаще стал приме-
няться метод наклонно-направленного бурения, т.е. когда, согласно
проектам на бурение, скважина бурится по траектории с отклоне-
нием от вертикали. Обычно наклонные скважины целесообразно
бурить под дно моря, реки, озера, а также под горы, овраги; в боло-
тистой местности, заповедных лесах, под крупные промышленные
объекты, города и села. Наклонные скважины также применяют
при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также в
целях сохранения плодородных земель, с целью снижения стоимо-
сти бурения скважин за счет сокращения подготовительных работ
и коммуникаций (связь, электроэнергия, водоводы и т.д.). Для от-
клонения профиля скважины от вертикали применяют специаль-
ные приспособления. К ним относятся: кривой переводник, кривая
бурильная труба, различного вида отклонители и т.д. Все больше и
больше в нашей стране в последние годы применяется горизон-
тальное бурение скважин и бурение боковых горизонтальных ство-
лов скважин в отработанных и нерентабельных скважинах, где
имеются невыработанные пропластки с нефтью.
6. Бурение горизонтальных и боковых
горизонтальных стволов скважин
Одним из перспективных методов интенсификации добычи
нефти и увеличения полноты извлечения ее из недр является раз-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 183
работка месторождений с использованием горизонтальных сква-
жин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).
Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране
было осуществлено в Башкирии под руководством А.М. Григо-
ряна и В.А. Брагина. В 1947 году на Краснокамском месторожде-
нии Башкирии из основного вертикального ствола в продуктив-
ном пласте были пробурены два горизонтальных ствола 30 и
35 метров. В 1957 году на Яблоновском месторождении Самар-
ской области была пробурена скважина № 617 с длиной горизон-
тального ствола 145 м. В 50-е годы на Ярегском месторождении
при шахтной разработке нефти было пробурено сотни скважин
с длиной горизонтальных стволов до 150 метров.
Однако, как и многие другие ценные разработки, горизон-
тальное бурение с самого начала не нашло своего развития
и промышленного применения в нашей стране. В то же время
в США, Канаде и Западной Европе этот метод осваивался, со-
вершенствовался и все более находил применение. По состоянию
на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизон-
тальных скважин (ГС). В России, хотя и медленно, бурение гори-
зонтальных скважин стало развиваться и наращиваться с 90-х го-
дов.
С 1990 по 1995 год в нашей стране пробурено около 300 го-
ризонтальных скважин. К концу 2000 года в России пробурено
уже около 2000 горизонтальных скважин и боковых горизонталь-
ных стволов.
Увеличение бурения горизонтальных скважин и боковых
горизонтальных стволов в нерентабельных, отработанных сква-
жинах не случайно. За последние два десятилетия в нашей стране
все более открываются нефтяные месторождения с трудноизвле-
каемыми запасами. В то же время запасы крупных нефтяных ме-
сторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья в основном
выработаны, но в них имеются еще значительные неизвлеченные
запасы нефти и газа.
Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях
со сложным геологическим строением, на поздней стадии разра-
ботки, а также на месторождениях с вязкими нефтями. В не-
184
В.И.-Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
однородных коллекторах по различным причинам остаются
невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные
промысловых и геофизических исследований в добывающих
и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность вы-
работки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью.
В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват
выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от
40 до 60 и более процентов. Из-за близости водонефтяных (ВНК)
и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфора-
цией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть
вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать
продуктивный пласт вблизи водонефтяного контакта, то можно
вскорости получить прорыв воды в скважину, а если вскрывать
продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны
прорывы газа в нефтяную часть нефтяного пласта и т.д.
Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых
скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработан-
ных, ‘нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом по-
казывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонталь-
ные стволы позволяют:
1. Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения
площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и
газа из залежи, а также за счет повышения эффективности
процессов воздействия на пласт.
2. Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с
вертикальными скважинами за счет увеличения площади
фильтрации.
3. Продлевать безводный или малообводненный период неф-
тяных скважин.
4. Восстанавливать продуктивность месторождений на позд-
ней стадии разработки.
5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд кото-
рых в России исчисляется десятками тысяч, не только вос-
станавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению
с первоначальным (при вводе месторождения в разработку),
дебит нефти и газа.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 185
6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подзем-
ных хранилищ газа.
7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку
нефтяных и газовых месторождений.
8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в
заболоченных и залесенных местах.
По данным «ВНИИнефти», для бурения горизонтальных
скважин в России имеются огромные перспективы: в нашей
стране более 6 млрд, т извлекаемых запасов нефти в низкопро-
ницаемых коллекторах; более 4 млрд, т нефти - в газонефтяных
месторождениях; 2,5 млрд, тонн тяжелых нефтей; 2,3 млрд, т
нефти в карбонатных коллекторах; около 3 млрд, т в заводнен-
ных залежах со степенью выработанности запасов нефти более
50%. Кроме этого, в России имеются десятки млрд, т битумов,
где метод горизонтальных скважин может быть эффективно ис-
пользован.
В настоящее время за рубежом при разработке нефтяных
и газовых месторождений в основном применяют горизонталь-
ные скважины. Основной объем горизонтального бурения,
по данным журнала «Нефть, и газ» (США) за 1995 год, приходил-
ся на США и Канаду, где в настоящее время горизонтальными
скважинами разрабатываются 334 месторождения.
С конца 70-х годов прошлого столетия в нашей стране все
чаще стали применять наклонно-направленное бурение скважин,
когда проходка скважины ведется в заданном направлении с ис-
кусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклоне-
ние - это бурение ствола скважины в запланированном направле-
нии с достижением забоя в заданной точке.
Скважины с искусственным отклонением бывают наклон-
ные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, много-
ствольные и т.д.
Такие скважины чаще всего применяются:
- при разработке нефтяных месторождений, залегающих под
дном океанов, морей, озер, рек;
- при бурении скважин, расположенных на участках земли
с сильно пересеченным рельефом местности (горы, овраги);
186
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- для тушения пожаров (горящих фонтанов нефти или газа),
ликвидации открытых выбросов нефти и газа;
- при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участ-
ков земель, снижения капитальных вложений на бурение
и обустройство месторождения, а также эксплуатационных
затрат на обслуживание скважин и оборудования;
- при бурении нефтяных скважин, расположенных под соля-
ными залежами, в связи с трудностью бурения при проходке
этих залежей.
При бурении наклоннонаправленных и горизонтальных
скважин в качестве забойных двигателей используются турбобу-
ры, винтовые двигатели и электробуры. С целью искусственного
искривления ствола скважины в заданном направлении приме-
няются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства
предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия
или наклона оси долота к оси скважины.
При бурении горизонтальных скважин с забойными двига-
телями в качестве отклоняющих устройств применяют турбин-
ные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двига-
телей, механизмы искривления МИ (в электробурении), отклони-
тели с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппе-
лем. В роторном бурении применяют отклоняющие клинья, шар-
нирные отклонители и т.п.
При безориентированном бурении забойными двигателями
и роторным способом для изменения зенитного угла при посто-
янстве азимута скважины в качестве отклоняющего устройства
используются прямолинейные компоновки нижней части бу-
рильной колонны (КНБК) с центраторами (стабилизаторами) и
калибраторами с параметрами, обеспечивающими заданное из-
менение зенитного угла ствола скважины на интервале бурения
с КНБК. При бурении горизонтальных скважин применяются
следующие виды отклонителей в составе:
1) долото d = 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ-240
(А9ГТШ, Т12РТ-240), искривленный переводник, утяже-
ленная бурильная труба (УБТ) диаметром 478 или 203 мм;
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
187
2) долото d = 215,9 мм, винтовой забойный двигатель ДЗ-172
или Д5-172, искривленный переводник, УБТ диаметром
478 мм;
3) долото d = 295,3 мм, турбинный отклонитель ТО2-240;
4) долото d = 215,9 мм, турбинный отклонитель ТО2-195;
5) долото d = 215,9 мм, шпиндель-отклонитель ШО1-195, одна
или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм;
6) долото d = 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двига-
теля (ДЗ-172, Д5-172), искривленный переводник, рабочая
пара двигателя;
7) долото d = 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двига-
теля (Д2-195), искривленный переводник, рабочая пара дви-
гателя;
8) долото d =190,5 мм, турбинный отклонитель ТО-172;
9) долото d = 215,9 мм, шарнирный забойный двигатель-от-
клонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.
По длине направляющей секции - части отклонителя от до-
лота до искривленного переводника - все отклонители делятся на
две группы: отклонители с упругой направляющей секцией и от-
клонители с жесткой направляющей секцией. У отклонителей
с упругой направляющей секцией искривленный переводник рас-
полагается над забойным двигателем или секцией турбобура,
а у отклонителей с жесткой направляющей секцией искривлен-
ный переводник устанавливается непосредственно над шпинде-
лем. Отклонители позиций 1 и 2 являются упругими, а отклоните-
ли позиций 3-9 являются жесткими.
Искривленный (кривой) переводник (рис. 44) является необ-
ходимым элементом отклонения ствола скважины при бурении
наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Упругие отклонители представляют собой патрубок из УБТ
такой же длины, что и обычный переводник, с пересекающимися
осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1-4° наре-
зают на ниппеле или иногда на муфте. Кривой переводник вместе с
УБТ длиной 8-24 м крепится к турбобуру или винтовому забой-
ному двигателю (ВЗД). Жесткость кривого переводника способ-
188
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ствует возникновению в сечении
изгиба отклоняющей компановки
момента упругих сил больших ве-
личин и, как следствие, повышен-
ной отклоняющей силы на долоте.
Интенсивность искривления ствола
с использованием кривого перевод-
ника зависит от геометрических
размеров элементов отклоняющей
компоновки, жесткости и веса за-
бойного двигателя и установленных
над ним УБТ, d скважины, режима
бурения, боковой фрезерующей
способности буровых долот и фи-
зико-механических свойств разбу-
риваемых пород. Кривой переводник с односекционным турбо-
буром дает возможность набирать зенитный угол до 40-45°,
с укороченным турбобуром - до 50-55°, а с коротким турбобуром
до 90° и более. При этом искривление ствола скважины достига-
ет, соответственно, 1-2°, 4-5° и 5-6° на 10 м. Кривой (искривлен-
ный) отклонитель Р-1 с двумя перекосами присоединительных
резьб (рис. 45) состоит из отрезка УБТ, оси присоединительных
резьб которого имеют перекос в одной плоскости и в одном на-
правлении относительно ее оси. Угол, образованный осью трубы
и осью нижней присоединительной трубы, составляет 2-3°, а
угол, образованный осью трубы и осью верхней присоединитель-
ной резьбы, - 2-2,5°. Этот отклонитель имеет длину 4—8 м.
Отклонитель с накладкой (рис. 46) - это сочетание кривого
переводника и турбобура или винтового забойного двигателя
с накладкой. Его применяют для достижения значительных зе-
нитных углов с использованием односекционных турбобуров.
Накладка крепится к турбобуру в середине системы долото-
турбобур или несколько ниже, над турбобуром устанавливают
кривой переводник и бурильные трубы. Высота накладки h не
должна выдаваться за габариты долота. Применяются отклоняю-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
189
Рис. 45. Отклонитель Р-1
Рис. 46. Отклоняющее устройство
с накладкой: 1 - бурильные трубы; 2 -
кривой переводник; 3 - турбобур; 4 -
накладка; 5 - долото
щие приспособления, а также турбинные отклонители, шпин-
дель-отклонители, упругие отклонители и т.д.
Отклоняющие приспособления (рис. 47) в роторном буре-
нии используются только в начальный момент для придания
190 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
стволу скважины требуемого направления. Отклоняющие при-
способления представляют собой клиновидные устройства с на-
клонным направлением для долота.
Рис. 47. Типы отклоняющих приспособлений в роторном буре-
нии: а - работа с отклоняющим клином: 1 - установка клина; 2 - забури-
вание ствола; 3 - извлечение клина; 4 - расширение ствола; б - работа с
шарнирным отклонителем: 1 - установка отклонителя; 2, 3 - забуривание
ствола; 4 - расширение ствола
Профили горизонтальных скважин. Профиль горизон-
тальной скважины состоит из направляющей части и горизонталь-
ного участка ствола. Направляющая часть профиля - это часть
ствола скважины от устья до начала горизонтального участка.
Применяются три типа профиля горизонтальной скважины:
с большим, средним и малым радиусом (рис. 48). Горизонталь-
ные скважины с большим радиусом кривизны (более 190 м) при-
меняются при кустовом бурении скважин на суше и на море
с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального
участка от 500 до 1500 м. При этом получают искривление 0,7-2,0°
на 10 м проходки.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
191
Рис. 48. Схемы горизонтальных скважин с большим (> 190 м),
средним (60-190 м) и малым (10-30 м) радиусом кривизны
Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны
(60-190 м) позволяют получать искривление скважины от 3,0
до 10,0° на 10 метров проходки при длине горизонтального уча-
стка от 450 до 900 м.
В горизонтальных скважинах с малым радиусом кривиз-
ны 10-30 м искривление составляет 1,1-2,5° на 1 м при длине го-
ризонтального участка от 100 до 250 м. Горизонтальные скважи-
ны с малым радиусом чаще применяются при бурении боковых
горизонтальных стволов в отработанных или нерентабельных
скважинах, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
При бурении горизонтальных скважин и боковых горизон-
тальных стволов отклонение ствола от проектного профиля не
должно быть выше допустимых пределов. Конечная точка каждо-
го криволинейного и прямолинейного участка должна находиться
192 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
в пределах допуска в соответствии со следующими требования-
ми. Зенитный угол в конечной точке участка не должен откло-
няться от проектного более чем на +2-3°. Радиус искривления
ствола на любом участке скважины не должен быть меньше до-
пустимого.
Допустимым отклонением наклонного ствола служит сум-
марный угол искривления. На каждом участке этот угол не дол-
жен превышать проектный более чем на 15%. Фактический сум-
марный угол искривления ствола определяют после окончания
бурения каждого участка, но не менее чем через 500 м. Таким об-
разом, качество проводки горизонтальных скважин контролиру-
ется по зенитному углу каждого участка, допустимому радиусу
искривления ствола и допустимому суммарному углу искривле-
ния скважины. Непрерывный контроль за ходом бурения скважи-
ны по заданному профилю позволяет вести телеметрическая
система.
Телеметрическая система устанавливается на расстоя-
нии 15-20 м от забоя. При электробурении используется телемет-
рическая система (СТЭ), которая позволяет непрерывно управ-
лять траекторией скважины в пространстве. Телеметрическая
система состоит из глубинного блока телеметрической систе-
мы (БГТС), глубинного измерительного устройства (УГИ), на-
земного пульта телеметрической системы (ПНТС), наземного из-
мерительного устройства (УНИ), присоединительного фильт-
ра (ФП).
Схема компоновки аппаратуры СТЭ показана на рис. 49.
Схема компоновки включает скважинное измерительное
устройство, спускаемое в скважину, и наземное приемно-
регистрирующее устройство.
Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанав-
ливается над электробуром. В контейнере размещаются датчики
и электронные преобразователи. Информация передается по про-
водному каналу связи на дневную поверхность. Полученные с за-
боя сигналы в приемном устройстве преобразуются и поступают
на приборы, шкалы которых градуируются в значениях измеряе-
мых величин.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
193
Рис. 49. Схема компоновки узлов СТЭ: 1 - вертлюг; 2 - токоприем-
ник; 3 - ведущая труба; 4 - ротор буровой установки; 5 - бурильная ко-
лонна; 6 - забойная аппаратура телеметрической системы; 7 - электробур;
8 - механизм искривления; 9 - долото; 10 - станция управления и защиты
электробура; 11 - пульт управления; 12 - приемно-регистрирующее уст-
ройство СТЭ
Телеметрическая система СТЭ работает при гидростатическом
давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до 100° С.
Пределы измерений следующие: угол наклона 0-100°, ази-
мут 0-360°, угол положения отклонителя 0-360°, относительная
погрешность измерений 2,5%.
194
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 50. Схема компоновки аппаратуры СТТ: 1,3- направляющие
ролики; 2 - герметизирующее устройство вертлюга; 4 - сбросовый канал
связи; 5 - лебедка сбросовой линии связи; 6 - приемно-регистрирующее
устройство; 7 - бурильная колонна; 8 - кабель; 9 - забойный герметизиро-
ванный контейнер, в котором размещены скважинные измерительные при-
боры; 10-УБТ; 11 - турбинный отклонитель; 12-долото
При турбинном бурении используется телеметрическая сис-
тема (СТТ). Схема компоновки аппаратуры телеметрической сис-
темы СТТ показана на рис. 50. Глубинное измерительное устрой-
ство 9 размещается непосредственно над отклонителем или
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 195
над УБТ. Внутри измерительного устройства в герметичном кон-
тейнере размещаются датчики для измерения азимута, зенитного
угла и угла установки отклонителя, а также электронные преоб-
разователи для частного модулирования полученных сигналов
и передачи их на поверхность в виде времяимпульсной информа-
ции. Информация передается на поверхность по кабельному ка-
налу связи. В приемно-регистрирующем устройстве телеметриче-
ской системы СТТ сигналы дешифруются и регистрируются
с помощью записывающей аппаратуры.
В процессе бурения скважины телеметрические системы
обеспечивают:
- ориентирование отклоняющих устройств в заданном азиму-
те с учетом угла закручивания бурильной колонны при за-
буривании горизонтального ствола скважины;
- определение угла закручивания бурильной колонны от реак-
тивного момента забойного двигателя;
- постоянный визуальный контроль зенитного угла, азимута
и положения отклонителя по приборам наземного пульта,
а также запись указанных параметров в процессе бурения.
Контроль за траекторией ствола скважины осуществляется
непрерывным измерением азимута, зенитного угла и положения
отклонителя.
В России в последние годы горизонтальное бурение сква-
жин находит широкое применение во многих нефтяных компани-
ях. Особое развитие применение горизонтального бурения сква-
жин и боковых горизонтальных стволов получило в ОАО «Уд-
муртнефть», ОАО «Сургутнефть», НК «Татнефть» и АНК «Баш-
нефть».
В ОАО «Удмуртнефть» пробурено 226 скважин, в том
числе 75 горизонтальных и 151 боковых горизонтальных ство-
лов. В Татарстане пробурено более 170 горизонтальных сква-
жин и боковых горизонтальных стволов. В АНК «Башнефть»
на 01.01.98 г. пробурено 60 горизонтальных скважин и 20 боко-
вых горизонтальных стволов. Во всех названных нефтяных
компаниях использование горизонтальных скважин дало хоро-
шие результаты.
196
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 9.
Основные результаты бурения горизонтальных скважин (ГС) в
Татарстане, Башкортостане, Удмуртии
№ п/п Наименова- ние нефтя- ной компа- нии Коли- чество пробу- ренных ГС Длина гори- зонтального ствола сква- жины, м Средний дебит нефти гс, т/сут. Коли- чество место- рож- дений Породы (песчани- ки/извест- няки), ко- личество скважин
1 НК «Тат- нефть» 126 156-308 6,3 21 11/115
2 АНК «Баш- нефть» 54 190-649 5,1 13 10/44
3 ОАО «Уд- муртнефть» 75 105-342 14,3 7 5/70
Как видно, во всех трех нефтяных компаниях основное бу-
рение горизонтальных скважин велось в карбонатных коллекто-
рах (известняки). Это объясняется тем, что в карбонатных кол-
лекторах низкая выработка запасов нефти, а коэффициенты неф-
теизвлечения составляют не более 0,2-0,25.
Карбонатные коллектора, как правило, имеют сложное
геологическое строение, с закрытой пористостью и кавернозно-
стью, характеризуются геологической микро- и макронеодно-
родностью основных параметров. Залежи карбонатных коллек-
торов имеют высокую зональную и послойную неоднородность
пластов, большую расчлененность и сравнительно низкие кол-
лекторские свойства, а также сложную структуру порового про-
странства.
Нефти в карбонатных коллекторах чаще всего имеют повы-
шенную и высокую вязкость. В этой связи нефтяные залежи кар-
бонатных коллекторов относят к категории сложнопостроенных,
а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым. Так, например,
нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологиче-
ское строение, объекты разработки многопластовые, с высокой
послойной и зональной неоднородностью, представлены чередо-
ванием в основном маломощных низкопроницаемых пропласт-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 197
ков. Продуктивные пласты имеют низкую проницаемость и по-
ристость.
Более 80% запасов нефти приурочено к карбонатным кол-
лекторам. Многие нефтяные залежи имеют обширные водонеф-
тяные зоны и газовые шапки.
Около 70% запасов нефти относятся к трудноизвлекаемым
из-за высокой вязкости нефти, низкой проницаемости коллекто-
ров, высокой послойной и зональной неоднородности, малой
толщины, наличия подгазовых зон и маломощных нефтяных ото-
рочек. Основные по запасам нефтяные месторождения находятся
в стадии падающей добычи, имеют высокую выработанность за-
пасов и обводненность продуктивных пластов. Общая выработка
запасов составляет 43,5%. На долю активных, находящихся
в разработке, приходится 37%, а остальные 63% запасов нефти
относятся к категории трудноизвлекаемых. 25,5% остаточных за-
пасов не вовлечены в разработку из-за очень низкой продуктив-
ности пластов. Это запасы в низкопроницаемых доломитизиро-
ванных известняках Каширо-Подольского возраста, запасы высо-
ковязких нефтей в отложениях турнейского яруса, нефтяные ото-
рочки в верейских отложениях и все верейские залежи в Удмур-
тии. Применение традиционных технологий при разработке этих
залежей приводит к убыточности. Наиболее перспективным
при разработке таких запасов является применение горизонталь-
ных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в нерен-
табельных, остановленных скважинах. Горизонтальные скважи-
ны за рубежом и первоначально у нас в стране бурились на ме-
сторождениях с легкими нефтями, содержащимися в продуктив-
ных пластах толщиной 10 и более метров, без газовых шапок
и подстилающей воды.
Первая горизонтальная скважина в ОАО «Удмуртнефть»
была пробурена в 1992 году на Мишкинском нефтяном месторо-
ждении. В ней был получен дебит нефти в четыре раза выше, чем де-
биты нефти в соседних прилегающих вертикальных скважинах.
Имевшееся в то время отечественное оборудование для бурения ГС
позволяло бурить горизонтальные скважины в продуктивных пла-
стах толщиной не менее 10 метров. На большинстве же нефтяных
198
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
месторождений Удмуртии продуктивные пласты состоят из множе-
ства пропластков толщиной от 0,5 до 3-4 метров, поэтому необхо-
димо было решать, как бурить горизонтальные скважины в пла-
стах толщиной 3-4 метра. С этой целью в «Удмуртнефти» в 1992
году было создано специальное бюро по совершенствованию бу-
рения горизонтальных скважин.
В 1994 году началось опытно-промышленное бурение гори-
зонтальных скважин, целью которого было накопление опыта бу-
рения, выявление положительных и отрицательных результатов
с целью перехода на промышленное бурение горизонтальных
скважин. К этому времени в «Удмуртнефти» имелось более тысячи
нерентабельных скважин (с дебитом 0,5-1 т/с и обводненностью 80
и более процентов), но во многих из них, по данным исследований,
имелись пропластки с невыработанной нефтью. Учеными и спе-
циалистами «Удмуртнефти» был предложен, разработан, запатен-
тован и внедрен метод бурения боковых горизонтальных стволов
(БГС) (патент РФ № 2097536 от 27.11.97, авторы В.И. Кудинов,
Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик).
Сущность бурения боковых горизонтальных стволов сква-
жин сводится к следующему.
При разработке неоднородной многопластовой нефтяной
залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействи-
ем. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов.
Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость
и т.п., т.е. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов
происходит неравномерно. Обычно все пласты вскрывают общим
фильтром и приобщают к разработке. Однако в разработке участ-
вуют, как правило, 40-60% нефтенасыщенных толщин. Охваты-
ваются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты.
Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль
ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной
в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами
носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за бли-
зости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются
целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть
вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 199
нефтеотдача неоднородной многопластовой нефтяной залежи
бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи.
В предложенном авторами способе бурения БГС решается
задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой
залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, во-
влечения в разработку ранее неработавших продуктивных пла-
стов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных,
нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решает-
ся следующей совокупностью операций. На поздней стадии раз-
работки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину,
цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы
и устанавливают в скважине цементный мост с образованием но-
вого искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цемен-
тирование под давлением приводит к полной закупорке перфора-
ционных отверстий и зоны около скважины и прекращению вся-
кого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола
скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную ко-
лонну. С глубины на 10-15 м выше верхнего интервала перфора-
ции верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают
окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно-
направленный ствол скважин с вхождением в продуктивный
пласт или пропласток на расстоянии 20-50 м от ранее пробурен-
ного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном
пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невы-
работанных пластов. Бурение нового ствола скважины и факти-
ческая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации обра-
зовавшихся ранее перетоков воды. При этом на весьма длитель-
ный срок отпадает необходимость в проведении изоляционных
работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют толь-
ко в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. При
этом исключается контакт воды с перфорационными отверстия-
ми. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки
отстоят от нового ствола на расстояние, по крайней мере, 20-
50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на об-
воднение добываемой продукции. Дальнейшее бурение новых
стволов скважины возможно из старого ствола и из нового ствола
200
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
скважины. Например, в старом стволе скважины на 10-15 м выше
места зарезки, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят
второй новый наклонный ствол скважины с переходом на гори-
зонтальный в одном из невыработанных пластов или наклонный
ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По
окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную
колонну (отклонитель) длиной 15-20 м и забуривают в новом на-
клонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол
скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном
пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невы-
работанных пластов. В новых наклонных стволах скважины воз-
можно бурение новых следующих наклонных стволов скважины
с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработан-
ных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько
невыработанных пластов. Такой порядок бурения осуществляют
при большой общей мощности и большом количестве пластов.
Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием.
В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизон-
тальный участок скважины в пласте. При малой мощности пла-
стов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько
пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств
пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработан-
ных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях.
Неоднородность пластов учитывают при перфорации невырабо-
танных пластов. Для повышения притока из низкопроницаемого
пласта выполняют большее количество перфорационных отвер-
стий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола.
Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска
скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов од-
новременно.
Расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м
от забоев ранее пробуренных скважин способствует более пол-
ному охвату пластов воздействием и выработке ранее невыраба-
тываемых запасов залежи.
Использование существующего ствола скважины для буре-
ния новых стволов позволяет экономить на бурении основного
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
201
ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пла-
стов воздействием и равномерность выработки запасов позволят
повысить нефтеотдачу залежи на 10-20 пунктов. Предлагае-
мый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита
в 12-15 раз по сравнению с прилегающими скважинами, пробу-
ренными по известной технологии.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Гремихинского
месторождения со следующими характеристиками: глубина за-
лежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пласто-
вое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28° С, порис-
тость 16, проницаемость 0,171 мД, нефтенасыщенность 0,8, вяз-
кость нефти в пластовых условиях 180,2 МПа-с, плотность нефти
в поверхностных условиях 0,916 г/см3, давление насыще-
ния 5 МПа, газовый фактор 3,557 м3/т, коллектор - трещиновато-
кавернозный. Залежь многопластовая. Количество пластов ко-
леблется по залежи от 5 до 17. Проницаемость пластов колеблет-
ся от 0,176 до 0,083 мкм2. Балансовые запасы колеблются по пла-
стам от 17010,2 до 27613,1 тыс. т.
Закачивают рабочий агент-теплоноситель через 83 парона-
гнетательные скважины, отбивают нефть через 621 добывающую
скважину. На поздней стадии разработки при обводненности до-
бываемой продукции 98% и степени выработки извлекаемых за-
пасов 50% проводят следующие операции. Останавливают добы-
вающую скважину, проходящую через 8 пластов, из которых
2 обводнены. Цементируют под давлением 15 МПа ранее перфо-
рированные интервалы на глубинах 1169,6-1172,8 м, 1176-1177 м,
1177,6-1180,4 м, 1182,4-1185,4 м, 1188,4-1190,4 м, 1192,8-1208,2 м,
1209-1211 м, 1212-1213 м. С глубины на 50 м выше проектного
пласта, т.е. с глубины выше верхнего интервала перфорации, вы-
резают «окно» в эксплуатационной колонне длиной 8 м. Скважи-
ну цементируют под давлением 10 МПа. В скважине устанавли-
вают цементный мост до отметки на 10 м выше «окна». Бурение
нового наклонного ствола скважины производят через «окно» на-
клонно-направленно с переходом на горизонтальный ствол в не-
202
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
выработанном пласте на глубине 1192,8-1208,2 м на расстоя-
нии 50 м и более от прежнего ствола. Пробуренный горизонталь-
ный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обса-
живают перфорированной колонной. Участки горизонтального
ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных от-
верстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор до-
бываемой продукции.
Пример 2. Выполняют как пример 1, но бурение нового
наклонного ствола скважины производят через «окно» наклон-
но-направленно с переходом на наклонный ствол, проходящий
через невыработанные пласты на отметках 1182,4-1185,4
и 1188,4-1190,4 м на расстоянии 50 и более метров от прежнего
ствола и забоев окружающих скважин. Длину наклонного ствола
в невыработанных пластах назначают согласно коллекторским
свойствам пластов. Участки наклонного ствола в зонах неколлек-
тора оставляют без перфорационных отверстий. Отбор нефти ве-
дут из всех вскрытых пластов одновременно.
Пример 3. Выполняют как пример 1. После проводки перво-
го наклонного ствола пробуренный ствол консервируют инерт-
ной жидкостью. На 10 м выше «окна» устанавливают разделитель
и вырезают новое «окно», через которое бурят второй наклонно-
направленный ствол скважины, с переходом на горизонтальный
ствол в невыработанном пласте на глубине 1177,6-1180,4 м на
расстоянии 50 и более метров от прежнего ствола и стволов ранее
пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных
плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработан-
ных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в
интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной
колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора
оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину
в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновре-
менно из всех вскрытых пластов.
Пример 4. Выполняют как пример 3. Дополнительно бурят
третий наклонно-направленный ствол скважины из второго на-
клонно-направленного ствола с переходом на горизонтальный
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 203
ствол в невыработанном пласте на глубине 1169,6-1172,8 м на
расстоянии 50 и более метров от прежнего ствола и стволов ранее
пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных
плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработан-
ных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в
интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной
колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора
оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину
в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции
одновременно из всех вскрытых пластов.
В Удмуртии в 1996-1998 годах ежегодно бурились по 15-20
ГС и 25-30 БГС. В таблице 10 даны результаты работы ГС и БГС
на 01.01.02 г.
Таблица 10. Показатели работы ГС в ОАО «Удмуртнефть» на 01.01.02
№ п/п Наименование месторождения Кол-во ГС пробу- рен./ дейст- вующ. Дебит нефти ГС, т/с Дебит неф- ти по при- легающим вертикаль- ным скв.(ВС), т/с Добыча нефти из ГС, т/с Дебит жидко ста из ГС, т/с
Го ризонтальные скважины
1. Киенгопское 6/6 5,3 3,4 27,832 12,1
2. Южно-Киенгопское 8/5 5,7 4,4 131,52 9,8
3. Гремихинское 4/2 7,8 3,0 37,341 11,7
4. Кезское 3/3 6,7 7,0 54,383 8,0
5. Мишкинское 55/55 8,2 2,4 876,586 25,1
6. Ончугинское 5/5 8,7 6,9 73,887 16,9
Итого: 81/76 7,8 3,1 1201,549 21,5
Как видно из таблицы 10, за сравнительно короткий срок
суммарная добыча нефти из 81 горизонтальной скважины, про-
буренных на 6 месторождениях, достигла 1201,5 т/с. Более высо-
кие результаты получены из боковых горизонтальных стволов,
пробуренных в нерентабельных (остановленных) скважинах.
Из 166 боковых горизонтальных стволов, пробуренных на 7 ме-
сторождениях, суммарная добыча нефти составила 1108,9 т/с.
204 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
JXefcwt ГС по месторождениям колеблется от 4,8 до 17,4 т/с.
Дебит БГС от - 4,1 до 17, 0 т/с, а средний дебит БГС - 6,3 т/с. Пре-
вышение дебитов БГС над дебитами ВС в среднем составляет
от 2,0 до 14,9 т/с. Наиболее высокие дебиты получены в ГС бобри-
ковского горизонта (от 14,3 до 21,1 т/сут), в турнейском -
17,2 т/сут, в башкирских отложениях - 7,2 т/сут и еврейском гори-
зонте - 8,5 т/сут. Самые высокие дебиты нефти в ГС были получе-
ны в турнейской залежи Мишкинского месторождения, где вяз-
кость нефти в пластовых условиях 73,2 мПа, в скважине 422 - 62,1
т/сут, в скважине 436 - 61,1 т/сут и 4621 - 35,9 т/сут. Длина гори-
зонтальной части в пробуренных горизонтальных скважинах от 105
до 342 м, а БГС - от 88 до 148 м. Из БГС максимальные дебиты
были получены в турнейском ярусе Мишкинского месторождения.
Таблица 11. Показатели работы боковых горизонтальных стволов
в ОАО «Удмуртнефть» на 01.01.02
Кол-во БГС, проб./действ. Дебит нефти БГС, т/с Дебит нефти ВС, т/с Добыча нефти по БГС, т/с Дебит жидкости из БГС, т/с
Киенгопское 14/13 3,5 3,4 44,925 15,3
Лудошурское 7/7 16,3 5,4 137,262 34,3
Ижевское 5/5 4,0 3,7 6,698 4,5
Гремихинское 18/17 3,1 3,0 99,778 14,5
Чутырское 25/20 4,8 4,4 144,315 12,4
Митпкинское 77/76 6,7 2,4 589,834 20,7
Ельниковское 20/18 5,3 3,7 86,074 16,7
Итого: 166/156 6,3 3,6 1108,886 18,7
В скважине 315-28 т/сут, в скважине 399 - 33 т/сут, сква-
жине 349 - 41 т/сут и в башкирском горизонте Чутырского ме-
сторождения в скважине 1314 - 22,5 т/сут.
С 1996 года в промышленных объемах в Удмуртии стало
развиваться новое направление - реанимация нерентабельного,
высокообводненного фонда скважин, который в 2002 году со-
ставлял более четверти всего эксплуатационного фонда.
На 01.01.2002 г. пробурено 183 боковых горизонтальных стволов
скважин, накопленная добыча нефти по которым составила
1194,4 тыс.т.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
205
Технико-экономическая эффективность горизонтальных сква-
жин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) показана
в таблице 12.
Технологическая эффективность ГС и БГС оценивается по
результатам работы с момента ввода их в эксплуатацию. Сум-
марная добыча нефти по 90 ГС составила 1227,0 тыс.т. Средний
дебит по ГС составил 7,8 т/сут, а средний дебит по всему дейст-
вующему фонду скважин в ОАО «Удмуртнефть» составляет
3,8 т/сут, обводненность ГС - 40-45%, ВС - 80-85%.
Из 183 боковых горизонтальных стволов суммарная добыча
нефти составила 1194,4 тыс.т. Средний дебит БГС около 7 т/сут,
а средний дебит в этих скважинах до бурения в них БГС не пре-
вышал 0,2-0,5 т/сут. Суммарная прибыль по БГС за эти годы со-
ставила 736,8 млн. руб. Срок окупаемости ГС, введенных
в 2000 году, в среднем составил 2,3 года, а БГС - 1,9 года.
Как видно из таблицы № 11, экономическая эффективность
ГС и БГС значительна, перспектива бурения ГС и БГС очень вы-
сокая.
Тем не менее до настоящего времени имеется очень много
нерешенных вопросов. Одним из таких вопросов является техно-
логия бурения и вскрытие продуктивного пласта. Анализ процес-
са заканчивания ГС и БГС, выполненный в институте «Удмурт-
НИПИнефть», позволяет сделать выводы, что:
1. Продуктивность горизонтальных скважин существенно за-
висит от технологии заканчивания скважин. Достигнутый на
месторождениях ОАО «Удмуртнефть» уровень развития
технологии позволяет обеспечить реализацию потенциаль-
ных добывных возможностей этих скважин на 20-35%
от теоретически рассчитанного.
2. При заканчивании ГС открытым стволом отношение
удельной продуктивности (ОУП) на 7-10% выше, чем
при перекрытии горизонтального участка- щелевым
фильтром.
ОУП - это отношение удельных продуктивностей, показы-
вающее соотношение теоретического и фактического дебита еди-
ницы эффективной длины горизонтального ствола на единицу
СР t3 А о SO оо OS ел СР to №п/п
ОАО «Удмурт- нефть» Ельни- ковское Котов- ское Мишкин- ское Есеней- ское Михай- ловское Чутыр- ское | Кезское Лудо- шурское 1 Ижевское Киенгоп- ское Греми- хинское Южно- Киенгоп- ское Наименование месторождения
хо о ел ел ел СР Ох 00 кол-во скважин Горизонтальные скважины
1227,0 to СЛ ел 876,6 со SO ел to 00 СР СР 131,5 । суммарная добыча нефти, тыс.т
оо Ох оо “to ро Ох ел to 00 ел средний дебит неф- ти, т/с
621471,1 17371,5 448917 46832,3 18935,2 13602,8 19692,6 56119,7 поток наличности, тыс. руб.
4017,4 7680,2 3468,3 3163,3 1506,7 8242,3 2430,5 2123,3 средняя стоимость одной ГС
00 СР to о 00 4^ to to to ел ел 00 h—* количество скважин Боковые горизонтальные стволы
1194,4 00 OS ь—1 ел OS 589,8 ел 00 ел “о X 144,3 137,3 OS “so so so 00 О so суммарная добыча нефти, тыс.т
OS СР to Ох 8,7 7,3 00 ps to “о ср ел СР О средний дебит неф- ти, т/сут
687897 47047,0 42110,9 354748,8 6289,2 4292,4 12074,4 69189,7 87665 4762,2 20036,7 39503,8 176,9 чистая прибыль, тыс. руб.
2334,8 2882,0 2847,3 2082,7 3714,5 4344,7 4718,3 1876,1 2292,0 4318,8 2700,9 1345,5 5704,1 стоимость одного БГС, тыс. руб.
206 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 207
перепада давления. Для сравнительной оценки начальный факти-
ческий дебит нефти с горизонтальным окончанием ствола опре-
делялся как средний установившийся дебит нефти за первые
три месяца работы скважины. Остается открытым вопрос влия-
ния на дебит не только длины, но и диаметра горизонтального
участка. Это особенно важно для карбонатных пластов, содер-
жащих высоковязкие нефти, в которых диаметр играет важную
роль. Чем больше диаметр горизонтального участка, тем больше
площадь фильтрации и тем больше при прочих равных условиях
должен быть дебит нефти по скважине.
3. Необходимо развивать комплекс работ по заканчиванию
скважин, внедрять новые системы буровых растворов и тех-
нологии крепления скважин. Перспективным направлением
является использование технологии вскрытия продуктивных
пластов на репрессии и крепление горизонтального ствола
хвостовиком с надувными пакерами.
В ОАО «Удмуртнефть» бурение горизонтальных скважин
и боковых горизонтальных стволов осуществляет ЗАО «Удмурт-
нефть-Бурение» (бывшее УБР).
Работы по бурению проводились, кроме Удмуртии, в Татар-
стане, Башкортостане, Западной Сибири, Пермской, Оренбург-
ской, Новосибирской и Иркутской областях. За это время накоп-
лен значительный опыт. Успешному освоению строительства ГС
и БГС в ЗАО «Удмуртнефть-Бурение» способствовало наличие
самого передового оборудования отечественного и зарубежного
производства. С целью обеспечения буровиков высокотехноло-
гичным оборудованием и инструментом в 1996 году в Удмуртии
созданы и эффективно работают три российско-американских со-
вместных предприятия.
Российско-американское СП ЗАО «ИСОТ» выпускает сис-
темы очистки буровых растворов, гидравлические забойные
двигатели с измененной геометрией, осуществляет ремонтные
работы и технический контроль при бурении ГС и БГС. Качест-
во выпускаемого оборудования отвечает уровню мировых стан-
дартов.
208 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Совместное предприятие «Удмуртские долота» («УДОЛ»)
производит более 50 типоразмеров долот четырех серий: бицен-
тричные SR - для бурения с одновременным расширением ствола
горизонтальной скважины; с твердосплавными резцами (PC) -
для разбуривания цементных стаканов внутри обсадной колонны
размером от 59 до 146 мм; лопастные (РДС) - для бурения разме-
ром от 119 до 295 мм; керноотборочные долота (РДС), обеспечи-
вающие вынос керна на 85-100%.
ЗАО «Иждрил» выпускает и ремонтирует мобильные буро-
вые установки, насосы и другое оборудование.
Особое внимание в ЗАО «Удмуртнефть-Бурение» уделяется
внедрению наукоемких технологий. Одна из них - это ведение
и обеспечение заданной качественной траектории ГС и БГС.
Для контроля комплекса угловых параметров пространственного
положения бурового инструмента (таких как азимут, зенитного
угла и угла установки отклонителя) в НТЦ «Удмуртнефть-
Бурение» разработана модернизированная телеметрическая сис-
тема МТС-108 и МТС-45. Как видно из вышеизложенного, ис-
пользование ГС и БГС при разработке месторождений имеет ог-
ромное значение, а использование БГС для реанимации простаи-
вающих нерентабельных скважин позволяет извлечь сотни мил-
лионов тонн нефти без дополнительных капитальных вложений.
Высокая экономическая эффективность горизонтального
бурения скважин достигается за счет сокращения капитальных
вложений на бурение и обустройство скважин, а также за счет
снижения эксплуатационных расходов.
Разработка нефтяных месторождений горизонтальными
скважинами позволяет меньшим количеством скважин добыть
значительно больше нефти, в сравнении с вертикальными сква-
жинами. В горизонтальных скважинах за счет многократного
увеличения площади фильтрации в призабойной зоне дебиты
нефти увеличиваются в 10 и более раз по сравнению с вертикаль-
ными скважинами.
Экологические вопросы. К настоящему времени вопросы
охраны недр и окружающей среды, у нас в стране и за рубежом,
стали наиболее актуальными. В последние годы у нас в стране
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
209
вышел ряд государственных постановлений по вопросам береж-
ного отношения к природе, охране недр и окружающей среды.
В этой связи большое значение при бурении скважин имеют тех-
нико-экономические вопросы охраны окружающей среды,
которые заключаются в рациональном ведении производствен-
ных процессов бурения, выборе технических средств, которые
обеспечивают реализацию необходимых природоохранных ме-
роприятий.
Нередко при бурении скважин возникают следующие виды
нарушений природной среды:
- вывод из строя плодородного слоя почвы на отведенной под
бурение скважины земле;
- нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности
почв вокруг бурящейся скважины;
- попадание в водоносные горизонты и продуктивные пласты
химических реагентов, используемых в качестве добавок
к промывочным жидкостям;
- загрязнение рек, озер маслами, нефтепродуктами и химиче-
скими веществами от бурящейся скважины;
- нерациональное использование земельных участков при
планировке площадок и прокладке инженерных коммуника-
ций к буровым установкам;
- освоение скважин после бурения в котлованы, выкапывае-
мые в земле на буровой, и т.д.
Для недопущения вышеперечисленных и других нарушений
при бурении скважин необходимо выполнять следующие приро-
доохранные мероприятия:
- промывочные жидкости, химические реагенты и материалы,
применяемые при подготовке буровых растворов, необхо-
димо выбирать с учетом геолого-гидрологических условий
месторождения;
- применяемая на буровой циркуляционная система должна
исключать возможность утечки отработанного бурового
раствора в почву;
210 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- запрещается сбрасывать отработанный буровой раствор
в амбары на буровой, расположенные вблизи водоемы,
на почву;
- с целью защиты водоносных и продуктивных нефтяных
и газовых горизонтов от возможных перетоков между пла-
стами необходимо своевременно спускать и цементировать
обсадные трубы;
- остатки отработанных вредных химических веществ и реа-
гентов, не пригодных для последующего бурения, следует
утилизировать в специально отведенных местах;
- необходимо устраивать обваловку вокруг бурящейся сква-
жины.
При бурении скважин со стационарной платформы для не-
допущения попадания в море загрязнителей предусматриваются
следующие мероприятия по охране морской среды:
- по всей площади платформы делается устройство герметич-
ного металлического настила из рифленой стали толщиной
8 мм с отбортовкой по всему периметру высотой 150 мм;
- для хранения химических реагентов по периметру устанав-
ливают стенку высотой 700 мм и укрывают влагонепрони-
цаемым материалом;
- сыпучие материалы хранятся в закрытых помещениях;
- под настилом буровой, в местах возможного загрязнения,
размещается ванна, в которую поступают все стоки, кото-
рые образуются при спуско-подъемных операциях и других
работах. Из ванны стоки по общему коллектору транспор-
тируются в емкости по сбору сточных вод;
- из насосной части платформы стоки, образованные здесь
при ремонтных работах, через систему желобов открытого
типа поступают в емкости по сбору стоков;
- для сбора отработанных масел от буровых насосов, коробок
передач и дизельных агрегатов на платформе устанавлива-
ются две емкости, одна из которых размещается под под-
вышенным постаментом непосредственно на настиле, а вто-
рая - в насосном сарае под настилом. Из этих емкостей от-
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
211
работанные масла перекачиваются по коллектору к берего-
вой причальной площадке;
- в местах возможных утечек и разливов ГСМ устанавливают
поддоны из листовой стали;
- неиспользованную промывочную жидкость перевозят спе-
циально оборудованными судами на соседние буровые или
береговые базы для хранения, обработки и повторного ис-
пользования;
- для сбора шлама под виброситом устанавливаются два кон-
тейнера объемом 3,25 м3. По мере наполнения контейнеров
шламом они с помощью крановых судов вывозятся на бере-
говые причалы, береговые шламоотвалы;
- сточные воды перекачиваются на суда-сборщики и затем
доставляются на очистные сооружения для биологической
очистки;
- коллекторы выхлопных дизельных двигателей оборудуются
устройствами для очистки выхлопных газов от сажи и мас-
ла, а конденсат, заполняющий воздухосборник, по трубо-
проводу сбрасывается в емкость для сбора стоков.
Для обеспечения условий безопасности и охраны морской
среды на платформе предусматривается:
- запас глинистого раствора, не менее двух объемов скважи-
ны, с плотностью, равной плотности, при которой вскры-
вался продуктивный пласт;
- дежурство пожарного корабля, представителей военизиро-
ванной части по предупреждению возникновения и ликви-
дации открытых нефтяных и газовых фонтанов;
- запрещается освоение скважин в ночное время суток
и при неблагоприятных погодных условиях.
В процессе вскрытия продуктивных пластов предусматри-
вается:
- обязательная опрессовка перфорационной задвижки перед
началом проведения работ на каждой скважине;
- вскрытие пласта перфорацией осуществляется при плотно-
сти глинистого раствора, равной плотности, при которой
212 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
вскрывали продуктивный горизонт в процессе бурения
(в соответствии с планом работ);
- при малейших признаках газо- и нефтепроявлений немед-
ленно прекращаются все работы по вскрытию пласта. Устье
оборудуется фонтанной арматурой, в скважину закачивается
утяжеленный глинистый раствор, после чего, убедившись,
что газо- и нефтепроявления отсутствуют, возобновляют ра-
боты. В случае аварийных разливов нефти ее локализацию,
сбор и утилизацию проводят экспедиционным отрядом ава-
рийно-спасательных и подводно-технических работ морско-
го пароходства.
8. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин
Заключительный этап строительства скважин является од-
ним из важных. Он включает в себя вскрытие продуктивного
пласта бурением, спуск и цементирование обсадной эксплуата-
ционной колонны, оборудование забоя, вызов притока и освоение
скважины.
От качественного проведения заключительного этапа
во многом зависит долговечность работы скважины, ее добывные
возможности, экономические показатели.
Методы вскрытия продуктивного пласта могут быть раз-
личными в зависимости от геологических и технических условий.
Однако все они должны решать следующие основные задачи:
1. При вскрытии продуктивных пластов с высоким пласто-
вым давлением необходимо принять меры по предупре-
ждению возможного открытого фонтанирования. Для
этого применяют глинистый раствор такой плотности,
чтобы обеспечивалось превышение забойного давления
над пластовым примерно на 10%.
2. Вскрытие продуктивного пласта должно проводится
с сохранением естественных фильтрационных свойств
породы.
При вскрытии продуктивного пласта давление столба гли-
нистого раствора всегда бывает выше пластового давления.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
213
За счет перепада между пластовым и забойным давлениями
в продуктивный пласт может проникать глинистый раствор или
фильтрат и снижать проницаемость в призабойной зоне пласта.
При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовы-
ми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых
осадков в порах и трещинах пласта, а также образование стойких
водонефтяных эмульсий. С учетом этого глинистые растворы, на
которых вскрывают продуктивные пласты, должны иметь низкую
водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород
продуктивного пласта и не создавать осадков вследствие взаимо-
действия их с пластовыми жидкостями. При вскрытии высоко-
проницаемых пластов, имеющих низкие пластовые давления,
происходит поглощение глинистого раствора. Такие пласты
вскрывают растворами на углеводородной основе или раствора-
ми, облегченными за счет их аэрации, с добавками поверхностно-
активных веществ, пен и др.
Глинистый раствор может попадать в призабойную зону
пласта по трещинам, которые могут образоваться вновь или рас-
ширить имеющиеся за счет повышенных давлений, возникающих
при спуске бурового инструмента на больших скоростях. В этой
связи при вскрытии продуктивного пласта нельзя превышать
скорости спуска бурового инструмента выше критически допус-
тимых, при которых происходит разрыв пласта или раскрытие
имеющихся трещин.
3. Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия
пласта, при которой обеспечивается длительная безвод-
ная добыча нефти и максимальное облегчение притока
жидкости к забою скважин. Если бурится нагнетательная
водяная скважина в законтурной части залежи, то пласт
необходимо вскрывать полностью с целью достижения
высокой приемистости. В тех случаях, когда в подошве
пласта нет воды и скважина находится на большом рас-
стоянии от водонефтяного (ВНК) или газонефтяного
(ГНК) контакта, следует вскрывать пласт в нефтяной час-
ти пласта на всю его толщину.
214
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Если нефтедобывающая скважина вскрыла газовую шапку,
то перфорацию пласта необходимо проводить с некоторым отхо-
дом от ГНК, а забой оборудовать так, чтобы нефть, поступающая
к забою скважины, не увлекала газ из газовой шапки.
Конструкция и оборудование забоя скважин. Цилиндри-
ческая горная выработка малого поперечного сечения, но имею-
щая значительную длину, называется скважиной. Начало сква-
жины от поверхности земли называется устьем, а ее конец - забо-
ем. Все полое пространство скважины, от устья до забоя, называ-
ется стволом скважины. Весь фонд нефтяных, газовых и водяных
скважин, предназначенных для добычи нефти, газа или воды, на-
зывается эксплуатационным фондом. Кроме эксплуатационных
скважин имеются вспомогательные скважины: нагнетательные,
контрольные, оценочные и др. Совокупность данных, характери-
зующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, ко-
личество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в сква-
жину, а также интервалы пространства за колоннами, заполнен-
ные цементным раствором, называется конструкцией скважины.
Наиболее простой, дешевой и часто применяемой является одно-
колонная конструкция, когда в скважину спускается и цементи-
руется одна колонна труб, не считая направления и кондуктора.
При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна,
которая спускается до проектной глубины, называется эксплуа-
тационной колонной. Через эту эксплуатационную колонну осу-
ществляется эксплуатация скважины. Чаще всего в качестве экс-
плуатационных колонн применяются обсадные трубы с наруж-
ным диаметром 146 и 168 мм и толщиной стенок от 6 до 12 мм.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
1. Устойчивость стенок ствола скважины и надежное разоб-
щение нефтяных, газовых и водоносных пластов друг от
друга.
2. Надежное сообщение ствола с продуктивным пластом.
3. Герметизацию устья скважины и направление добываемой
продукции в систему сбора, транспорта и подготовки или
нагнетания жидкости и газа в пласт.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 215
4. Спуск в скважину оборудования и средств для извлечения
из продуктивного пласта нефти и газа.
5. Проведение различных геолого-технических мероприятий
(ГТМ).
6. Проведение всевозможных скважинных исследований.
7. Возможность избирательного воздействия на различные
пропластки пласта.
Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобще-
ния пластов друг от друга в скважину после завершения бурения
спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное
пространство между внешними стенками обсадных труб и стен-
кой скважины заполняют специальным цементным раствором
под давлением. После затвердения цементного раствора (48 ча-
сов) образуется цементный камень, который разобщает пласты
между собой.
Оборудование забоя скважин. Конструкцию забоев нефтя-
ных и газовых скважин определяют с учетом литологических
и физических свойств продуктивных пластов и местоположения
скважин на залежи.
На рис. 51 показано расположение скважин на антиклиналь-
ной складке.
На антиклинальной складке (рис. 1) скважина 2 не должна
вскрыть пласт до подошвы, так как ее забой будет находиться
в обводненной части залежи. При бурении и освоении нагнета-
тельной скважины № 1 пласт необходимо вскрывать на всю его
толщину, чтобы достичь наибольшей приемистости. Если в по-
дошве пласта нет воды, то следует вскрывать пласт в нефтяной
части залежи на всю толщину. При этом скважину бурят не-
сколько ниже (20-30 м) продуктивного пласта (скважина № 3).
Эту часть пласта называют зумпф, который служит для сбора об-
рушившейся породы, улетевших скребков, манометров и т.д.
В тех случаях, когда скважина вскрыла газовую шапку
(скважина 4), забой ее оборудуют так, чтобы притекающая нефть
не увлекала газ из газовой шапки. Скважина может быть обору-
дована с открытым или закрытым забоем (рис. 52).
216
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В том случае, когда продуктивный пласт сложен крепкими
однородными породами (песчаники, известняки), скважину обо-
рудуют открытым забоем.
Если продуктивный пласт сложен неоднородными поро-
дами с прослоями песка, глины, неустойчивыми слабоцементи-
рованными песчаниками, забой скважины оборудуется закры-
тым. При открытом забое скважину бурят до кровли продук-
тивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и ее
цементируют до устья. Затем после затвердевания цементного
раствора продуктивную часть пласта вскрывают (бурят) доло-
том, диаметр которого несколько меньше внутреннего диаметра
обсадной колонны.
При закрытом забое скважину бурят до проектной глубины,
спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее до устья
и после затвердевания цементного раствора перфорируют нефте-
или газонасыщенные участки продуктивного пласта.
Иногда если продуктивный пласт сложен слабоцементиро-
ванными песчаниками и алевролитами, то продуктивный пласт
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
217
г)
Рис. 52. Конструкции забоев скважин: а - с открытым забоем: б -
с обсадными трубами; в - с щелевым фильтром; г - с заранее перфориро-
ванным фильтром с манжетной заливкой; 1 - обсадные трубы, 2 - цемент-
ный камень, 3 - газоносный пласт, 4 - продуктивный пласт, 5 - перфора-
ционные отверстия, 6 - уплотнение, 7 - щелевой фильтр-хвостовик, 8 - за-
ливочное отверстие, 9 - манжета, 10 - место установки обратного клапана,
11 - отверстия в фильтре
вскрывают при открытом забое с последующим спуском специ-
ального фильтра-хвостовика с воронкообразным раструбом
в верхней части. Фильтр имеет щелевые отверстия (0,8-3 мм).
Применяют также конструкции скважин с заранее перфори-
рованным фильтром с манжетной заливкой. При этом скважину
бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну
с манжетой и заранее перфорированными трубами (фильтром). По-
сле этого через специальные отверстия в колонне выше манжеты
затрубное пространство заполняют цементным раствором. Перфо-
рированную часть труб (фильтр) перед цементированием заполня-
ют песком или отделяют чугунным обратным клапаном для того,
чтобы цементный раствор не попал в эту часть трубы. После за-
твердевания цементного раствора чугунный обратный клапан раз-
буривают, а песок вымывают. Главное - забой скважины должен
обеспечивать высокий коэффициент гидродинамического совер-
218
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
шенства скважины. Это достигается при открытом забое скважин
или качественной избирательной перфорацией (20-25 отверстий
на 1 м толщины продуктивного пласта) скважин. Конструкция
забоя скважины должна также давать возможность направлен-
ного поинтервального воздействия на призабойные зоны пласта
с целью восстановления или повышения их проницаемости
(гидроразрыв, кислотная обработка, щелевая разгрузка и т.д.).
С целью недопущения попадания цементного раствора в про-
дуктивный пласт и ухудшения за счет этого проницаемости
пласта применяют цементные растворы с низкой или нулевой
водоотдачей.
Перфорированный забой, склонный к пескопроявлению,
не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления
песка и образования песчаных пробок на забое. При вскрытии
рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорирован-
ного интервала устанавливают дополнительный фильтр для за-
держки песка. Но в этом случае фильтрационное сопротивление
потоку пластовой жидкости резко возрастает. Кроме того, перфо-
рированный участок вызывает сгущение линий тока у перфора-
ционных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационно-
го сопротивления по сравнению с открытым забоем.
Перфорация скважин. После того как обсадные трубы
спущены в скважину и зацементированы, против продуктивной
части пласта при помощи перфораторов делают отверстия в экс-
плуатационной колонне и цементном камне для соединения про-
дуктивной части пласта с забоем скважины. Эта операция назы-
вается перфорацией. Применяются различные методы перфора-
ции скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропеско-
струйная.
Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу дли-
ной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным
порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой
перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым рас-
твором, устанавливают против заданного интервала продуктив-
ного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не
превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
219
колонне, в цементном камне, и только небольшое число их про-
бивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее
время не находит применения.
Торпедный перфоратор (ТП). Торпедная перфорация осу-
ществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими
разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит
из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных
ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При оста-
новке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрески-
вание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным
испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м
продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий,
так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение
обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация
применяется очень ограниченно.
В настоящее время в основном применяют кумулятивную
перфорацию (ЦК). Кумулятивные перфораторы имеют заряды
с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные
потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендику-
лярно к стенкам скважины (рис. 53).
Рис. 53. Схема образования отверстия кумулятивным зарядом: 1 -
заряд, 2 - детонатор, 3 - кабель, 4 - зона распространения горе-
ния заряда, 5 - металлическая облицовка, 6 - коллектор, 7 - пер-
форационное отверстие в коллекторе, 8 - цементный камень, 9 -
обсадная труба
220
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрес-
сованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая
имеет конусную выемку, облицованную металлической плаш-
кой.
Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими
перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел
колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфо-
кусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена кониче-
ской формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ),
облицованной тонким металлическим покрытием (листовая
медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка
газов - продуктов облицовки - пробивает канал. Кумулятивная
струя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает
давление 3-5 тыс. мПа.
При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цемент-
ном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной
до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Все кумулятив-
ные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды
и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфо-
раторы после их перезаряда используются многократно. Бескор-
пусные - одноразового действия. В кумулятивных перфораторах
выстрелы производят замыканием электрической цепи в установ-
ке. За один спуск делают 10-12 выстрелов. Для бескорпусных
перфораторов кумулятивные заряды делают в стеклянных или
пластмассовых оболочках и устанавливают в круглые сквозные
отверстия алюминиевой ленты.
Бескорпусные перфораторы спускают в скважину на каро-
тажном кабеле. При выстреле стеклянные или пластмассовые
оболочки полностью разрушаются. Бескорпусные перфораторы
позволяют значительно увеличить массу кумулятивных зарядов
и, следовательно, их пробивную способность.
В настоящее время применяются малогабаритные кумуля-
тивные перфораторы, позволяющие перфорировать скважины че-
рез насосно-компрессорные трубы. Максимальная толщина
вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достига-
ет 30 м.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
221
Рис. 54. Гидропескоструйный
перфоратор: 1 - хвостовик-перо,
2 - корпус, 3 - шариковый кла-
пан, 4 - держатель насадок, 5 -
насадка, 6 - заглушка
На нефтяных промыслах
применяют также гидропеско-
струйный перфоратор (ГПП).
Гидропескоструйный перфоратор
(рис. 54) состоит из толстостен-
ного корпуса, в который ввинчи-
вается до десяти насадок из аб-
разивно-стойкого материала (ке-
рамики, твердых сплавов) диа-
метрами отверстий 3-6 мм. Гид-
ропескоструйный перфоратор
спускают в скважину на насосно-
компрессорных трубах. Перед
проведением перфорации сква-
жины с поверхности в НКТ бро-
сают шар, который перекрывает
сквозное отверстие перфоратора.
После этого с помощью насосных
агрегатов АН-500 или АН-700 че-
рез НКТ в скважину закачивают
жидкость с песком. Нагнетаемая
жидкость с песком выходит толь-
ко через насадки. Концентрация
песка в жидкости обычно состав-
ляет 80-100 кг/м3, диаметр частиц
кварцевого песка 0,3-0,8 мм. При
выходе из насадок развиваются
огромные скорости абразивной
струи. В результате за короткое
время пробиваются отверстия в
обсадных трубах, цементном кам-
не и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пла-
стом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости
закачки жидкости глубина перфорационных отверстий дости-
гает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементно-
го камня за колонной. При гидропескоструйной перфорации на
222 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
устье скважины создается давление до 40 мПа. Темп прокачки
жидкости с песком составляет 3-4 л/с на одну насадку. При
этом объемная скорость струи в насадке достигает 200-
300 м3/сут, а перепад давления 18-22 мПа. Продолжительность
перфорации одного интервала - 15-20 минут. По окончании пер-
форации заданного интервала перфоратор поднимают и устанавли-
вают на следующий интервал, и операция повторяется.
Гидропескоструйный перфоратор применяют и для выпол-
нения других работ в скважинах: срезание обсадных насосно-
компрессорных и бурильных труб и извлечение их из скважины
по частям; разрушение цементного стакана и твердых песчано-
глинистых пробок в скважине, проведение щелевой разгрузки
пласта и т.д. На промыслах в основном применяют кумулятив-
ную перфорацию из-за сравнительно низкой стоимости по срав-
нению с гидропескоструйной перфорацией и простоты проведе-
ния. Высокая стоимость гидропескоструйной перфорации объяс-
няется необходимостью проведения дополнительных спуско-
подъемных операций с предварительным глушением скважин
глинистым раствором или высокоминерализованной пластовой
водой, установкой противовыбросового оборудования и т.д.
Освоение и пуск в эксплуатацию скважин. Освоение
скважины - это проведение комплекса мероприятий по вызову
притока жидкости или газа из продуктивного пласта к забою
скважины с суточным дебитом, близким к потенциальному. При-
ток жидкости или газа из продуктивного пласта к забою скважи-
ны возможен, когда пластовое давление больше забойного:
Рпл >Рзаб+Рдоп’ (36)
где Рпл - пластовое давление, Рзаб - забойное давление, Рдоп -
дополнительное давление, необходимое для преодоления гидрав-
лических сопротивлений, которые возникают в перфорационных
отверстиях и в фильтрационных каналах из-за закупоривания по-
рового пространства призабойной зоны пласта.
Если скважина заполнена жидкостью плотностью р, а высо-
та столба жидкости Н, неравенство (36) можно записать в виде
рПл>нР8 + Раоп- (37)
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
223
Следовательно, для удовлетворения этого неравенства нуж-
но уменьшать Н, р или Рдоп. На практике для освоения скважин
чаще уменьшают Р^ за счет снижения уровня жидкости в стволе
скважины или за счет снижения плотности одним из имеющихся
способов. Цель освоения - восстановление естественной прони-
цаемости коллектора и получение дебита скважины, соответст-
вующей ее потенциальным возможностям.
В промысловой практике применяют следующие способы
вызова притока жидкости из продуктивного пласта к забою сква-
жины: тартание, поршневание, замена жидкости в скважине
на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкост-
ной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением
скважины на устье устанавливается арматура. В любом случае
на фланце обсадной колонны должна устанавливаться задвижка
высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных
ситуациях.
Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень,
или сваб, спускается в НКТ на стальном канате. Поршень (сваб)
представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном,
в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхно-
сти трубы (в стыках) устанавливаются резиновые манжеты
(3-4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба
под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в про-
странство над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается,
а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними,
прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем
поршень выносит столб жидкости, равный глубине погружения
его под уровень жидкости.
Глубина погружения ограничивается прочностью тарталь-
ного каната и обычно составляет 100-150 м.
Тартание - это извлечение жидкости из скважины желон-
кой, спускаемой на стальном (16 мм) канате с помощью лебедки
на тракторе (автомобиле). Изготавливается желонка из трубы
длиной 7,5-8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, от-
крывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки име-
ется скоба для крепления каната. Диаметр желонки не должен
224
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
превышать 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск же-
лонка выносит из скважины жидкость объемом не более 0,06 м3.
Тартание - трудоемкий и малопроизводительный способ.
В то же время тартание дает возможность извлекать глинистый
раствор с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине.
Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному
понижению уровня жидкости в скважине. Большим недостатком
этого метода является то, что приходится работать при открытом
устье, что связано с опасностью выброса жидкости и открытого
фонтанирования. Поэтому поршневание применяется в основном
при освоении нагнетательных скважин.
Замена жидкости в скважине. Скважина, законченная бу-
рением, обычно заполнена глинистым раствором. Если заменить
глинистый раствор в скважине водой или дегазированной неф-
тью, то уменьшим забойное давление на величину
AP = (p1-p2)^cosyff,
где рх - плотность глинистого раствора; р2 - плотность заме-
щающей жидкости; L - глубина спущенных НКТ; /} - средний
угол кривизны скважины.
Этим способом осваиваются скважины с большим пласто-
вым давлением и хорошими коллекторскими свойствами.
Компрессорный способ освоения. Компрессорный способ
имеет более широкое применение при освоении скважин
(рис. 55). В скважину перед освоением спускаются насосно-
компрессорные трубы, а устье оборудуется фонтанной армату-
рой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубо-
провод подсоединяют передвижной компрессор или газовую ли-
нию с высоким давлением от газокомпрессорной станции.
При нагнетании газа в скважину жидкость в межтрубном
пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового
отверстия (3-4 мм) в НКТ, сделанного заранее на глубине 700-
800 м от устья, и прорывается в НКТ. Газ, попадая в НКТ, гази-
рует жидкость в них. В результате давление на забое значитель-
но снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газо-
жидкостной смеси в трубах, а соответственно, и давление на забое
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин
225
Рис. 55. Схема оборудования скважины для освоения методом
аэризации: 1 - выкидная линия аэрированной жидкости, 2 - компрессор,
3 - насосный агрегат, 4 - смеситель (аэратор), 5 - НКТ, 6 - межтрубное
пространство, 7 - продуктивный пласт
скважины Р3. При Р3 < Рпл начинается приток жидкости и газа
в скважину. После получения устойчивого притока скважина пе-
реводится на стационарный режим работы. Этот способ позволяет
сравнительно быстро получить значительные депрессии на пласт,
что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны
скважины. В условиях крепких пород (песчаников, известняков)
это приводит к интенсивной очистке порового пространства от
кальматирующего (закупоривающего) материала, а в условиях
рыхлых пород - к разрушению призабойной зоны пласта. Чтобы
обеспечить более плавный пуск скважины, проводят закачку
226 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
аэрированной нефти через межтрубное пространство с использо-
ванием компрессора, промывочного агрегата и смесителя. После
выброса газожидкостной смеси через выкидную линию в прием-
ную емкость подачу аэрированной нефти постепенно уменьшают
до полного ее прекращения.
Освоение скважин сжатым воздухом в основном проводят
с применением передвижных компрессоров УКП-80 или КС-100.
Компрессор УКП-80 развивает давление 8 МПа с подачей возду-
ха 8 м3/мин, а КС-100 развивает давление 10 МПа с подачей воз-
духа 16 м3/мин. Следует отметить, что при освоении скважин
сжатым воздухом возможны взрывы, так как при содержании уг-
леводородного газа в смеси с воздухом от 6 до 15% образуется
гремучая смесь.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Ос-
воение скважин газированной жидкостью заключается в том, что
вместо газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается
смесь газа с жидкостью (вода или нефть). Плотность такой газо-
жидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачивае-
мых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры
процесса освоения. С учетом того, что плотность газожидкостной
смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет ос-
ваивать глубокие скважины компрессорами, которые создают
меньшее давление.
Освоение нагнетательных скважин. Нагнетательные
скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине
продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой
призабойной зоны продуктивного пласта от грязи и других каль-
матирующих материалов. Призабойную зону пласта очищают пе-
ред пуском нагнетательной скважины под закачку теми же спо-
собами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дре-
нирование призабойных зон пласта проводят по времени значи-
тельно дольше. Длительность промывки достигает одних суток
и более и зависит от количества механических примесей, содер-
жащихся в выходящей из скважины воде. Содержание меха-
нических примесей в конце промывки не должно превы-
шать 10-20 мг/л.
Глава IX. Бурение нефтяных и газовых скважин 227
Максимальная очистка порового пространства призабойной
зоны пласта происходит с использованием таких способов дре-
нирования, которые позволяют создавать очень высокие депрес-
сии на пласт, обеспечивающие высокие скорости фильтрации
жидкости к забоям скважин в условиях неустановившихся режи-
мов. Чаще всего дренирование пласта проводят методами само-
излива, аэризации жидкости, откачки с применением высокопро-
изводительных погружных центробежных насосов и др.
При освоении нагнетательных скважин широкое применение по-
лучил метод переменных давлений (МПД). При использовании
этого метода в призабойную зону пласта через НКТ с использо-
ванием насосных агрегатов в течение короткого времени перио-
дически создают высокое давление нагнетания, которое затем
резко сбрасывают через межтрубное пространство (проводят
«разрядку»). При закачке жидкости с высоким давлением в при-
забойной зоне пласта раскрываются имеющиеся и образуются
новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток
жидкости к забою с большой скоростью. Хорошие результаты
получают при использовании способа периодического дрениро-
вания призабойных зон созданием многократных мгновенных
высоких депрессий на забое (автор Ф.С. Абдулин).
Иногда плохая приемистость нагнетательных скважин проис-
ходит или из-за низкой природной проницаемости пород пласта,
или большого количества глинистых пропластков, освоить которые
проведением дренажа призабойных зон не удается. В таких случаях
для увеличения приемистости нагнетательных скважин используют
другие методы воздействия, которые позволяют увеличивать диа-
метры фильтрационных каналов или создавать систему трещин
в породах пласта. К таким методам относятся различные кислотные
обработки, тепловые методы, гидравлический разрыв пласта, ще-
левая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.
ГлаваХ
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Основы подъема газожидкостной смеси из скважин
Основным процессом в добыче нефти и газа является
подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность.
При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь дви-
жется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до
устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее вы-
деляется газ.
Способы добычи нефти в зависимости от пластового давле-
ния, физических свойств нефти, коллекторских свойств продук-
тивного пласта и т.д. подразделяются на:
1. Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность под
давлением природной (пластовой) энергии.
2. Газлифтный, когда нефть поднимается за счет газа, нагне-
таемого в скважину.
3. Насосный, или механизированный, когда нефть поднимает-
ся на поверхность с помощью насосов, таких как:
- глубинные с приводом от станков-качалок (НГН);
- электроцентробежные (ЭЦН);
- винтовые;
- гидропоршневые.
1. Фонтанная эксплуатация
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газо-
жидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность
происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется
фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит
за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого га-
за, а также за счет энергии сжатых горных пород.
Глава X. Добыча нефти и газа 229
Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разно-
сти между пластовым и забойным давлением. В случае, когда
давление столба жидкости (до устья заполненной скважины)
меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать.
В зависимости от режима работы залежи фонтанирование сква-
жины будет происходить за счет энергии гидростатического на-
пора или за счет энергии расширения газа, растворенного в неф-
ти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего
основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержа-
щийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пла-
стовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту дви-
жется однородная жидкость. При освоении таких скважин
свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрес-
сорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыще-
ния нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить
за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, прояв-
ляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответст-
вующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выде-
ляться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые
пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего
объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти
и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного
столба на забой скважины становится меньше пластового, и сква-
жина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под
действием гидростатического напора бывает тогда, когда
давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру > Риас.
В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоя-
нии, и забойное давление определяется как давление столба од-
нородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:
Рза6 = Н pg + Ртр +Ру, (38)
где Рмб - забойное давление, МПа; Н- глубина скважины, м; р -
плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного паде-
ния, м/с2; Р^ - гидравлические потери давления на трение при
движении жидкости, МПа; Ру - противодавление на устье, МПа.
230 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Потери давления на трение определяются по формуле Дар-
си-Вейсбаха
. L с2
Р№~Л-:^Р. (39)
а 2
где Л - коэффициент гидравлических сопротивлений; d - диаметр
насосно-компрессорных (подъемных) труб, м; с - скорость дви-
жения жидкости в подъемных трубах, м/с; L - длина подъемных
труб, м.
Численное значение 2 определяется в зависимости от шеро-
ховатости подъемных труб и критерия Рейнольдса:
64 cd
Л =— при Re- — <2320; (40)
Re v
Л = при Яе>2320, (41)
%Re
где V - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
Забойное давление определяется из основного уравнения
притока жидкости к забою скважины:
Р3*6=РПЛ-Ч1О/К> (42)
где Q - дебит скважины м3/сут; К - коэффициент продуктивно-
сти, м3 (сут. МПа); Рпл - пластовое давление, МПа; п - показатель
режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.
Подставляя значения (39) и (42) в уравнение (38), определя-
ют давление на устье:
____ ТТ
Ру = Рпп - nlQ/K -Hpg-A^-—p. (43)
а 2
Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное дав-
ление равно пластовому:
Pn6=Pn»=Hpg + Py. (44)
В основном фонтанирование скважин происходит за счет
энергии гидростатического напора и энергии расширения газа
в нефти. Для таких условий фонтанирования
Ру<Рнас<Рзаб> <45)
Глава X. Добыча нефти и газа
231
когда до интервала, где давление равно давлению насыще-
ния Рнас, движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти),
а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).
Рис. 56. Схема действия газожидкостного подъемника
Принцип действия газожидкостного подъемника можно
представить на примере следующей установки. Установка состо-
ит из сообщающихся сосудов А} и Л2 (рис. 56), в один из которых
опущены две трубки и а2). В колено At наливается жидкость,
которую надо поднять на уровень II - II с помощью сжатого газа
(воздуха), подаваемого в трубку а2. Количество газа (воздуха) V
и давление Pi на конце трубки подбирается так, чтобы при не-
прерывной подаче постоянного объема жидкости q в колено А]
уровень I - I оставался постоянным. При этом будет достигнут
232 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
установившийся процесс движения смеси в сообщающихся сосу-
дах и трубках а\ и аг-
В начальный момент при подаче газа в трубку а\ пузырьки
его будут всплывать через жидкость, и она не будет переливаться
через устье (уровень П - II).
При достижении определенного расхода газа смесь под-
нимается до верхнего уровня, но перелива жидкости еще не бу-
дет. Такой расход газа соответствует начальной точке на кри-
вой q = f(V). При этом газовые пузырьки проскальзывают че-
рез столб жидкости. В трубе наблюдается режим барботажа. За-
тем, с увеличением расхода газа, расход жидкости вначале бу-
дет возрастать, а с ростом количества нагнетаемого газа расход
жидкости начнет уменьшаться вследствие увеличения скорости
движения газожидкостной смеси и роста потерь давления на
трение. В результате зависимость расхода жидкости q от расхо-
да газа V будет соответствовать зависимости, приведенной на
рис. 57. Расход жидкости зависит от расхода газа, диаметра
лифта d и градиента давления е. Для случая, приведенного на
рис. 57,
е = у, (46)
1-1
где h - глубина погружения лифта под уровень жидкости при ус-
тановившемся режиме работы скважины; L - длина лифта.
При установившемся режиме работы скважины давление
у башмака колонны (уровень Ш - Ш на рис. 56) будет опреде-
ляться высотой столба жидкости h. Величину е принято также на-
зывать относительным погружением лифта. Для фонтанной или
газлифтной скважины, по аналогии с рис. 56,
е = ^—\ (47)
Lpg
где Р} - давление у башмака колонны; Р2 - давление у устья
скважины; р - плотность жидкости; g - ускорение свободного па-
дения; L - длина лифта скважины.
Глава X. Добыча нефти и газа
233
Рис. 57. Зависимость объемного расхода жидкости q от расхода
газа V при различных значениях е и d
Принято различать три режима движения газожидкостной
смеси.
1. Пузырьковый режим (рис. 58 а), когда жидкость с мелки-
ми пузырьками газа высокого давления движется в нижней части
подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно пере-
мещаются в жидкости.
2. Снарядный, или пробковый, режим (рис. 58 б), когда из
жидкости выделяется значительное количество газа в виде круп-
ных пузырьков, имеющих удлиненную форму. Пузырьки газа че-
редуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим про-
является главным образом в средней части подъемных труб
(НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из
жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит
их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При
234
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси
и скважина работает неравномерно.
Рис. 58. Структура газожидкостной смеси при движении ее в
подъемнике.
3. Дисперсно-кольцевой режим (рис. 58 в), когда газообраз-
ная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро по-
тока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре
газообразного потока содержатся капли жидкости.
Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном
в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается
значительное снижение давления и наибольшие скорости движе-
ния газожидкостной смеси. В работающей скважине устанавли-
вается динамический уровень жидкости в межтрубном про-
странстве. По давлению столба жидкости в этом пространстве
определяется забойное давление. Для фонтанной скважины оно
равно
Рзаб=А1Р? = £Ам9 + ^р. (48)
где hx - глубина погружения подъемных труб под динамический
уровень, м; р - плотность жидкости; рсм - плотность газожидко-
Глава X. Добыча нефти и газа 235
стной смеси; q - ускорение свободного падения, м/см2; Р^ - по-
тери давления на трение, МПа.
Выражая потери давления на трение через высоту столба
жидкости, получим
^тр ~ ^трР8 ’
тогда выражение (48) будет иметь вид:
\pg = LPCM g + h^pg. (49)
Разделив обе части уравнения (49) на р и L, получим
где £ = fy/L - относительное погружение подъемных НКТ или
потери напора на единицу длины подъемных труб; - потери
напора на преодоление сил трения (выраженные в высоте стол-
ба жидкости), приходящиеся на единицу длины подъемных
труб.
Теоретически очень трудно определить рсм и h^, так как
газ и жидкость поднимаются по трубам с разными скоростями.
Потери напора при движении газожидкостной смеси по насос-
но-компрессорным трубам зависят от объемного расхода жид-
кости, объемного расхода газа V, диаметра трубы d, от физиче-
ских свойств жидкости и газа - плотности жидкости рж и га-
за рг, вязкости рж и газа рг и величины поверхностного натя-
жения жидкости на границе жидкость-газ <р. Для скважин с де-
битами не более 200 т/сут и газовыми факторами 100 м3/т и ме-
нее потерями напора на трение можно пренебречь. Плотность
газожидкостной смеси
Рсм=Рж(1-^) + А^> (51)
где рж - плотность жидкости при данных давлениях и темпера-
туре; рг - плотность газа при данных давлениях и температуре;
236
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
<р- истинное газосодержание, т.е. отношение площади сечения
потока газа в трубе ко всей ее площади:
Fr F
Ф- — =-------—,
F Fx + Fr
(52)
где Fr - площадь сечения потока газа в трубе; Гж - площадь се-
чения потока жидкости в трубе; F - площадь сечения подъемных
(НКТ) труб.
Закономерности изменения газосодержания устанавливают-
ся с помощью мгновенных отсечек потока или просвечиванием
труб гамма-лучами на лабораторной установке.
Плотность газа в скважине можно определить по формуле
Бойля-Мариотта:
р (53)
Г 2 Ро
где Рг - давление на башмаке подъемных труб, МПа; Р2 - давле-
ние на устье скважины, МПа; рЛ - плотность газа при атмосфер-
ном давлении Ро.
В большинстве случаев эксплуатация газожидкостных
подъемников происходит в условиях снарядного режима, при ко-
тором жидкость поднимается на поверхность движущей силой
газа, оказывающего непосредственное давление на нее, и при
трении газа и жидкости. Газ движется быстрее жидкости, про-
скальзывает через нее. Поэтому эти потери называют потерями
скольжения или потерями относительного движения.
Потери напора между башмаком и устьем будут следующи-
ми:
~ ^пол ^ск ^тр • (54),
где /гпол - напор, необходимый для выполнения полезной работы;
hCK - напор, потерянный вследствие относительного движения га-
за; hTp - напор, потерянный на преодоление сил трения.
Потери относительного движения находятся в обратной за-
висимости от скорости движения, а силы трения увеличиваются
от увеличения скорости движения.
Глава X. Добыча нефти и газа
237
Рис. 59. Зависимость потери напоров при движении газированной
жидкости от объема газа: 1 - h^. + hCK; 2 - /l, ; 3 - hnon + hCK + /ц,
На рис. 59 показана сумма потерь полезного напора и потерь
напора на скольжение /in0J] + hCK и потерь напора на трение от
объемного расхода газа V при постоянном диаметре подъемных
труб d = 73 мм и постоянном расходе жидкости q = 2,4 л/с.
Эти зависимости построены А.П. Крыловым на основе опытов,
проведенных на экспериментальной установке с длиной труб 1 м.
При постоянном расходе жидкости (см. рис. 59) сумма по-
терь h^on + hCK тем меньше, чем больше газа проходит через тру-
бу данного диаметра. А потери напора на трение с увеличением
объема пропускаемого газа увеличиваются. Из рис. 59 видно,
что при постоянном расходе жидкости и постоянном диаметре
труб потери напора h будут значительно меньше при расходе
газа 25 л/с. Увеличение объема подачи газа увеличивает общие
потери давления в подъемных трубах при движении в них га-
зожидкостной смеси.
Кривые зависимости потерь от диаметра подъемных труб
при постоянных расходах газа и жидкости указаны на рис. 60.
238
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
И л/с
Рис. 60. Зависимость потерь полезного напора и скольжения, а
также трения (hn0S} + hCK + h^) на 1 м длины трубы от объемного
расхода газа V при постоянном расходе жидкости q.
На этом рисунке потери hn(>n + hCK и приняты в метрах на
1 м длины трубы. Диаметры подъемных труб d приняты от 33
до 144 мм при постоянных объемных расходах газа V = 15 л/с
и жидкости q = 1,6 л/с.
На рисунках 60 и 61 пунктирные кривые показывают
полные напоры h, получаемые в результате суммирования
кривых Ano, + /гски прямых /^. Как видно, наименьшие полные
потери на 1 м длины трубы при принятом расходе жидкости и
газа составляют 0,3 при трубах условным диаметром 73 мм.
Кроме вышеизложенного, А.П. Крылов в результате про-
ведения экспериментальных работ построил кривые изменения
объемного расхода жидкости в зависимости от объемного рас-
хода газа для подъемников различных диаметров при постоян-
Глава X. Добыча нефти и газа
239
ных перепадах давления на единицу длины подъемника. При
этом перепад давления £ на единицу длины подъемника равня-
ется
~ ^2 =
L pgL
(55)
где \ - высота столба жидкости в подъемнике, соответствующая
давлению Рх (у башмака подъемника); - напор жидкости на
устье подъемника (скважины), соответствующий противодавле-
нию Р2; L - длина подъемника.
Рис. 61. Зависимость потерь напора +/iCK, и h от диамет-
ра d подъемных труб при постоянных объемных расходах газа V
и жидкости q.
В случае если противодавление на устье подъемника Рг
равно атмосферному давлению, т.е. =0, то отношение \ к L
называется относительным погружением eQ. Величина £0 пока-
зывает, какая доля общей длины подъемника L находится под
уровнем жидкости.
240 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Чаще всего противодавление на устье скважины превышает
атмосферное давление, так как для движения жидкости в промы-
словых коммуникациях необходимо создать дополнительный на-
пор, тогда
Если на забое давление выше давления насыщения, то за L
принимается расстояние от устья скважины до места в подъемни-
ке, где начинается выделение газа из нефти.
С учетом того, что
Даб ~ Дас + Ь$Р8 » L- Н
где Aq - расстояние от башмака до места, где начинает выделять-
ся газ из нефти, и Н- глубина скважины, получаем
£ =--------------. (57)
Н Р8 ~ Даб + Дас
На рис. 62 показана зависимость между дебитом жидко-
сти и расходом газа при е = const для элементарного подъем-
ника dy = 73 мм.
Кривые показывают, что в начале движения смеси при
очень малых расходах газа имеются большие потери скольжения,
превышающие напор. При этом подъема жидкости не происхо-
дит, <7 = 0.
С увеличением расхода газа потери скольжения уменьша-
ются. Когда объемный расход газа достигает некоторой величины
и потери скольжения становятся меньше перепада давления, на-
чинается подача жидкости. В дальнейшем при увеличении расхо-
да газа потери скольжения будут значительно уменьшаться, в то
время как потери трения возрастают постепенно и в небольших
размерах. Вследствие этого суммарные потери скольжения
и трения будут уменьшаться, а подача жидкости станет увеличи-
ваться.
При продолжающемся увеличении объемного расхода газа
темпы снижения потерь скольжения будут уменьшаться, а потери
Глава X. Добыча нефти и газа
241
Рис. 62 Зависимость между дебитом жидкости и расходом газа
при е = const для элементарного подъемника dy = 73 мм.
трения - увеличиваться; по достижении объемным расходом не-
которой величины суммарные потери начнут увеличиваться и по-
дача уменьшится. Эта точка начала увеличения суммарных по-
терь и снижения подачи соответствует минимальным суммарным
потерям и максимальной подаче.
Расход газа при этом режиме бывает различным и зависит
от перепада давления и диаметра подъемных труб. Отношение
полезной работы по подъему жидкости ко всей затраченной ра-
боте (отношение Wn к W,) представляет собой коэффициент по-
лезного действия (к.п.д.) подъемника.
На рис. 62 точки максимальной подачи жидкости и точки
максимальных значений к.п.д. (оптимальных дебитов) соединены
пунктирными линиями. На рис. 63 показана кривая зависимости
дебита жидкости от расхода газа в единицу времени. Здесь же
имеется несколько характерных точек - точки начала подачи (вы-
242
В.И. Кудинов. Основы нефтпегазопромыслового дела
Рис. 63. Зависимость между дебитом жидкости и расходом газа
для длинного подъемника (применяемого на практике)
броса жидкости при малых количествах газа), максимального
к.п.д., максимального дебита жидкости и прекращения подачи
жидкости; последняя точка соответствует условию очень боль-
ших расходов газа, при которых потери трения газа в подъем-
ной трубе значительно выше давления у башмака подъемных
труб.
Применительно к реальным условиям движения жидкости
по вертикальным трубам А.П. Крылов вывел формулы для точек
наибольшей производительности и точек наибольшей эффектив-
ности (к.п.д.) бопт- Они составлены при условии, что вязкость
жидкости равна 5 МПа-c. При этом он принял допущения:
1) расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта;
2) давление по всему стволу насосно-компрессорных труб
изменяется по линейному закону, т.е.
Р = Р2+|(Р1-Р2), (58)
где Р - давление на расстоянии I от устья; Рх - давление у баш-
мака; Р2 - давление у устья скважины; L - длина колонны;
Глава X. Добыча нефти и газа
243
3) среднее значение суммарного напора, расходуемого на еди-
ницу длины подъемника, представляется выражением (55):
Рх-Р2
е = 4—
Lpg
где Рх - давление у башмака скважины; Р2 - давление у устья
скважины; L - длина подъемника.
Средний объемный расход газа по длине подъемника при
изотермическом расширении его с изменением давления можно
получить в виде:
V„ (59)
ф Рх-Р2
где Vo - объемный расход газа при средней температуре в стволе
скважины при атмосферном давлении 7q .
С учетом принятых допущений условия работы длинного
подъемника в реальных промысловых условиях определяются по
следующим формулам.
Для дебита жидкости
= 15-10-8J3<P1-P2^1,5
Утах “ о,5 т
Р \
(60)
Фонт
15-10~8J3r Pj-P;?’5 L РХ-Р2У
р0,5 I J I PgL ,
(61)
Для удельного расхода газа
3,887? р
Ртах = “777-'---. (62)
в -в f, Pj-PiVimpsL-Pt+p.)
^pt-p2)W/pi (63)
В этих формулах Q - в т/сут; d - в мм; Р - в МПа; L - в м;
R - в м3/т; р - в кг/м3.
На рис. 64 показано изменение (?макс и QOI1T в зависимости
от изменения величины £ для подъемника с dy = 73 мм и плот-
244
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 64. Изменение (?макс и QonT от относительного погружения
ностью жидкости р = 900 кг/м3. Как видно, с увеличением е
возрастает максимальная пропускная способность подъемника.
При оптимальном режиме работы подъемника наблюдается
максимум, который соответствует примерно 200 т/с, при е = 0,6,
т.е. для получения максимального дебита подъемника,
работающего в оптимальном режиме, требуется, чтобы е = 0,6.
1.1. Условия фонтанирования скважин
На подъем 1 т нефти при фонтанной эксплуатации затрачи-
вается энергия, определяемая по формуле
р -р р
W=103 —------ + 9,811О4Со1п-^ +А, (64)
Р ° Ру 1
где Рзаб - забойное давление, МПа; Ру - давление на устье
скважины, МПа; р - плотность нефти, кг/м3; Go - газовый фак-
тор м3/т; А) - энергия газа, выделившегося из нефти при изме-
нении давления от Рзаб до Ру, Дж; 9,81-104 означает PQ в паска-
лях.
Глава X. Добыча нефти и газа
245
В случае, когда к забою скважины не поступает газ, для
фонтанирования скважины при недостаточной энергии гидроста-
тического напора в скважину требуется нагнетать газ с поверхно-
сти. При этом для подъема 1 т нефти понадобится энергия
W2 = 103 Рзаб~Гу +9,81104/?о1п^-, (65)
где Rq - удельный расход газа, нагнетаемого в скважину с по-
верхности, м3/т.
Таким образом, фонтанирование скважины происходит при
условии
Wt>:W2. (66)
Подставляя значения УЦ и W2 из (64) и (65) в формулу (66),
получим
9,81-Ю4С701п^^--ьуЦ >9,811O4/?oln—, (67)
Т’у Ру
где Д - доля энергии, затраченная на подъем 1 т жидкости газом.
При изменении давления от Р!аб до Ру при подъеме нефти
количество газа, выделившегося при этом из нефти, будет равно
V =103-(Рзаб-Ру), (68)
Р
где а - коэффициент растворимости газа, м3/м3-Па; р - плотность
нефти, кг/м3.
При фонтанировании давление в подъемных (НКТ) трубах
уменьшается от забоя до устья скважины, т.е. (Рзаб -Ру) в сред-
нем изменение давления будет 0,5(Рзаб -Ру). Тогда среднее дав-
ление можно представить так:
(69)
Общее количество газа, выделившегося с 1 т нефти на по-
верхности (газовый фактор), равно
G'o = Go +103-Рзаб. (70)
Р
246
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Подставив значение (68), с учетом (69) и (70), уравнение (67)
можно записать так:
Go-lO3-P3a6lln^- + lO3-^—521n^->/?oln^-. (71)
I Р ) Ру Р 2 Ру Ру
Удельный расход газа достигает минимальных значений при
минимальной величине расхода энергии на подъем 1 т нефти.
В уравнении [71], подставляя вместо Rq значение /?опт, выражен-
ное в м3/т, и проведя некоторые преобразования, получим усло-
вия фонтанирования скважин:
г. ,пз« , °.388L[pSL-(Р& -Рб)]
р 2 </°’5(p^-p6)lg^-
*6
(72)
В случае, когда нефть добывается с водой, газовый фактор
G'=^-
0 Qr+Qa
(73)
где Vr - объем газа, выделившегося из нефти и воды, м3; <2Н - ко-
личество нефти, т; <2В - количество воды, т.
В промысловых условиях газовый фактор относят к 1 т неф-
ти, поэтому
( п
Gq = G0H 1---2- , (74)
0 °Ч iooj
где G0H - газовый фактор, отнесенный к 1 т нефти; ив - количе-
ство воды в добываемой жидкости, мас.%.
При наличии воды в нефти средний объем газа, растворен-
ного в нефти, также относят к 1т поднимаемой жидкости. Тогда
окончательное условие фонтанирования будет иметь вид:
0,3882,[^Л-(Д^-Р>у>]
гу
с 1 Л3 а ^заб +
^он Ю 0
Р 2
Глава X. Добыча нефти и газа
247
В (75) имеется в виду, что колонна насосно-компрессорных
труб спущена до забоя скважины и давление у башмака равно за-
бойному давлению. Из этого следует, что если содержание воды
в нефти увеличивается, то количество энергии у забоя скважины
уменьшается, т.е. с увеличением содержания воды в нефти соз-
даются условия прекращения фонтанирования.
Если пластовое давление снижается в случае, когда умень-
шается количество энергии, поступающей к забою скважины, то
тоже создаются условия для прекращения фонтанирования. Ино-
гда в фонтанных скважинах на забое давление выше давления на-
сыщения (Рзаб >Рнас). В этом случае газожидкостная смесь дви-
жется не по всей трубе, а лишь на некотором участке L:
Р — Р
£ — JjT заб 2 нас
pg
Из этого выражения видно, что минимальное забойное дав-
ление, при котором еще будет скважина фонтанировать, равно
Рзаб =<Я-£)Р^ + Рнас>
где L - длина трубы, по которой движется газожидкостная
смесь, м; Н - глубина скважины, м; р - плотность жидко-
сти, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Рнас - давле-
ние насыщения нефти газом, Па.
1.2. Оборудование фонтанных скважин
Фонтанные скважины имеют наземное и подземное обору-
дование. К наземному оборудованию относятся колонная голов-
ка, фонтанная арматура и выкидная линия.
К подземному оборудованию относятся насосно-компрес-
сорные трубы, т.е. подъемник. Насосно-компрессорные трубы
в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на
поверхность, регулирования режима работы скважины, проведе-
ния исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми от-
ложениями, осуществления различных геолого-технических ме-
роприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от
коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных про-
248
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
бок, глушения скважин перед подземным или капитальным ре-
монтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины
от высокого давления при различных геолого-технических меро-
приятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в сква-
жинах и т.д.
В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотя-
нутые насосно-компрессорные трубы диаметром от 48,3 мм
до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м
(в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных
легированных сталей на давление 1000 МПа.
Таблица № 13. Размеры и вес насосно-компрессорных труб.
№ п/п Условный диаметр тру- бы и муфты, дюймы Диаметр, мм Толщина стенки, мм Вес 1 пог. м трубы, кг Вес муфты, кг
наружный внутренний гладкой увеличенного веса одной трубы с вы- саженными кон- цами гладкой с высаженными концами
1 Р/2 48,3 40,3 4 4,39 0,4 0,5 0,8
2 2 60,3 50,3 5 6,84 0,7 1,3 1,5
3 2^2 73 62 5,5 9,16 0,9 2,4 2,8
4 3 88,9 75,9 6,5 13,22 1,3 3,6 4,2
5 3>/2 101,6 88,6 6,5 15,22 1,4 4,5 5,0
6 4 114,3 100,3 7 18,47 1,6 5,1 6,3
Наносно-компрессорные трубы (НКТ) выпускаются гладки-
ми (имеющими одинаковый размер по всей трубе) и с высажен-
ными наружу (утолщенными) концами.
У гладких труб прочность в резьбовой части составляет
80-85% прочности цельной части трубы, а у труб с высаженны-
ми наружу концами прочность в резьбовой части и теле трубы
одинаковые.
В таблице 14 приведены предельные глубины спуска глад-
ких насосно-компрессорных труб и с высаженными концами.
Глава X. Добыча нефти и газа
249
Таблица 14
№ п/п Диаметр труб, дм Группа прочности Глубина спуска труб, м
гладкие с высаженными концами
1 2 д Е 2050 3100 3000 4500
2 2Уг д Е 2150 3100 3100 4500
В скважинах, где вместе с нефтью из пласта выходит песок,
насосно-компрессорные трубы позволяют предотвращать образо-
вание песчаных пробок на забое, так как в насосно-
компрессорных трубах создаются большие скорости движения
жидкости, что способствует выносу песка вместе с жидкостью на
поверхность. Для проведения ремонтно-профилактических работ
или проведения различных геолого-технических мероприятий
предварительно требуется глушить скважину. Глушение скважи-
ны также облегчается с помощью насосно-компрессорных труб,
спущенных в скважину.
Для создания оптимальных условий движения газожидкост-
ной смеси от забоя до поверхности, лучшего выноса песка и ме-
ханических примесей с забоя скважин и т.д. подъемные трубы
необходимо спускать до забоя скважины.
Практически насосно-компрессорные трубы при фонтанном
способе эксплуатации спускают до верхних дыр перфорации.
В тех случаях, когда продуктивный пласт сложен плотными гор-
ными породами и когда газ начинает выделяться в стволе сква-
жины, НКТ можно спускать на глубину, где давление равно дав-
лению насыщения нефти газом. С целью создания условий для
более длительного фонтанирования необходимо создавать усло-
вия работы подъемника при наименьших потерях энергии, т.е.
условия режима QonT. Тогда диаметр подъемника можно опреде-
лить по формуле (62), решив его относительно диаметра:
QgL
с? = 188
^-P^pgL-tf-PJ
(76)
250
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Если полученный диаметр не совпадает со стандартным,
то берут близкий к полученному расчетным путем или приме-
няют ступенчатую колонну, состоящую из насосно-
компрессорных труб двух диаметров: верхняя часть лифта из
большего диаметра, а нижняя часть - из меньшего диаметра НКТ.
Длины составных частей колонны определяются из уравнения:
l = Ld~dl , (77)
d2-dt
где I - длина верхней части колонны труб большого диаметра;
L - общая длина подъемника; d - диаметр труб, полученный рас-
четов; dx - ближайший меньший стандартный диаметр труб
(нижней части); d2 - ближайший больший стандартный диаметр
труб (верхней части). При этом d2 > d > dx.
Ступенчатые лифты, ввиду имеющихся трудностей при
их использовании, в промысловой практике применяются срав-
нительно редко.
После того как подобран диаметр насосно-компрессорных
труб, определяют их максимальную пропускную способность.
Если расчетный дебит окажется меньше запланированного деби-
та в начальный период фонтанирования, то необходимо опреде-
лить диаметр подъемных труб для начальных условий фонтани-
рования на режиме <Эмакс, при этом диаметр труб определяется по
формуле
d = 188 I—VQP0,5 • (78)
Подъемник с диаметром труб, полученным по формуле (78),
не будет работать с максимальным к.п.д. в конце фонтанирова-
ния. Фонтанирование прекратится несколько раньше, чем при
подъемнике, выбранном для работы на оптимальном режиме.
Для продления срока фонтанирования необходимо заменять
подъемник с большим диаметром труб на подъемник с меньшим
диаметром труб.
Глава X. Добыча нефти и газа 251
1.3. Оборудование устья фонтанных скважин
Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,
а также охрана недр и техника безопасности требуют гермитиза-
ции и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину
НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулиро-
вания работы скважин. Это достигается с помощью установки на
устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колон-
ной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных ли-
ний).
Колонная головка предназначается для обвязки устья сква-
жины с целью герметизации межтрубных пространств, а также
для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции
скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-,
двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.
Колонная головка должна обеспечивать:
- надежную герметизацию межтрубного пространства;
- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;
- удобный и быстрый монтаж;
- возможность контроля за движением жидкости и газа в меж-
трубном пространстве;
- минимально возможная высота.
Колонные головки выпускаются на различные давления
от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважи-
нах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.
После окончания бурения скважины с колонной головки
демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную армату-
РУ-
Корпус колонной головки 1 навинчивается на верхний резь-
бовой конец кондуктора.
Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7.
Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7
достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3. Плотность посадки
достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и флан-
цем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7
252
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 65. Конструкция колонной головки для одной обсадной
головки.
заканчивается фланцем 6 для подсоединения к нему фонтанной
арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давле-
ния в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод
с краном высокого давления 9 и манометром 8.
1.4. Фонтанная арматура.
Фонтанная арматура служит для:
- подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;
- герметизации устья скважины;
- контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной)
пространством;
- направления нефти и газа в выкидную линию;
- проведения геолого-технических операций при эксплуата-
ции скважин;
- регулирования режима работы скважины;
- проведения исследований в скважине;
- создания противодавления на забой и т.д.
Глава X. Добыча нефти и газа
253
Фонтанную арматуру собирают из различных тройников,
крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с по-
мощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металли-
ческого кольца с овальным поперечным сечением, которое уста-
навливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтан-
ной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку.
Трубная головка предназначена для подвески насосно-
компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства
между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колон-
ной, а также для проведения различных геолого-технических ме-
роприятий.
Фонтанная арматура тройниковая (рис. 66) состоит из кре-
стовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанав-
ливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником.
При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с по-
мощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помо-
щью переводной втулки 2.
Если скважина оборудуется одним рядом насосно-
компрессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не уста-
навливают.
На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные
задвижки 12, которые служат для соединения технологического
оборудования межтрубным или кольцевым пространством,
а также для их герметизации. Трубная головка подвергается дав-
лению затрубного газа, которое может быть больше, чем давле-
ние в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитыва-
ется и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтан-
ная елка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве,
которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый
газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.
Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фон-
танная елка предназначается для регулирования отбора нефти
и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных
работ и исследований, а также для закрытия скважины при необ-
ходимости. Фонтанная елка состоит (рис. 66) из тройников 13,
254
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 66. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик, 2, 4 - пе-
реводные втулки, 3 - тройник, 5 - переводная катушка, 6 - центральная за-
движка, 7 - задвижки, 8 - штуцеры, 9 - буферная заглушка, 10 - манометр,
И - промежуточная задвижка, 12 - задвижка, 13 - тройники, 14 - буфер-
ная задвижка
Глава X. Добыча нефти и газа
255
Рис. 67. Фонтанная арматура крестовиковая: 1 - манометры, 2 - кра-
новые задвижки, 3, 6 - крестовик, 4 - катушка, 5 - патрубок, 7 - колонная
головка; 8 - уплотнительное кольцо
задвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода
работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит
для перекрытия и установки лубрикатора, через который в сква-
жину спускаются скребки для очистки лифтов от смоло-
парафинистых отложений, различных приборов (глубинных ма-
нометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением,
без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при
256
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9
с манометром 10.
Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из
выкидных линий, при работающей скважине должны быть от-
крыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных
случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное про-
странство в выкидные линии трубной головки.
При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб)
через открытую центральную задвижку направляются по одному
из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установ-
ку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки ус-
танавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки
с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие
при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспе-
чивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуце-
ры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные при-
меняются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимает-
ся песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где
в нефти нет песка.
Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, из-
готавливают из высокопрочных легированных сталей или из ме-
таллокерамического материала с каналом определенного диамет-
ра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увели-
чивается) установленный режим работы скважины нарушается,
поэтому штуцер надо заменять.
В этом случае поток нефти и газа переводят временно на за-
пасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необхо-
димого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер
в рабочем отводе.
Существует много различных конструкций штуцеров. Про-
стейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием
определенного диаметра, который устанавливается между двумя
фланцами выкидной линии и зажимается болтами. На фонтанной
арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами
или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе кре-
стовика трубной головки для замера давления в межтрубном про-
Глава X. Добыча нефти и газа
257
странстве скважины, которое называют затрубным давлением.
Второй манометр устанавливается на буфере арматуры и замеря-
ет давление на устье скважины. Это давление называется буфер-
ным, или устьевым. Самым ответственным элементом фонтан-
ных арматур являются запорные устройства. Основное требова-
ние, предъявляемое к запорным устройствам, - обеспечение аб-
солютной герметичности их затворов. От их бесперебойного дей-
ствия зависит надежность работы всего устьевого оборудования
фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпус-
каются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямо-
точные с уплотнительной смазкой. Клиновые задвижки сравни-
тельно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотни-
тельные поверхности клина и гнезда (поверхности затворов) при
открытом положении задвижек во время работы скважины под-
вергаются коррозии в результате контакта их с высокоминерали-
зованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважи-
ны, а также подвергаются воздействию механических частиц и
песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на
поверхность.
Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструиро-
вана так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении про-
дукция скважин (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими
поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей в ней
небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абра-
зивному действию механических примесей и песка, содержащих-
ся в продукции скважины.
Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при
эксплуатации и в обслуживании. Уплотнительные поверхности в
кране соприкасаются с продукцией скважин только во время от-
крытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию
и эрозию.
Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины
является очень важным и ответственным заключительным видом
работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому
сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины
должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой
258 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее дав-
ление. Если ожидается сильное нефтегазопроявление и может
возникнуть опасность раскачивания фонтанной арматуры, то ее
укрепляют анкерными болтами и растяжками из стального кана-
та.
Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются тру-
бопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа.
Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газо-
жидкостного потока от устья скважины, а также для соединения
затрубного пространства с наземным оборудованием скважины,
называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного простран-
ства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что
позволяет при необходимости снижать давление в затрубном
пространстве.
При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются наруше-
ния герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого
оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной
работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного
давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции
скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления
и дебита скважины с одновременным повышением давления
в межтрубном пространстве может указывать на большое отло-
жение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование
песчаной пробки в НКТ.
Одновременное снижение буферного и затрубного давления
указывает на образование на забое скважины песчаной пробки
или скопления минерализованной пластовой воды между забоем
и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирова-
ния. Падение давления на буфере при одновременном увеличе-
нии дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) шту-
цера и необходимость его замены и т.д.
1.5. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин
Как отмечалось, приток нефти из продуктивного пласта
к забою скважин может быть в том случае, когда забойное давле-
ние ниже пластового давления. После завершения бурения обыч-
Глава X. Добыча нефти и газа
259
но ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность
глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление
столба этого раствора в скважине превышало пластовое давле-
ние, т.е. Рзаб > Рпл. В этом случае вызвать приток нефти к забою
скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жид-
кости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости,
заполняющей скважину.
Освоение фонтанных скважин производят в промысловой
практике одним из следующих способов:
1. Снижением уровня жидкости в скважине с помощью сваба
(поршня).
2. Снижением уровня жидкости в скважине с помощью ком-
прессора.
3. Заменой глинистого раствора в скважине жидкостью или га-
зожидкостной смесью меньшей плотности (пресной водой,
нефтью и т.д.).
1.6. Освоение скважин свабированием
При этом методе освоение производится при помощи порш-
ня (сваба) постепенным снижением уровня жидкости в скважине,
рис. 68.
Поршень (рис. 68) состоит из металлической штанги 2, со-
единяющейся специальным замком 1 с канатом (Vi",%",%");
штанга одновременно служит для утяжеления поршня при его
спуске в скважину; клапанного устройства с шариком 3; пусково-
го патрубка 4 и манжет 5, изготавливаемых из прорезиненного
ремня. Диаметр манжет на 1-2 мм меньше внутреннего диаметра
насосно-компрессорных труб. При спуске поршня (сваба) вниз
шариковый клапан открывается и поршень свободно погружается
в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается (шарик
плотно садится в клапанное гнездо) и столб жидкости, находящий-
ся в НКТ над поршнем, выносится на поверхность. Поршень по-
гружают под уровень жидкости в скважине на 100-200 м (погру-
жение зависит от прочности стального каната). Этот метод назы-
вают поршневанием, или свабированием, скважины.
260
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
При свабировании уровень жидкости
в скважине снижается и, соответственно,
снижается давление на забое скважины, за
счет чего происходит приток жидкости из
пласта в скважину.
Время свабирования зависит от пласто-
вого давления, степени загрязнения призабой-
ной зоны пласта, интенсивности проведения
работ. Скважина может начать фонтанировать
через несколько десятков циклов свабирова-
ния, а иногда свабирование приходится вести
несколько дней.
К недостаткам свабирования можно от-
нести то, что работы приходится вести при
открытом устье, что может привести к выбро-
су нефти из скважины.
Кроме того, при свабировании через
лубрикатор быстро выходит из строя сальник
лубрикатора (истирается стальным канатом),
и при этом происходит загрязнение нефтью
территории вокруг устья скважины, что опас-
но в пожарном отношении, а также загрязня-
ется воздушная среда.
Поэтому свабирование чаще всего при-
меняют при освоении нагнетательных, водя-
ных скважин.
Рис. 68. Поршень
1.7. Освоение скважин компрессором
При этом методе освоения фонтанных скважин в затрубное
пространство нагнетается газ. Сжатый газ при нагнетании его в
затрубное пространство скважины вытесняет жидкость из сква-
жины через насосно-компрессорные трубы на поверхность.
В лифте НКТ предварительно устанавливается патрубок дли-
ной 1,5-2 м с пусковым отверстием диаметром 5-7 мм или спе-
циальный пусковой клапан одностороннего действия.
Глава X. Добыча нефти и газа
261
Газ доходит до пускового отверстия (клапана), прорыва-
ется в лифт НКТ и выбрасывает столб жидкости из НКТ. В ре-
зультате резко снижается противодавление на забой скважины
и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Пусковые
отверстия или пусковые клапаны устанавливаются в НКТ на
глубине скважины в зависимости от марки компрессора, т.е. от
величины максимального давления, создаваемого компрессо-
ром. Для освоения скважины применяются передвижные ком-
прессоры УКП-80 производительностью 8 м3/мин при макси-
мальном давлении 8,0 МПа. Применяются также компрессоры
КС-100 производительностью 10 м3/мин при максимальном
давлении 10,0 МПа. Чаще всего при освоении скважин ком-
прессором УКП-80 пусковые отверстия или пусковые клапаны
устанавливают в НКТ на глубине 700-750 м от устья скважин,
а при освоении компрессором КС-100 - на глубине 900-950 м.
Иногда пусковые отверстия устанавливают ступенчато, т.е.
на 500, 600, 700 м и т.д. с соответствующими диаметрами от-
верстий.
1.8. Освоение скважин промывкой
При этом методе освоения скважин снижение противодав-
ления на забой скважины достигается заменой жидкости в сква-
жине на более легкую жидкость - воду, нефть, аэрированную
жидкость и т.д.
При этом методе воду, нефть или аэрированную жидкость
насосом закачивают в затрубное пространство, а глинистый рас-
твор, которым заполнена скважина, вытесняется через насосно-
компрессорные трубы на поверхность.
Понижение плотности жидкости в скважине может быть
достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды и газа.
В этом случае к скважине подводят водяную линию от насо-
са и воздушную линию от компрессора. Вода и воздух (газ) при
подаче их в скважину смешиваются в специальном смесителе
(эжекторе), и газожидкостная смесь нагнетается в затрубное про-
странство скважины. Через НКТ глинистый раствор вытесняется
262
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
газожидкостной смесью на поверхность. При этом значительно
снижается давление столба жидкости на забой скважины и нефть
начинает поступать из пласта в скважину.
Подачу газожидкостной смеси прекращают после того, как
скважина начинает фонтанировать или из скважины идет чистая,
безводная нефть.
Рис. 69. Схема оборудования скважины для промывки ее аэриро-
ванной жидкостью: 1 - выкидная линия; 2 - компрессор; 3 - насос для
воды; 4 - смеситель (эжектор); 5 - обсадная колонна; 6 - насосно-
компрессорная труба; 7 - нефтяной пласт
1.9. Осложнения в работе фонтанных скважин
Осложнения в работе фонтанных скважин могут быть мно-
гообразными. Среди многообразия осложнений можно выделить
Глава X. Добыча нефти и газа
263
наиболее часто встречающиеся и наиболее опасные по своим по-
следствиям. К ним можно отнести:
- открытое фонтанирование скважины в результате наруше-
ний герметичности устьевой арматуры;
- пульсацию при фонтанировании, которая может привести
к аварии;
- скопление пластовой воды на забое скважины, в результате
чего скважина может прекратить фонтанирование;
- образование смолопарафинистых отложений на внутренней
поверхности насосно-компрессорных труб и в выкидных
линиях скважин;
- образование песчаных пробок на забое и в НКТ при добыче
нефти из продуктивных пластов, из которых вместе с неф-
тью выходит песок;
- отложение солей на забое скважин и в насосно-компрес-
сорных трубах.
Открытое фонтанирование. Самым опасным при фонтан-
ной эксплуатации осложнением является открытое нерегулируе-
мое фонтанирование. Очень часто при открытом фонтанировании
происходят огромные продолжительные пожары, приводящие
к преждевременному истощению месторождений, они наносят
огромный ущерб животному и растительному миру, воздушному
пространству и окружающей среде.
Кроме осложнений и непредвиденных обстоятельств, при
вскрытии продуктивного пласта и освоении скважин большую
негативную роль играют нарушения в фонтанной арматуре из-за
неплотностей соединений или их нарушения вследствие вибра-
ции арматуры, а также возможные разрывы, возникающие в ре-
зультате разъедания песком или взвесями, выходящими на по-
верхность вместе с нефтью. Все эти нарушения могут стать при-
чиной тяжелых аварий. Для их предупреждения фонтанная арма-
тура должна опрессовываться на двукратное давление от ожи-
даемого рабочего давления. При этом должны опрессовываться
все отдельные элементы в стационарных условиях и арматура
в боре на скважине. Для предупреждения открытого фонтаниро-
264
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
вания применяют различной конструкции отсекатели, которые
спускаются в скважину на определенную глубину или под баш-
мак. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах
в обсадной колонне и т.д.
Пульсация в фонтанных скважинах. С пульсацией в фон-
танных скважинах борются следующим образом:
- спускают насосно-компрессорные трубы до интервала, где
давление ниже давления насыщения;
- периодически сбрасывают газ из затрубного пространства;
- устанавливают пакер в скважине у башмака НКТ, что по-
зволяет направлять свободный газ в НКТ и одновременно
повысить эффективность работы газожидкостного подъем-
ника;
- устанавливают в 40-45 м от башмака труб концевой клапан
с малыми отверстиями, который открывается после оттес-
нения жидкости и создает перепад давления 0,1-0,15 МПа.
В результате газ через концевой клапан прорывается в НКТ.
- устанавливают в нижней части НКТ башмачную воронку.
Скопление пластовой воды на забое скважины. При
фонтанном способе эксплуатации первоначально нефть из сква-
жины идет безводной. Однако со временем вместе с нефтью из
пласта в скважину поступает пластовая вода. Для уменьшения
содержания воды в нефти и продления безводного периода
фонтанирования в скважинах сокращают суточный дебит неф-
ти. Но при уменьшении дебита нефти уменьшаются скорости
подъема жидкости по стволу скважины, в результате чего часть
воды не выносится вместе с нефтью на поверхность,
а постепенно скапливается на забое, что приводит к увеличе-
нию забойного давления, снижению дебита скважин, а затем к
прекращению фонтанирования. Для предупреждения скопления
воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность за счет
увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают
НКТ до забоя.
Иногда для удаления скопившейся воды на забое использу-
ют передвижной компрессор. При нагнетании компрессором газа
Глава X. Добыча нефти и газа
265
в затрубное пространство скопившаяся на забое вода выносится
струей жидкости через НКТ, и скважина вновь начинает фонта-
нировать. О скоплении воды на забое скважин узнают по умень-
шению давлений в НКТ и затрубном пространстве, которые кон-
тролируются манометрами.
Образование смоло-парафинистых отложений. Нефти по
своему углеводородному составу разнообразны. В то же время
нефти многих нефтяных месторождений содержат в своем соста-
ве смоло-парафиновые вещества, представляющие из себя слож-
ную смесь высокомолекулярных углеводородов: парафина, смол,
асфальтенов.
В группу парафинов входят твердые углеводороды от СрНзв
до С71Н144. Плотность парафина в твердом состоянии колеблется
от 865 до 940 кг/м3. В пластовых условиях парафины чаще всего
находятся в растворенном состоянии в нефти.
В процессе подъема нефти и газа от забоя до устья сква-
жины и в поверхностных коммуникациях непрерывно меняется
температура и давление. В результате этого нарушается равно-
весие в системе «нефть - растворенный в ней газ - растворен-
ные в нефти смоло-парафиновые вещества». Нефть в процессе
подъема постепенно теряет часть газа и становится из-за этого
более тяжелой. Вязкость ее увеличивается, а растворяющая
способность по отношению к тяжелым углеводородам и приме-
сям снижается, так как уменьшается содержание в ней легких
жидких углеводородов, обладающих значительными раство-
ряющими способностями. Одновременно снижается температу-
ра нефти из-за потери тепла от нефти через НКТ и эксплуата-
ционную колонну в окружающие скважину горные породы,
а также за счет выделения из нефти газа. Причем охлаждение
нефти вследствие выделения газа при высоком газовом факторе
значительно больше, чем за счет теплоотдачи в окружающие
горные породы. Эти два фактора (охлаждение и выделение газа)
являются главными причинами выпадения из нефти смоло-
парафиновых веществ. Парафины начинают выпадать на стен-
ках НКТ, выкидных линиях и во всех нефтепромысловых ком-
муникациях.
266 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В НКТ отложение парафина начинается от точки начала его
выпадения до устья скважины, а часть мелких частиц парафина
остается во взвешенном состоянии и выносится потоком жидко-
сти на поверхность. Частички парафина, выпадая из нефти
в НКТ, слипаются вместе с одновременно выпадающими из неф-
ти смолами и асфальтенами и, образуя липкие комочки твердых
углеводородов, которые осаждаются на шероховатых стенках
НКТ, уменьшают их сечение, вплоть до полного перекрытия. От-
ложения парафина в НКТ приводят к значительному сокращению
внутреннего сечения и, соответственно, к увеличению сопротив-
ления газонефтяному потоку. Вначале за счет этого снижается
дебит нефти и снижается буферное давление, а затем, если не
принимать мер, происходит полное перекрытие сечения НКТ и,
как следствие, прекращение фонтанирования.
Выпадение парафина из нефти начинается при определен-
ной для данной нефти температуре, которая называется темпера-
турой кристаллизации. Температура кристаллизации парафина
бывает разной для разного состава нефтей и состава парафино-
вых фракций.
Температура плавления парафинов колеблется от 30° до 70° С.
Для парафинистых нефтей Урало-Поволжья (Самарская, Перм-
ская, Оренбургская области, Татария, Башкирия, Удмуртия) тем-
пература, при которой начинается отложение парафина на стен-
ках НКТ, составляет 15°-35° С. А на месторождениях полуостро-
ва Мангышлаг наблюдается выпадение парафина в пластовых ус-
ловиях, причиной этому служит то, что температура кристалли-
зации там близка к начальной пластовой температуре. Незначи-
тельное охлаждение пласта при закачке холодной воды приводит
к частичной кристаллизации парафина в пласте, что является
причиной ухудшения фильтрации в продуктивном пласте, сни-
жению дебитов и, в конечном итоге, к низким коэффициентам
нефтеизвлечения.
Толщина отложений парафина на внутренней поверхности
НКТ увеличивается от забоя к устью при снижении температуры
и выделении газа из нефти. На нефтяных месторождениях Урало-
Поволжья отложение парафина в НКТ начинается на глуби-
Глава X. Добыча нефти и газа
267
не 500-400 м. Максимальная толщина отложений происходит
на глубине 250-500 м. Ближе к устью скорости движения газо-
жидкостной смеси достигают наибольшей величины, и парафин
откладывается в НКТ значительно меньше, т.к. большие скорости
струи жидкости выносят парафины на поверхность. Причиной
интенсивного отложения парафина на внутренней поверхности
НКТ служит ряд факторов:
- шероховатость внутренней поверхности НКТ, которая со-
действует выделению газа из нефти и ее охлаждению;
- снижение растворимости парафина в тяжелых нефтях и, со-
ответственно, повышение интенсивности выпадения пара-
фина в таких нефтях;
- скорость потока газожидкостной смеси. Чем ниже скорость
потока нефти и газа, тем выше интенсивность выпадения
парафина;
- концентрация смоло-парафиновых соединений в нефти. Чем
выше концентрация, тем больше откладывается парафин на
стенках НКТ;
- наличие механических примесей в потоке нефти и газа, ко-
торые являются центрами кристаллизации парафина;
- величина снижения давления в потоке нефти и газа. Чем
больше перепад давления, тем интенсивнее выделяется газ
из нефти, в результате чего снижается температура потока
нефти. Кроме того, при разгазировании нефти выделяются
легкие фракции, которые являются хорошими растворите-
лями парафиновых соединений;
- наличие воды в нефти. Ввиду того, что поверхность ме-
талла лучше смачивается водой, чем нефтью, между по-
током нефти и внутренней поверхностью НКТ образуются
тонкие гидратные слои, на которых парафин не отклады-
вается.
Нормальная эксплуатация фонтанных скважин, из которых
добывается парафинистая нефть, невозможна без своевременного
удаления отложений парафина со стенок НКТ или без проведения
профилактических мероприятий, позволяющих предотвращать
выпадение парафина на стенках НКТ. С целью предотвращения
268
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
отложений парафина и создания нормальных условий работы
фонтанных скважин применяют различные способы, к ним отно-
сятся:
1. Механические способы.
а) Периодический спуск (в зависи-
мости от интенсивности отложений) в
НКТ металлических скребков. Наи-
большее применение в промысловой
практике получил металлический скре-
бок переменного сечения с раздвижны-
ми ножами. Скребки спускают в НКТ на
стальной (J =1,8 мм) проволоке. Спуск
их вниз осуществляется под действием
подвешиваемого к ним специального
груза (10-12 кг), а вверх скребки под-
нимаются лебедкой. Очистка парафина
скребками осуществляется при рабо-
тающей скважине. На устьевой армату-
ре скважины монтируется лубрикатор
с сальником для пропуска стальной
проволоки и роликом. Длина лубрика-
тора делается из расчета, чтобы в него
полностью вмещались скребок с грузом
(рис. 70).
Ножи скребка во время подъема
раздвигаются под действием силы тяжес-
ти и трения о стенки труб, диаметр их окружности становится
на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. При спуске скреб-
ка подвижные ножи, смещаясь по прорезям, сближаются так, что
их наружный диаметр становится на 15-20 мм меньше, чем во
время подъема. При подъеме скребка парафин срезается ножами
скребка со всей поверхности НКТ. Для спуска и подъема скреб-
ков используются автоматизированные депарафинизационные
установки (АДУ), которые состоят из лебедки с электродвигате-
Рис. 70. Устьевой саль-
ник-лубрикатор с роли-
ком
Глава X. Добыча нефти и газа 269
лем и станции управления, устанавливаемые в специальных
скребковых будках. Последней конструкцией является АДУ-3,
работающая автоматически, без вмешательства человека. Спуск
скребков на определенную глубину и их подъем осуществляется
по заданной программе.
б) Подъем запарафиненных НКТ на поверхность, очистка их
от парафина (механическими скребками или с помощью прогрева
паром) и спуск их в скважину.
в) Применение автоматических летающих скребков. Ввиду
частых отказов эти скребки не нашли широкого применения.
2. Тепловые способы.
а) Прогрев НКТ с помощью закачки острого перегретого
пара в затрубное пространство скважины. Острый пар нагнетает-
ся в затрубное пространство скважины (t = 300° С), трубы разо-
греваются, парафин плавится и выносится потоком нефти на по-
верхность. При этом нагретой струей нефти расплавляется пара-
фин и в выкидных линиях. Прогрев паром осуществляется при
работающей скважине.
б) Прогрев НКТ и удаление с их внутренней поверхности
парафина путем закачки в скважину подогретой до 120°-150° С
нефти.
3. Применение НКТ с покрытием их внутренней поверхно-
сти стеклом, эмалью или эпоксидной смолой. Этот способ счита-
ется наиболее эффективным. Парафин выпадает на покрытые ла-
ком или смолой поверхности НКТ в небольшом количестве, сла-
бо удерживается на ней и легко смывается потоком нефти.
НКТ, покрытые внутри стеклом, лаком или смолой, облада-
ют стойкостью против кислот, щелочей, агрессивных пластовых
вод, поэтому они не только препятствуют отложению парафина,
но и защищают металл труб от коррозии.
4. Применение растворителей.
При этом способе насосами-дозаторами в затрубное про-
странство при работающей скважине закачивают легкие угле-
водороды (конденсат, нестабильный бензин), ПАВ или другие
химические реагенты. При закачке легких углеводородов па-
270 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
рафин растворяется и выносится струей нефти на поверх-
ность.
Сущность применения химических реагентов заключается
в гидрофилии. Введенные в поток ПАВ адсорбируются на твер-
дых частицах парафина. Благодаря адсорбции химических реа-
гентов на внутренней поверхности НКТ и на кристаллах парафи-
на образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, которая
препятствует росту кристаллов и их отложению в НКТ.
В процессе эксплуатации обводненных скважин происходит
отложение солей в призабойной зоне пласта, на забое скважины и
в НКТ.
В пластовой воде содержатся растворимые (СаС12, MgCl2,
NaCl) и нерастворимые (СаСО3, Mg СО3, CaSO42H2O, MgSO4,
BaSO4, CaSiO3, Mg SiO3 и т.д.) соли. Образование и отложение
этих солей происходит в результате нарушения карбонатного
равновесия, обусловленного снижением температуры и давления.
При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са2+, Mg2+
и НСО3 образуются непрочные бикарбонаты кальция и магния:
Са2 + 2НСО3 = Са(НСО3)2, (79)
Mg2 + 2НСО3 = Mg(HCO3)2. (80)
Равновесие их поддерживается растворенным в воде углекислым
газом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтан-
ных скважинах снижается, из воды выделяется углекислый газ
и образуются осадки карбонатных солей:
Са(НСО3)2 СаССМ + СО2| + Н2О, (81)
Mg(HCO3)2 MgCO3; + СО2| + Н2О. (82)
При снижении температуры потока выпадение солей из рас-
твора замедляется. Таким образом, падение давления газожидко-
стной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков со-
лей, а снижение температуры, наоборот, тормозит этот процесс.
Однако при снижении давления сдвиг реакции вправо происхо-
дит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении
температуры.
Глава X. Добыча нефти и газа
271
В этом заключается основная причина отложения солей
в скважинах. Борьбу с отложениями солей в скважинах ведут хи-
мическими и механическими методами.
Борьбу с водонерастворимыми отложениями карбонатных
солей СаСОз и MgCO3, сульфатных солей CaSC>4 и MgSC>4 ведут с
помощью дозирования в межтрубное пространство растворов
гексаметофосфата натрия (NaPO3)6 и триполифосфата натрия,
расход реагентов не превышает 0,1 мас.% от добываемой мине-
рализованной воды. Борьба с отложениями карбонатных солей
ведется с использованием 12-15% раствора соляной кислоты:
СаСОз + 2НС1 = СаС12 + Н2О + CO2t (83)
Для удаления отложений сульфатных солей применяют рас-
твор каустической соды:
CaSO42H2O + 2NaOH = Са(ОН)2 + Na2SO4 + Н2О. (84)
Сульфат натрия Na2SO4 хорошо растворяется в воде. А гид-
роокись кальция Са(ОН)2 представляет собой рыхлую массу, ко-
торая частично выносится потоком, а частично разрушается при
соляно-кислотной обработке:
Са(ОН)2 + 2НС1 = СаС12 + 2Н2О. (85)
В промысловой практике нередки случаи, когда отложения
гипса с содержанием сульфата бария полностью закрывают НКТ
и обсадные трубы.
Такие трубы поднимают и сдают в металлолом, т.к. они не-
пригодны для дальнейшего использования. А призабойную зону
скважины разбуривают и делают химическую обработку с ис-
пользованием каустической соды и соляной кислоты.
1.10. Исследование фонтанных скважин и установление
технологического режима их работы
Для установления технологического режима работы фон-
танных скважин периодически проводят их исследования по ме-
тоду установившихся пробных откачек и по кривой восстановле-
ния забойного давления после остановки скважин. Изменение
режимов (дебитов) работы скважин проводят с помощью смены
штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).
272 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Метод пробных откачек применяется для определения про-
дуктивности скважин и установления технологического режима
ее работы. По кривой восстановления забойного давления опре-
деляют параметры пласта. В скважинах, вскрывших впервые
продуктивные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой
нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти
газом, вязкость нефти и т.д.)
Широкое применение при исследованиях фонтанных сква-
жин получил метод пробных откачек с целью построения инди-
каторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления,
определения коэффициента продуктивности, газового фактора,
содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости)
при различных режимах работы скважин. Метод пробных отка-
чек выполняется следующим образом. При определенном уста-
новившемся режиме работы скважины замеряют забойное давле-
ние и дебит скважины. Замеряют одновременно по расходомеру,
установленному на ГЗУ, количество выделившегося из нефти га-
за. Замеряют с помощью манометров буферное и затрубное дав-
ление. Затем изменяют диаметр отверстия в штуцере на больший
или меньший, устанавливают новый режим работы скважины. На
этом новом режиме скважина должна проработать в пределах су-
ток, и на данном новом штуцере замеряют забойное давление
и дебит скважины. Новый режим считается установившимся, ес-
ли при неоднократных (три-четыре) замерах дебиты жидкости и
газа отличаются друг от друга не более чем на 10%. При этом ме-
тоде необходимо снять пять-шесть точек кривой зависимости де-
бита от забойного давления. Одновременно с замерами забойных
давлений и дебитов скважин при каждом установившемся режи-
ме работы скважины определяют газовый фактор, содержание
воды в нефти и наличие песка и механических примесей. По по-
лученным результатам строят индикаторную кривую и опреде-
ляют коэффициент продуктивности для выполнения при необхо-
димости технических расчетов в процессе эксплуатации скважи-
ны. Определяют также зависимость между диаметром отверстия
в штуцере и дебитами нефти, воды и газа, а при наличии - и со-
держание песка в продукции скважины. По полученным данным
Глава X. Добыча нефти и газа
273
устанавливают оптимальный режим работы скважины. При этом
необходимо, чтобы скважина работала с хорошим дебитом при
наименьшем газовом факторе, добывать меньше воды и механи-
ческих примесей, без больших пульсаций. Если соблюдать отме-
ченные условия, обеспечивается наиболее рациональное расхо-
дование пластовой энергии и более длительное фонтанирование
скважин. Технологический режим работы фонтанной скважины
устанавливается на месяц, и изменяют его по результатам уточ-
нения данных о состоянии разработки залежи. Замер забойных и
пластовых давлений в фонтанных скважинах осуществляют с по-
мощью глубинных манометров, спускаемых в скважину на
стальной скребковой проволоке d = 1,8 мм с помощью механизи-
рованных лебедок, монтируемых на автомобиле.
Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью
глубинных пробоотборников, спускаемых так же, как и глубин-
ные манометры.
Для спуска глубинных манометров, пробоотборников, тер-
мометров и т.д. на устье скважины устанавливается лубрикатор с
сальником и роликом. Сальник в верхней части лубрикатора
служит для герметизации отверстия, через которое проходит
стальная проволока (см. рис. 70).
Для проведения глубинных измерений механизированную
лебедку устанавливают в 15-30 м от устья скважины.
Вначале на скребковой проволоке в лифт НКТ спускают
шаблон, а после этого спускают прибор. Это является обязатель-
ным условием, если добывается парафинистая нефть.
На высокодебитных скважинах с высоким газовым факто-
ром (200 и более м3/т) к прибору присоединяют утяжелитель мас-
сой 6-8 кг в виде металлической штанги.
Для недопущения обрыва скребковой проволоки глубина
спуска прибора не должна превышать длины колонны НКТ.
С этой целью у башмака колонны устанавливают ограничитель
в виде поперечной шпильки. При спуске прибора в скважину ба-
рабан лебедки притормаживают с целью недопущения образова-
ния «жучков» на проволоке из-за сильных рывков. Поднимают
прибор из скважины со скоростью 1,5-2,0 м/с, а последние 30-40 м
274
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
поднимают на первой скорости или вручную. Давление и темпе-
ратуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинными ма-
нометрами и термометрами.
На промыслах в основном применяют максимальные глу-
бинные манометры и глубинные манометры с непрерывной запи-
сью показаний.
Дебит скважин замеряют на групповых замерных установ-
ках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины
устанавливается краник, через который отбирается проба нефти
и затем в промысловой лаборатории определяется процентное
содержание воды в нефти.
2. Газлифтная эксплуатация
При определенных условиях, когда пластовой энергии не-
достаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины
прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно ис-
кусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого
газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления
применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин
называется компрессорным газлифтом.
В настоящее время в качестве рабочего агента воздух ис-
пользовать запрещено, т.к. при определенном соотношении угле-
водородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (грему-
чий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.
Если в качестве рабочего агента для газового подъемника
применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом
случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газ-
лифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, на-
зывается газлифтом. Действие газового или воздушного подъем-
ника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием
подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходя-
щем за счет пластового давления и энергии расширяющегося га-
за, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник со-
стоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи га-
за, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.
Глава X. Добыча нефти и газа
275
На рисунке 71 изображена одна из схем подъемника. Как
видно из этой схеме, в скважину спускаются два ряда НКТ. На-
ружный ряд труб, по которым нагнетается газ, называется воз-
душным, а НКТ, по которым поднимается смесь газа с нефтью на
поверхность, называются подъемными.
В неработающей скважине жидкость в НКТ и скважине бу-
дет находиться на одном уровне, который называется статиче-
ским уровнем.
Рис. 71. Газовоздушный подъемник: а - до начала работы (про-
стаивающая скважина); б - во время работы скважины.
276 В.И. Кудинов. Основы нефтпегазопромыслового дела
Давление столба жидкости на забой скважины при этом бу-
дет равно пластовому давлению:
^ПЛ ~ НстР8 •
Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале
всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать
в подъемные трубы, будет перемешиваться с жидкостью.
Плотность этой жидкости становится меньше первоначаль-
ной плотности жидкости, за счет чего уровень жидкости в подъ-
емных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа
в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости
в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем
жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб
в жидкость.
В случае погружения воздушных труб на небольшую глуби-
ну под жидкость газ не поднимает жидкость на поверхность. Он
поднимает жидкость на небольшую высоту. Газ будет проры-
ваться через жидкость и стекать по стенам труб вниз.
Подъем жидкости зависит от диаметра НКТ. В НКТ мало-
го диаметра при одном и том же расходе рабочего агента (газа),
уровень жидкости поднимается на большую высоту, чем
в трубах большего диаметра. Из вышеизложенного следует, что
принцип действия газового подъемника сводится к разгазиро-
ванию жидкости в подъемных трубах и уменьшению ее плотно-
сти.
При непрерывной подаче газа (воздуха) в подъемные трубы
разгазированная жидкость поднимается до устья скважины и да-
лее поступает в выкидную линию.
В работающей скважине в затрубном пространстве устанав-
ливается другой уровень, который называется динамическим
уровнем (рис. 71 б).
Динамический уровень всегда ниже статического уровня.
Давление столба жидкости высотой от динамического уровня до
забоя равно забойному давлению:
Даб=Нд11П^. (86)
Глава X. Добыча нефти и газа
277
Статический и динамический уровень определяются:
Я„=—; (87)
pg pg
Расстояние от устья до динамического уровня
Л0=Я-Ндин = Н-^-, (88)
Pg
где Н- глубина скважины.
Давление у башмака подъемных труб Д:
Px = (L-hJpg = hpg, (89)
где L - длина подъемных труб; h - глубина погружения труб под
динамический уровень.
Из формулы (89) следует, что глубина погружения
Л = А; (90)
pg
отношение глубины погружения подъемника ко всей длине подъ-
емника, умноженное на 100, называется процентом погружения
подъемника
hm=y. (91)
JL
В промысловой практике при определении относительного по-
гружения пользуются следующей формулой:
Р
и — заб
"Р Lpg'
Для подъема жидкости можно использовать газ из газовых
скважин или из газопровода высокого давления. Если газ берется
из газопровода, то он вначале подается в газораспределительную
будку, из нее - по промысловым газопроводам. Этот метод назы-
вается бескомпрессорным газлифтом. Кроме этого, может быть
использован внутрискважинный газлифт (рис. 72).
Если газовый пласт расположен выше нефтяного пласта, то
газожидкостная смесь поднимается по центральной трубе 1. Не-
обходимое количество газа для подъема жидкости из скважины
поступает через клапан 2, устанавливаемый выше пакера. Изли-
шек газа перетекает через затрубное пространство 3.
278
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Смесь —-----—
Рис. 72. Схема внутрискважинного газлифта
Клапан рассчитывается таким образом, чтобы расход газа
через него и давление внутри подъемника на уровне клапана
обеспечивал подъем жидкости через центральные трубы до устья
и в выкидные линии.
Бескомпрессорный газлифт наиболее целесообразен и эко-
номичен, если имеются необходимые ресурсы природного газа
Глава X. Добыча нефти и газа
279
высокого давления и если природный газ после его работы по
подъему нефти из скважины будет полностью использован (на
отопление, в быту, подогрев нефти при ее обезвоживании и обес-
соливании и т.д.)
2.1. Конструкции и системы подачи рабочего агента
газлифтных подъемников
Системы газовоздушных подъемников различаются в зави-
симости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, и от на-
правления движения сжатого газа и газонефтяной смеси.
Рис. 73. Принципиальная схема газлифтных скважин. Конструк-
ции: а) однорядная; б) двухрядная; в) полуторарядная
Подъемники бывают однорядными, двухрядными и полуто-
рорядными. Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину.
По направлению нагнетания рабочего агента имеются две систе-
мы подъемников: кольцевая и центральная. На рис. 73 показан
двухрядный подъемник кольцевой системы. При таком подъем-
нике в скважину спускаются два ряда труб. Рабочий агент (газ)
нагнетается в кольцевое пространство между двумя колоннами
280
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
труб, а нефть поднимается по внутренним трубам. При оборудо-
вании скважины двухрядным подъемником наружный ряд труб
спускают до фильтра скважины с целью выноса песка, посту-
пающего из пласта вместе с нефтью.
Глубина спуска внутреннего ряда труб зависит от характе-
ристики пласта и максимального давления, развиваемого ком-
прессором. При однорядном подъемнике с кольцевой системой
подачи рабочего агента подъемные трубы спускают под статиче-
ский уровень (Нст) с учетом установления ожидаемого динами-
ческого уровня при работе скважины (Ндин), который обеспечи-
вает необходимое забойное давление Рзаб. Погружение НКТ под
динамический уровень называется глубиной погружения подъ-
емника. Нефть с газом и водой поднимается по центральным тру-
бам. В однорядном подъемнике центральной системы рабочий
агент нагнетается в НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по
межтрубному пространству.
Подъемники центральной системы имеют существенные не-
достатки. При эксплуатации пескопроявляющих скважин на тру-
бах песком разъедаются соединительные муфты, в результате че-
го возможен полет НКТ в скважину. А при эксплуатации сква-
жин, дающих парафинистую нефть, в кольцевом пространстве на
трубах отлагается парафин, что приводит к снижению дебита
скважин и возможному полному запарафиниванию кольцевого
пространства, что может привести к серьезной аварии на скважи-
не. В нефтепромысловой практике чаще применяются подъемни-
ки кольцевой системы.
Принцип работы однорядного и двухрядного подъемников
один и тот же.
Двухрядный подъемник имеет преимущество в том, что он
работает при меньшей пульсации рабочего давления и струи жид-
кости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем
меньше, чем при однорядном подъемнике кольцевой системы.
Столб жидкости в затрубном пространстве также способст-
вует более плавной работе двухрядного подъемника. Недостат-
ком двухрядных подъемников является большая металлоемкость.
Глава X. Добыча нефти и газа
281
С целью уменьшения металлоемкости и для лучшего выноса пес-
ка, поступающего в скважину вместе с нефтью, а также пласто-
вой воды, скапливающейся на забое, применяют полуторарядные
подъемники с хвостовиком, который является продолжением
внешнего ряда труб (рис. 73 в).
При оборудовании однорядных подъемников применяются
в основном НКТ с условными диаметрами от 48 до 89 мм.
При двухрядном подъемнике для колонны наружного ряда
применяются трубы с условным диаметром от 114 до 73 мм, а для
колонны внутреннего ряда - трубы диаметром от 48 до 73 мм.
Минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колон-
ны и наружной стенкой муфт НКТ допускается 12-15 мм.
2.2. Преимущества и недостатки газлифтного способа
эксплуатации нефтяных скважин
Преимущества газлифтного способа:
- все оборудование располагается на поверхности, что упро-
щает его ремонт и обслуживание;
- простота конструкций оборудования;
- возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут)
независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатаци-
онной колонны;
- простота регулирования дебита нефти скважины (увеличе-
ние или уменьшение подачи газа в скважину);
- возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводнен-
ных скважин;
- простота исследования скважин.
Однако, наряду с преимуществами, газлифтный способ име-
ет и серьезные недостатки:
- большой расход НКТ, особенно в обводненных скважинах
и в пескопроявляющих скважинах;
- низкий к.п.д. подъемника и всей системы компрессор-
скважина (при низких динамических уровнях к.п.д. подъем-
ника часто не превышает 5%);
- большая стоимость затрат на строительство компрессорных
станций, газораспределительных будок и сети газопроводов
в начале обустройства месторождений;
282 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела /
- большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при
эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамиче-
скими уровнями.
Но большие капитальные вложения на строительство быст-
ро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных сква-
жин быстро снижается и в итоге становится значительно ниже,
чем при добыче нефти механизированными способами.
2.3. Расчет газлифтных подъемников
Расчет газлифтных подъемников проводится по тем же
формулам, что и для фонтанных скважин. Чтобы произвести рас-
чет газлифтного подъемника необходимо вначале определить:
- диаметр и длину подъемника;
- оптимальное количество нагнетаемого рабочего агента;
- давление у башмака подъемных труб или в точке подачи ра-
бочего агента в газовоздушный подъемник.
Кроме этого, для проведения расчетов необходимо иметь
следующие исходные данные по каждой скважине:
- пластовое давление и коэффициент продуктивности;
- плотность жидкости;
- газовый фактор;
- допустимую депрессию и дебит скважины;
- глубину скважины и диаметр обсадной колоны.
По геологическим или техническим условиям дебит
скважины может ограничиваться или не ограничиваться. При
этом методика расчета газовоздушного подъемника различна.
В случае, когда отбор жидкости не ограничен для максималь-
ного отбора жидкости, необходимо создать меньшее давление
на забой. При этом подъемные НКТ должны быть спущены
немного выше верхнего интервала перфорации. Ниже интерва-
ла перфорации трубы спускать нежелательно, так как газ, на-
гнетаемый в кольцевое пространство между обсадной колон-
ной и НКТ, будет препятствовать притоку жидкости в скважи-
ну:
Т = Я-(204-30)м,
(92)
Глава X. Добыча нефти и газа
283
где L - глубина спуска подъемных труб, м; Н - глубина скважи-
ны, м.
Пренебрегая давлением столба газа и потерями давления
на трение при движении рабочего агента по трубам, прибли-
женно можно принять />заб=Р1, т.е. забойное давление (Рзаб)
равно давлению у башмака подъемных труб (7^). Тогда макси-
мальную производительность подъемника можно определить
по формуле
I е I Л~8 j3 / р _ р
Qmax= - о'" (93)
р’ V L )
где - максимальный дебит, м3/сут; d - диаметр НКТ, мм;
р - плотность жидкости, кг/м3; Рх - давление у башмака подъем-
ных труб, МПа; Р2 - давление на устье скважины, МПа; L - длина
подъемных труб, м; К - коэффициент продуктивности, м3/сут-МПа;
Рпл - пластовое давление, МПа.
Чтобы обеспечить продвижение жидкости по выкидной ли-
нии от устья скважины до газосепаратора, минимальное противо-
давление должно быть в пределах 2-5 МПа. Максимальный диа-
метр подъемных НКТ можно определить из таблицы 3 в зависи-
мости от дебита скважины. Минимальный диаметр подъемных
труб зависит от диаметра эксплуатационной колонны. Давление
на устье принимают равным Р2 ® (0,2-Ю,3) МПа, исходя из усло-
вий обеспечения продвижения жидкости от устья скважины до
газосепарационной установки.
Таблица 15
№ п/п 4/усл>ММ JBH, мм Q, т/сут
1 48 40,3 20-50
2 60 50,3 50-70
3 73 59-62 70-250
4 89 76 250-350
Г 5 114 - 100,3 более 350
284
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Давление у башмака подъемных труб Рг определяется из
соотношения
Р^Рр^-ОЛМПа,
где Рраб - рабочее давление на выкидной линии компрессо-
ров, МПа; 0,4 МПа - потери давления в газораспределительной
сети от компрессорной станции до устья скважины.
Потерями давления газа в воздушных трубах пренебрега-
ют.
Удельный расход рабочего агента /?нтах определяют из
формулы (62)
^тах
3,88L2p
(94)
С учетом объема газа, поступающего из пласта в скважину
вместе с нефтью, получаем
^нтах = ^тах ~ (95)
3,S8L />------
d«(/?-p2)ig/;/p2
где Go - газовый фактор, м3/сут.
Зная /?нтах, можно определить суточный расход нагнетае-
мого рабочего агента:
= ^Этах *н max • (97)
Отбор жидкости ограничен.
В этом случае дебиты жидкости и газа, а также соответст-
вующее им забойное давление - известные величины.
Ранее, в главе «Фонтанная эксплуатация», отмечалось, что
минимальный удельный расход энергии при режиме максималь-
ной подачи обеспечивается при условии, что перепад подъемника
0> = О,5, а для оптимального режима относительный максималь-
ный дебит будет при (р = 0,6.
Глава X. Добыча нефти и газа
285
Учитывая эти соотношения, длину подъемника можно опре-
делить следующим образом:
р _ р
для режима Qmax = -1—- = 0,5, (98)
Lpg
для режима <Э0ПТ = ——— = 0,6. (99)
Lpg
В случае, когда отбор жидкости ограничен, на забое необхо-
димо поддерживать определенное противодавление. Для работы
подъемника с наибольшей эффективностью, т.е. минимальным
удельным расходом, необходимо, чтобы подъемник работал на
режиме оптимального дебита, для чего необходимо наибольшее
погружение, т.е. длина подъемника должна быть максимальной
(см. формулу 92). Но в процессе разработки залежи пластовое
давление в ней снижается. Поэтому для достижения неизменного
отбора жидкости необходимо снижать забойное давление, чтобы
поддерживать постоянную депрессию.
Однако необходимость уменьшения со временем забойного
давления равносильна уменьшению относительного погружения
при неизменной длине подъемника, следствием чего является
уменьшение дебита жидкости. Таким образом, нельзя ориентиро-
ваться на длительную работу подъемника на режиме <20пт. Как
уже отмечалось, для получения максимального удельного расхо-
да при режимах <20ПТ и величина е должна быть равна 0,5,
h
т.е. е = 0,5 =—, а предполагая Р2 < Р}, получаем
Ь = 2Л = 2Ло =2 Н-
^заб
PS ;
(100)
где h - глубина погружения подъемника под динамический уро-
вень, м; Лд - расстояние от устья до динамического уровня, м.
По вычисленному значению L можно определить давление
У башмака подъемных труб, а потом и Даб. Далее рассчитывают
диаметр подъемных труб для оптимального дебита, а затем
286 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
удельный расход нагнетаемого рабочего агента по форму-
ле (96).
2.4. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию
Для ввода в эксплуатацию газлифтная скважина оборудует-
ся устьевой арматурой, которая обеспечивает герметизацию устья
скважин, подвеску подъемных НКТ, ввод рабочего агента в меж-
трубное пространство и направление газожидкостной смеси из
скважины в выкидную линию. На рис. 74 показана схема армату-
ры для однорядного подъемника.
Рис. 74. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуата-
ции скважин
На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на
которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольце-
вой системе рабочий агент из газораспределительной будки
по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при
этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Га-
зожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и
Глава X. Добыча нефти и газа
287
выкидную линию 10 направляется к групповым газосепаратор-
ным установкам. При эксплуатации скважины по центральной
системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На
крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11с маномет-
ром 12. Когда необходимо проводить исследования и для этого
спускать соответствующие приборы, тогда вместо буферной за-
глушки И устанавливается лубрикатор с роликом. Герметизация
фланцевых соединений достигается за счет установки стальных
овальных колец в овальные канавки фланцев и стягивания болтами.
На рис. 75 показана схема пуска газлифтной скважины
с двумя рядами труб кольцевой системы.
Перед освоением и пуском скважины в эксплуатацию в ней
установился статический уровень Нст. Рабочий агент вводится
в кольцевое пространство. Некоторое количество жидкости вы-
тесняется в продуктивный пласт, и часть - в подъемные трубы и
межтрубное пространство. Когда рабочий агент полностью вы-
теснится из кольцевого пространства, давление в нем повысится
до максимального, называемого пусковым (рис. 76):
Pn = (hl+^h)pg-, hi=L-HCT, (101)
где Рп - пусковое давление, МПа; - глубина погружения подъ-
емных труб ниже статистического уровня, м; Д/i - высота макси-
мального подъема жидкости в трубах над статическим уровнем, м;
р - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного паде-
ния, м/с2; L - длина подъемника, м.
Газ, достигнув башмака колонны НКТ, попадает в НКТ и,
расширяясь, поднимается. Учитывая, что плотность газожидко-
стной смеси меньше, чем плотность жидкости, уровень газожид-
костной смеси в трубах непрерывно повышается. При достиже-
нии газожидкостной смеси устья, она выбрасывается далее
в выкидную линию скважины. Во время подъема газожидкостной
смеси к устью скважины давление у башмака постепенно повы-
шается до максимальной величины Рп. При выбросе оно резко
падает, а затем устанавливается рабочее давление Рраб, и подъем-
ник переходит на нормальную работу (рис. 76).
288
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 75. Схема пуска газлифтной скважины: а) до пуска; б) после
достижения рабочим агентом башмака подъемных труб
Расчет пускового давления проводится, когда известна вы-
сота подъема жидкости над статическим уровнем в подъемнике
и в кольцевом пространстве между обсадными и воздушными
трубами. При условии, что жидкость в пласт не поступает, объем
перемещенной жидкости определяется соотношением
xhAd2 -d2)
---'------f- = Ah
4
xd2 [ я(Р2 4j)
~4~ 4
(102)
Глава X. Добыча нефти и газа
Рп
289
Рис. 76. График изменения пускового давления при пуске газ-
лифтной скважины
Рис. 77. Схема пускового клапана
У-1 -М: 1 - дефлектор; 2 - подъемные
трубы; 3 - шаровой клапан; 4 - седло
клапана; 5 - ниппель; 6 - клапан; 7 -
пружина; 8 - регулировочная гайка
где dB - внутренний диаметр
воздушных труб; d - наружный
диаметр подъемных труб; D -
внутренний диаметр колонны
обсадных труб; dx - внутрен-
ний диаметр подъемных труб;
d0 - наружный диаметр воз-
душных труб.
Решая уравнение (102)
относительно Д/г, получим
значение пускового давления
для двухрядного газлифта
кольцевой системы:
\pgD2
п D2-d2-d2
(ЮЗ)
Из этого уравнения видно,
что Рп имеет прямую связь
с fy.
По аналогии определяют
значение Рп в однорядном
290 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
подъемнике для кольцевой системы:
<104)
а
для центральной системы:
р KPgD (Ю5)
” D2-d2' U ?
Расчетное давление может не соответствовать действитель-
ному, если в процессе вытеснения жидкости из кольцевого про-
странства уровень в подъемных трубах достигает устья скважины
раньше, чем рабочий агент дойдет до башмака подъемника.
В этом случае максимальное пусковое давление будет равняться
давлению столба жидкости в подъемных трубах:
^nmax ~ Lpg
Если компрессорами создается давление, недостаточное для
пуска скважины, тогда необходимо снизить пусковое давление.
К методам снижения пускового давления можно отнести:
1. Метод нагнетания в скважину одновременно нефти и газа.
2. Метод переключения на центральную систему. Из фор-
мул (104) и (105) видно, что пусковое давление в одноряд-
ных подъемниках для центральной системы меньше, чем
для кольцевой. Поэтому сначала рабочий агент при пуске
скважины направляют в центральные трубы и вытесняют
жидкость через кольцевое пространство, затем тут же пере-
ключают скважину на работу по кольцевой системе.
3. Метод применения пусковых отверстий в подъемной колон-
не.
При этом методе в подъемных трубах ниже статического
уровня на определенном расстоянии друг от друга устанавлива-
ются трубы или муфты с отверстиями. После установки пусковых
отверстий и сборки арматуры (иногда пусковые муфты устанав-
ливаются заранее) в кольцевое пространство нагнетается рабочий
агент (газ). Рабочий агент вытесняет из кольцевого пространства
жидкость в подъемные трубы. Когда уровень жидкости в кольце-
вом пространстве снизится до первого пускового отверстия, часть
Глава X. Добыча нефти и газа
291
газа прорывается через отверстие в подъемные трубы. В резуль-
тате жидкость в подъемных трубах будет газироваться, за счет
чего газожидкостная смесь перемещается до устья и далее выбра-
сывается в выкидную линию. После выброса газожидкостной
смеси давление над вторым отверстием снижается и происходит
дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных
трубах через второе отверстие. Таким образом, осуществляется
пуск скважины в эксплуатацию.
4. Метод применения пусковых клапанов.
Недостаток метода пусковых отверстий заключается в том,
что в процессе эксплуатации скважин газ через отверстие прони-
кает в подъемные трубы, в результате чего значительно увеличи-
ваются удельные расходы газа. Поэтому после пуска скважины в
эксплуатацию желательно отверстия закрывать с помощью спе-
циальных клапанов. Пусковой клапан должен отвечать следую-
щим требованиям:
1. Пропускная способность клапана должна обеспечивать рас-
ход газа, необходимый для пуска скважины в эксплуатацию.
2. Клапан должен закрываться при перепаде, близком к мак-
симальному давлению компрессора.
3. При работе скважины клапан должен быть закрыт, поэтому
перепад давлений, при котором клапан открывается, должен
быть минимальным. Клапан У-1-М конструкции А.П. Кры-
лова и Г.В. Исакова приводится на рис. 78.
Принцип действия клапана следующий. В том случае, когда
уровень жидкости оттеснен ниже клапана, газ через отверстия
в ниппеле 4 поступает в подъемные трубы, газирует в них жид-
кость и выбрасывает ее на поверхность. Со временем давление
в трубах понижается, а перепад давлений на уровне клапана по-
вышается до максимального пускового, что способствует даль-
нейшему оттеснению уровня жидкости в кольцевом пространст-
ве. Достигнув максимального перепада давлений, клапан закры-
вается, и газ поступает в трубы через следующий клапан. Закры-
вается клапан вследствие увеличения перепада давлений в про-
странстве 5 и 6 и над клапаном. Под действием этого перепада
клапан поднимается, сжимая при помощи стержня пружину 1, опус-
292
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
кается на седло 3 и закрывает
отверстие, через которое прони-
кает газ. Сила сжатия пружины
регулируется гайкой 7.
На ниппеле 4 имеется на-
ружная резьба, позволяющая
при помощи кольца регулиро-
вать перед спуском клапана
число отверстий и площадь их
проходного сечения. Для рас-
смотренного клапана макси-
мальное значение перепада
давления, при котором клапан
закрывается, 3,5 МПа, а давле-
ние перепада, при котором кла-
пан открывается, составляет
ДР0ТК =1 + 0,1ДРзакр.
Число пусковых клапанов
в скважине зависит от глубины
подвески подъемных труб,
диаметра обсадной колонны и
статического уровня. Расстоя-
ние между клапанами определя-
Рис. 78. Схема пускового клапа-
на конструкции А.П. Крылова и
Г.В. Исакова
ется максимальным перепадом давления, мощностью компрессо-
ра и возможностью допустимого снижения уровня в скважине в
зависимости от диаметра обсадной колонны.
С увеличением глубины расстояния между клапанами умень-
шаются. На последнее отверстие устанавливают концевой клапан.
Пусковой клапан У-1-М можно использовать и как концевой клапан.
Пусковые клапаны можно использовать только в одноряд-
ных подъемниках, работающих по кольцевой системе.
2.5. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин
В процессе разработки залежи пластовое давление снижает-
ся. Удержание дебита скважин на заданном уровне при этом дос-
Глава X. Добыча нефти и газа
293
тигается за счет увеличения погружения подъемных труб. Но при
этом увеличивается расход рабочего агента, что приводит к уве-
личению себестоимости добычи нефти.
Для уменьшения удельного расхода газа малодебитные газ-
лифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодиче-
ски компрессорным способом. Самая простая схема периодиче-
ского газлифта заключается в том, что после вытеснения жидко-
сти рабочим агентом подача рабочего агента прекращается,
и скважина останавливается. Во время остановки в скважине на-
капливается определенное количество жидкости. После этого
в скважину вновь подают рабочий агент в кольцевое пространст-
во, накопившаяся жидкость рабочим агентом вытесняется
в подъемные трубы и далее в выкидную линию. В то же время
описанный метод имеет существенные недостатки. К ним отно-
сятся:
- во время продавливания жидкости рабочим агентом часто
забойное давление становится выше пластового и некоторая
часть накопленной в скважине жидкости может быть задав-
лена обратно в пласт;
- после очередного выброса жидкости из подъемных труб из-
за нерегулируемого процесса подачи рабочего агента (коль-
цевое пространство сообщено с выкидной линией) увеличи-
вается расход рабочего агента на добычу одной тонны неф-
ти, за счет чего увеличивается ее себестоимость.
С целью повышения эффективности периодической экс-
плуатации газлифтной скважины ее оборудуют камерой замеще-
ния (рис. 79 а).
При этом в скважину спускают до забоя два ряда НКТ,
внутренние 1 используются как подъемные, а внешние 2 - как
воздушные. Нижняя часть второго ряда труб, которая погружена
под уровень жидкости, имеет больший диаметр и оборудована
обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой заме-
щения 3.
После накопления жидкости в скважине рабочий агент по-
дается в кольцевое пространство и жидкость из камеры замеще-
ния при закрытом обратном клапане 5 выбрасывается в подъем-
294
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 79. Схема периодической эксплуатации газлифтных сква-
жин: а) с камерой замещения; 6) однорядными трубами с рабочим отвер-
стием и коккером
ные трубы и далее в выкидную линию скважины. При наличии
обратного клапана 5 жидкость обратно в пласт не может посту-
пать.
После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабоче-
го агента останавливают и давление в подъемных трубах и вы-
кидной линии выравнивается, а камера замещения в это время
заполняется жидкостью за счет притока из пласта. С целью сни-
жения дебита скважины за счет потерь жидкости в результате
Глава X. Добыча нефти и газа
295
стекания в подъемных трубах на башмаке ставится обратный
клапан 4. Для повышения эффективности этого метода на линии
нагнетания и линии соединения с выкидными линиями устанав-
ливается трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается
и работает в автоматическом режиме по заданной программе
с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7. Периоди-
ческая эксплуатация газлифта с камерой замещения имеет сле-
дующие недостатки:
- в скважину требуется спускать два ряда труб;
- размер эксплуатационной колонны не всегда позволяет
спускать два ряда труб;
- при спускоподъемных операциях малейшая неосторожность
приводит к авариям. Особенно это опасно при работе в глу-
боких и наклонных скважинах.
Наиболее эффективная схема периодической эксплуатации
газлифтных скважин показана на рис. 79 б.
Скважина по этой схеме оборудуется однорядным лифтом 1
с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижней части
труб 2 устанавливается пакер 4. В данном случае роль камеры
замещения выполняет межтрубное пространство.
По этой схеме эксплуатация скважин такая же, как и при
камере замещения, с помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и
автоматического устройства 7 скважина работает в автоматиче-
ском режиме по заданной программе. Эта схема имеет преиму-
щество перед схемой с камерой замещения, так как при одинако-
вых условиях из скважины извлекается жидкости больше, чем
при эксплуатации скважины газлифтом с камерой замещения.
2.6. Исследование газлифтных скважин
Исследование в газлифтной скважине проводится с целью:
1. Установления зависимости дебита нефти и воды от за-
бойного давления, определения коэффициента продук-
тивности.
2. Установления зависимости дебита нефти и воды от рас-
хода рабочего агента и на этой основе определения оп-
тимального режима работы газового подъемника.
296 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Забойное давление замеряют с помощью глубинного мано-
метра или по давлению нагнетаемого рабочего агента. Чаще при-
меняется способ исследования скважин при постоянном проти-
водавлении на устье скважины, изменяя расход рабочего агента.
В этом случае вначале устанавливают режим работы скважины
при минимальном расходе газа, когда еще идет подача жидкости
из скважины. Установленный расход газа поддерживается посто-
янно в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы
скважины установился. После этого замеряют дебит нефти, воды
и газа в скважине и определяют расход сжатого газа. После этого
увеличивают расход рабочего агента и вновь проводят те же са-
мые замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода
рабочего агента, но до определенного предела, после которого
дальнейшее увеличение расхода рабочего агента дебит скважины
уменьшается. В этой связи исследование скважины заканчивают
после того, как при последующих двух-трех режимах дебит неф-
ти будет снижаться, а расход агента увеличиваться. По данным
исследования строят кривые зависимости дебита скважины от
расхода рабочего агента (рис. 80).
s § g
ь § 5
2*5
ч Й 5
со 03
§ си ч
* ж о
н £ 2?
Расход нагнетаемого газа
Рис. 80. Кривая зависимости дебита жидкости, удельного расхода
газа и рабочего давления от количества нагнетаемого рабочего
агента: 1 - дебит жидкости; 2 - рабочее давление; 3 - удельный расход газа
Глава X. Добыча нефти и газа
297
На этом графике строят кривую удельного расхода рабочего
агента, показывающую, что при различных отборах жидкости
изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для
подъема из скважины 1 тонны нефти. На рис. 80 видно, что наи-
меньший удельный расход газа получается не при максимальном
дебите, а при меньшем отборе. По кривым 1 и 2 определяют ко-
личество рабочего агента, необходимого для работы данной
скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимо-
сти от допускаемого отбора жидкости и производительности
компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточ-
но для полного обеспечения всех скважин на нефтепромысле без
ограничения дебитов, то работают на режимах максимального
дебита скважин, который показан наивысшей точкой на кривой 1.
А если сжатого газа на нефтепромысле недостаточно
или отбор жидкости из скважины ограничен, тогда работают
на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы
скважин ежемесячно уточняется в зависимости от состояния раз-
работки месторождения.
2.7. Бескомпрессорный газлифт
В случае когда в качестве рабочего агента используется
нефтяной газ, залежи нефти с высокими пластовыми давлениями
или сжатый природный газ, тогда способ эксплуатации нефтяных
скважин называют бескомпрессорным газлифтом. Часто на газо-
нефтяных месторождениях применяется так называемый внутри-
скважинный газлифт, когда природный сжатый газ поступает
из газового пласта в подъемник непосредственно в скважине.
Принципиальная схема бескомпрессорного газлифта, когда в ка-
честве рабочего агента используется сжатый газ высоконапорных
газовых залежей, показана на рис. 81.
Сжатый газ из скважины 1 проходит через огневой подогрева-
тель 2 (если температура газа меньше 25° С), где расворяется кри-
сталлогидрат, затем газ поступает в гидроциклонные сепараторы 3,
в которых из газа отделяется конденсат и собирается в конденса-
тосборнике 4. Сухой газ, проходя через беспламенный инфракрас-
ный подогреватель 5, нагревается до температуры 30-90° С и пос-
298
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 81. Схема цикла бескомпрессорного газлифта с использова-
нием в качестве рабочего агента газа газовой залежи
тупает в газораспределительные батареи (ГРБ) 6, откуда под
собственным давлением подается к газлифтным скважинам 7 и
направляется на групповые газоотделители 8 для отделения газа
от нефти. Нефть после газоотделителей направляется в нефтяной
коллектор, а газ - на газобензиновый завод (ГБЗ) или другим по-
требителям.
Образование кристаллогидрата во многом зависит от соста-
ва природного газа, содержания влаги, давления и температуры.
При увеличении давления повышается температура начала гид-
ратообразования. На процессы гидратообразования влияет турбу-
лентность потока газа. Большое значение в этой связи играет ус-
тановка штуцера, т.к. при этом изменяется температура газа.
В данной схеме штуцер установлен на ГРП (6), т.е. после
очистки и подогрева газа, при этом практически исключается
гидратообразование.
На рис. 82 показаны схемы простейших внутрискважинных
газлифтов.
Глава X. Добыча нефти и газа
299
Рис. 82. Схемы внутрискважинных газлифтов
На рис. 82 газовый пласт 5 расположен выше нефтяного
пласта 3. В скважину спущен один ряд НКТ 1 с рабочим клапа-
ном 4. Между нефтяным и газовым пластами установлен пакер 2.
По НКТ 1 поднимается нефть, а по затрубному (кольцевому) про-
странству через рабочий клапан 4 поступает сжатый газ из газо-
вого пласта.
Излишний газ скапливается в затрубном пространстве и от-
туда поступает в газовый коллектор. На рис. 82 б показано, как
по центральным трубам поступает сжатый газ из газового пласта,
а по кольцевому пространству идет нефть из нефтяного пласта.
Нефтяной и газовый пласты разобщены пакером 2. Газ поступает
300
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
через газовый клапан, газирует нефть и вместе с нефтью подни-
мается по кольцевому пространству на поверхность.
Регулирование работы газовых подъемников в описанных
схемах осуществляется с помощью регуляторов 6, устанавливае-
мых на выкидной линии.
Эксплуатация скважины бескомпрессорным газлифтом наи-
более целесообразна и экономична, если имеются газовые залежи
высокого давления и особенно если этот газ после полезной ра-
боты по подъему нефти на поверхность полностью будет исполь-
зован в качестве топлива, на газобензиновых заводах и т.д.
При газлифтной эксплуатации скважин возможны следую-
щие осложнения:
- образование песчаных пробок на забое скважины;
- отложение солей в НКТ и на забое скважины;
- скопление воды на забое и, в связи с этим, образование
стойких водонефтяных эмульсий;
- отложение парафина в НКТ.
Предупреждают и ликвидируют вышеперечисленные ос-
ложнения такими же способами, как и при фонтанной эксплуата-
ции скважин.
3. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми
глубинными насосами
Наиболее распространенным способом добычи нефти в на-
шей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговы-
ми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70%
действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуа-
тируются глубинными насосами, которыми добывается более 30%
от общего объема добычи нефти. Этому способствует простота
оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обуст-
ройство скважин, что позволяет с высокими экономическими по-
казателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких
килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.
Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть
с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную экс-
Глава X. Добыча нефти и газа
301
плуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и ма-
лодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штан-
говый насос представляет собой плунжерный насос специальной
конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через
колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными
штанговыми насосами.
Штанговая насосная уста-
новка (рис. 83) состоит из глу-
бинного плунжерного насоса 1,
который спускается на НКТ 4
в скважину под динамический
уровень, и станка-качалки, ус-
танавливаемого на устье сква-
жины, а также устьевого обору-
дования, состоящего из тройни-
ка с сальником и планшайбы.
В скважину на штангах 3 спус-
кается плунжер насоса 2.
Верхняя штанга называет-
ся полированным штоком, ко-
торый проходит через сальник
6 и соединяется с головкой ба-
лансира станка-качалки 7 с по-
мощью траверсы и гибкой ка-
натной подвески. Станок-качал-
ка приводится в действие от
электродвигателя через систему
передач.
Вращение электродвигате-
ля 11 станка-качалки при по-
мощи редуктора 12, кривошипа
10 и шатуна 9 преобразуется в
возвратно-поступательное дви-
жения балансира 8, передавае-
мое плунжеру насоса 2 через ко-
лонну штанг 3. На устье скважи-
ны устанавливается тройник 5,
8
Рис. 83. Схема работы штанговой
глубинно-насосной установки
302 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
в который поступает нефть со скважины. В верхней части трой-
ника имеется сальниковое устройство, через которое пропущена
верхняя штанга (полированный шток), и которое служит для гер-
метизации устья и недопущения разлива нефти во время работы
насосной установки.
В средней части тройника имеется боковой отвод, через ко-
торый нефть из скважины поступает в выкидную линию. Глу-
бинный насос работает следующим образом.
При движении плунжера
о) <5)
Рис. 84. Схема работы глубин-
ного насоса
вверх (.рис. бч а) нижнии вса-
сывющий клапан под давлени-
ем столба жидкости в затруб-
ном кольцевом пространстве
открывается и нефть (жид-
кость) поступает в цилиндр
насоса. В это время верхний
нагнетательный клапан закрыт,
так как на него действует дав-
ление столба жидкости, нахо-
дящейся в насосно-компрес-
сорных трубах. При движении
плунжера вниз (рис. 84 б) ниж-
ний всасывающий клапан под
давлением нефти (жидкости),
находящейся под плунжером,
закрывается, а нагнетательный
клапан открывается, и жид-
кость из цилиндра насоса пе-
реходит в подъемные трубы.
При непрерывной работе насо-
са нефть поступает в насосно-
компрессорные трубы, подни-
мается до устья скважины и
через тройник поступает в вы-
кидную линию.
Глава X. Добыча нефти и газа
303
3.1. Глубинные штанговые насосы
В промысловых условиях применяются невставные и встав-
ные штанговые насосы.
В невставных (их еще называют трубные) насосах основные
узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на на-
сосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем
в НКТ на штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и вса-
сывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос
также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а за-
тем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса.
Вставные штанговые насосы спускают в скважину в соб-
ранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются
на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также
в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном
виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специ-
ального замкового приспособления, заранее спускаемого в сква-
жину на трубах.
Для смены вставного насоса, вышедшего из строя по тем
или иным причинам, поднимают на поверхность только штанги,
а насосно-компрессорные (подъемные) трубы остаются в сква-
жине, и их извлекают только тогда, когда необходимо заменить
или отремонтировать замковое приспособление.
Как видно, при смене вставного насоса затрачивается значи-
тельно меньше времени, чем при смене невставного (трубного)
насоса. При эксплуатации скважин вставными штанговыми насо-
сами насосно-компрессорные (подъемные) трубы служат дольше,
чем при эксплуатации скважин невставными насосами, т.к. их
подъем и спуск производят сравнительно редко. Это особенно
важно при эксплуатации глубоких скважин.
Однако если в добываемой нефти имеются парафин и смо-
лы, то в этом случае вставные насосы практически не исполь-
зуются.
В промысловой практике применяются в основном невстав-
ные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невстав-
ной первого типа) и трехклапанные НСН-2.
На рис. 85 а показан насос НСН-1.
304
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 85. Схема невставных на-
сосов: а - двухклапанного НСН-1;
б - трехклапанного НСН-2
Насос НСН-1 имеет три
основных узла: первый - ци-
линдр, который состоит из соб-
ственно цилиндра 2, патрубка-
удлинителя 4 и седла конуса 6;
второй - плунжер, в состав ко-
торого входят сам плунжер 3
и шариковый нагнетательный
клапан 1; третий - шариковый
всасывающий клапан 5 с за-
хватным штоком 7, головка ко-
торого находится в полости ци-
линдра.
В скважину на насосно-
компрессорных трубах спуска-
ется цилиндр насоса с седлом
конуса 6. Затем в скважину на
штангах спускают плунжер 3 со
всасывающим клапаном 5, ко-
торый висит на захватном што-
ке 7. Всасывающий клапан ус-
танавливается в седло конуса,
надавливая на него весом ко-
лонны штанг.
Длину хода полированно-
го штока после спуска плунже-
ра в скважину выбирают так,
чтобы при ходе плунжера вниз
он не доходил до всасывающего
клапана, а при ходе вверх - не зацеплял головку штока. Если возни-
кает необходимость подъема насосно-компрессорных труб с ци-
линдром насоса и штока с плунжером, то в этом случае всасы-
вающий клапан зацепляется с помощью головки штока, снимает-
ся с седла конуса и поднимается на поверхность вместе с плун-
жером. Это необходимо делать не только для замены или ремонта
клапанов, но и для спуска жидкости из насосно-компрессорных
Глава X. Добыча нефти и газа
305
труб при их подъеме. Наличие штока не позволяет устанавливать
в нижней части плунжера второй нагнетательный клапан.
С целью уменьшения вредного пространства и повышения долго-
вечности работы в насосах НСН-2 устанавливается второй нагне-
тательный клапан. Насос НСН-1 применяется для эксплуатации
скважин с глубиной подвески насоса до 1500 м.
Для малодебитных скважин с глубиной подвески до 400-500 м
при длине хода полированного штока до 0,6 м применяются
двухвтулочные насосы диаметром 28 и 32 мм. Цилиндр в этих
насосах всегда перекрывается плунжером длиной 120 мм.
Большим недостатком двухклапанного насоса НСН-1 явля-
ется то, что в нем большой объем вредного пространства склады-
вается из объема внутренней поверхности плунжера и объема
патрубка удлинителя. Этот объем вредного пространства можно
уменьшить за счет установки дополнительного нагнетательного
клапана на нижней части плунжера. Этот клапан предусмотрен в
трехклапанном насосе (рис. 85 б). Трехклапанный насос НСН-2
так же, как и двухклапанный, состоит из цилиндра, плунжера и
всасывающего клапана. Второй нагнетательный клапан 8 уста-
навливается в нижней части плунжера 3, поэтому отпадает необ-
ходимость применять захватный шток, а под плунжером монти-
руется специальный ловитель 9, который представляет собой
муфту с крючкообразным захватом. Вместо захватывающего
штока у всасывающего клапана имеется наконечник 10 с попе-
речной шпилькой на верхнем конце.
Для поднятия всасывающего клапана плунжер спускается
ниже нормального (рабочего) положения до упора в наконечник 10
и поворачивается, шпилька наконечника входит в прорези ловителя
и захватывается им. Всасывающий клапан устанавливается на ме-
сто также с помощью ловителя. Объем вредного пространства в
трехклапанном насосе за счет установки второго нагнетательного
клапана уменьшается почти в два раза по сравнению с двухклапан-
ным насосом. Длина цилиндра насоса НСН-2 изменяется от 3440 до
6955 мм и зависит от длины хода плунжера. Для замены невставно-
го насоса или устранения неисправностей в нем поднимают штанги
с плунжером и всасывающим клапаном, затем насосно-
306
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
компрессорные трубы с цилиндром насоса, на это уходит много
времени. Это является недостатком невставных насосов.
На нефтяных промыслах применяются также вставные на-
сосы типа НСВ (рис. 86).
Рис. 86. Схемы вставных штанго-
вых насосов: а - НСВ-1; б - НСВ-2
Вставные насосы обозна-
чаются НСВ (насос скважин-
ный вставной).
Вставные насосы типа
НСВ-1 чаще применяются для
эксплуатации скважин с глу-
биной подвески до 2500 м
(рис. 86 а). Вставной насос со-
стоит из трех основных узлов:
цилиндра, плунжера и замковой
опоры цилиндра.
Цилиндр насоса 5 на ниж-
нем конце имеет всасывающий
клапан 8, закрепленный наглу-
хо, а на верхнем конце - ко-
нус 3, который входит в замко-
вую опору 4 и герметизирует
насосно-компрессорные трубы
(НКТ) 7. Плунжер 6 подвеши-
вается к колонне штанг с по-
мощью штока 1 так, чтобы при
ходе вниз он не доходил до вса-
сывающего клапана, а при ходе
вверх не доходил до ниппеля 2.
Ниппель устанавливается на
верхнем конусе и служит для
направления штока 1.
С целью уменьшения объ-
ема вредного пространства на-
гнетательный клапан установ-
лен на нижнем конце плунжера.
Под замковой опорой 4, кото-
Глава X. Добыча нефти и газа
307
рая закреплена на нижнем конце подъемных насосно-компрес-
сорных труб 7, монтируется направляющая труба, которая обес-
печивает правильную установку насоса.
Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается
в скважину на штангах. При этом, как уже упоминалось, на конце
НКТ заранее устанавливается специальное посадочное устройство,
замковая опора, в которой происходит посадка и уплотнение насоса.
Для извлечения вставного насоса достаточно извлечь только
штанги, вместе с которыми поднимается весь насос. Учитывая,
что при вставном насосе через НКТ данного диаметра спускается
не только плунжер, но и цилиндр насоса вместе с кожухом, то
диаметр плунжера вставного насоса должен быть значительно
меньше диаметра невставного насоса. По этой причине подача
вставного насоса для одинакового диаметра всегда меньше, чем
подача невставного насоса.
В настоящее время лидирующее положение в производстве
глубинных штанговых насосов в России, которые по техническо-
му уровню и качеству изготовления соответствуют мировому
уровню, занимает ОАО «Ижнефтемаш», где производят вставные
и трубные насосы более 300 типоразмеров и исполнений. Кроме
вставных и трубных насосов на этом заводе выпускают сливной
клапан для слива жидкости из колонны НКТ, автоматическое
сцепное устройство для соединения колонны насосных штанг
с установленным в скважине насосом, газовый якорь для сепара-
ции газа из нефти при откачке ее глубинными штанговыми насо-
сами, защитные фильтры и т.д.
Выпускаются вставные штанговые насосы с металлическим
плунжером и неподвижным цилиндром (см. рис. 86).
Насосы выпускаются по длине хода плунжера - до 4 м; по
плунжерному зазору 0,025-0,088 мм; 0,050-0,113 мм; 0,075-
0,138 мм.
Цилиндр насоса - азотированный IHNI, длина - в зависимо-
сти от требуемого хода плунжера.
Плунжер желобчатый, напыленный твердосплавным по-
рошком (Т), длиной 1333 мм и 1638 мм, по согласованию с заказ-
чиком может быть изготовлен длиной 3376 мм.
308 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Клапан (седло-шарик) из материала стеллит (ST) или сталь
(SS). Муфта удлинительная - 2 шт., длина в зависимости от тре-
буемого хода плунжера. Насосы по желанию заказчика изготав-
ливаются с противопесочной гильзой и удлиненной направляю-
щей штока (противопесочный клапан) или со стандартной на-
правляющей штока без гильзы.
Изготавливаются также трубные (невставные) насосы
(см. рис. 85).
Для установки в НКТ-60 выпускаются насосы 20-125-ТН
и 20-175 TH; для установки в НКТ-73 выпускаются насосы
25-125 TH и 25-127-ТН. По длине хода плунжера изготавливают-
ся до 4,0 м. По плунжерному зазору с 0,025 - 0,088; 0,050 - 0,113;
0,075-0,138 и т.д.
Для всасывающего клапана предусмотрено механическое
крепление с ловильным устройством байонетного типа для из-
влечения клапана, а также специальное крепление всасывающего
клапана (конус в конус) с ловильным устройством байонетного
типа.
Выпускаются насосы в специальном исполнении с неизвле-
каемым всасывающим клапаном (ТНт-Т). Среди них всасываю-
щий клапан (седло-шарик) насосов диаметром 32, 44, 57 мм по
сравнению со стандартным исполнением увеличен. Ловильное
устройство отсутствует. Насос используется совместно со слив-
ным клапаном.
Специальное исполнение насоса с неизвлекаемым всасы-
вающим клапаном и встроенным в него сливным клапаном сбив-
ного типа (ТНМ-С). Всасывающий клапан увеличен. Ловильное
устройство отсутствует.
Исполнение основных деталей насоса: цилиндр - азотиро-
ванный; плунжер - желобчатый, длиной 1,3 м и 1,6 м, напылен-
ный твердосплавным порошком; материал клапана (седло-ша-
рик): стеллит (ST), сталь (SS).
3.2. Цилиндры насосов
Цилиндры глубинных насосов собираются из отдельных ко-
ротких чугунных или стальных втулок длиной 300 мм, вставляв-
Глава X. Добыча нефти и газа
309
мых на специальной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами
кожуха. Число втулок в насосах НГН-1 от 2 до 7, а в насосах
НГВ-1 число втулок от 9 до 27.
При сборе цилиндра втулки надевают на специальный ка-
либрованный стержень-скалку, который обеспечивает их соос-
ность, и в таком виде вставляют в трубчатый кожух, где плотно
зажимают с торцов муфтами или ниппелями-переводниками, на-
винчивающимися на резьбу кожуха. При такой сборке втулки об-
разуют сплошной гладкий цилиндр с точно выдержанным по
всей длине внутренним диаметром, с тщательно отшлифованной
внутренней поверхностью.
С целью повышения износоустойчивости и твердости рабо-
чей поверхности втулки подвергают специальной термической
обработке. Внутреннюю поверхность втулок шлифуют, а торцы
обрабатывают так, чтобы они были строго перпендикулярны оси
втулки и плотно прилегали друг к другу.
3.3. Плунжеры
Плунжеры глубинных насосов изготавливаются из цельно-
тянутых стальных труб. Длина плунжера 1200 мм, а толщина
стенки в зависимости от диаметра плунжера от 5 до 9,5 мм.
На концах плунжера делается внутренняя резьба для присоеди-
нения клапанов, переводников и т.д. Наружная поверхность
плунжера тщательно шлифуется, покрывается хромом с целью
повышения износостойкости и антикоррозийности, после чего
полируется. Глубинные насосы в зависимости от условий экс-
плуатации комплектуются плунжерами с гладкой поверхно-
стью, с кольцевыми и винтовыми канавками на внутренней по-
верхности и плунжерами с резиновыми уплотняющими коль-
цами.
Плунжеры с гладкой внешней поверхностью применяются
в тех насосах, которые предназначены для отбора жидкости, не со-
держащей механических примесей. В тех случаях, когда в откачи-
ваемой жидкости имеется песок, частицы песка, проникая в зазоры
между плунжером и цилиндром насоса, повреждают их рабочие
поверхности и преждевременно выводят насос из строя.
310
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Это осложнение в работе глубинных насосов устраняется,
если применять плунжеры с канавками на внешней поверхности.
Эти канавки становятся ловушками для песчинок, попавших
в эти канавки, поэтому вероятность заклинивания плунжера сни-
жается. Плунжер с резиновыми уплотнениями устанавливается
в насосах, которыми отбирается жидкость, не содержащая песка.
В нефтепромысловой практике такие насосы применяются при
эксплуатации обводнившихся скважин. Плунжер с резиновыми
уплотнениями (гуммированный плунжер) состоит из стального
пологого корпуса с четырьмя кольцевыми проточками, в которых
прочно привулканизированы резиновые манжеты. Одна из них
(верхняя) - самоуплотняющаяся. Она прижимается к стенкам ци-
линдра под давлением столба жидкости. Остальные манжеты уп-
лотняют зазор за счет упругости материала. Применение гумми-
рованных плунжеров дает возможность упростить конструкцию
цилиндра насоса, так как при этом к величине зазора между
плунжером и цилиндром насоса предъявляются менее жесткие
требования. Упрощение заключается в том, что цилиндр изготав-
ливается безвтулочным из стальной цельнотянутой трубы.
В этом случае диаметр плунжера может быть в пределах
до 120 мм. Насосы с металлическим плунжером изготавливаются
с различным зазором между плунжером и цилиндром насоса.
В зависимости от величины зазора различают три группы посад-
ки плунжера в цилиндре насоса: I группа - зазор 20-70 мк (мик-
рон); П группа - зазор 70-120 мк; Ш группа - зазор 120-170 мк.
Насосы I группы посадки применяются в скважинах с мало-
вязкой нефтью при большой глубине подвески.
Большинство скважин оборудуются насосами П группы по-
садки при разной глубине подвески. При добыче вязкой нефти и
в обводнившихся скважинах применяются насосы III группы со
слабой пригонкой плунжера.
3.4. Клапаны
В глубинных штанговых насосах применяются клапаны ша-
ровой конструкции. Шаровой клапан состоит из шарика и седла
шарика, изготавливаемых из легированной стали с последующей
Глава X. Добыча нефти и газа 311
термической обработкой для повышения твердости и износо-
стойкости.
Шарик должен плотно прилегать к седлу с целью недопу-
щения пропуска жидкости через зазоры в клапанах, что достига-
ется притиркой рабочей поверхности седла, которое находится
в контакте с шариком.
Всасывающие клапаны невставных насосов состоят из
наконечника-конуса и клапанной клетки, соединяющихся ме-
жду собой на резьбе. Седло шарика плотно прижато торцами
этих деталей. Клапанная клетка ограничивает перемещение
шарика вверх и имеет боковые отверстия (окна) для выхода
жидкости.
В верхнюю часть клетки ввинчивается шток ловителя или
захватный шток. Конусная поверхность наконечника точно соот-
ветствует конусному отверстию седла, устанавливаемого на ниж-
нем конце патрубка-удлинителя.
Конусные поверхности наконечника-конуса и седла конуса
тщательно притираются друг к другу с целью лучшей герметизации.
Для слива жидкости из колонны НКТ применяют сливные
клапаны.
В конструкции сливного клапана «Ижнефтемаш» для слива
жидкости из колонны НКТ при подъеме насоса в колонне созда-
ется давление, необхддимое для срабатывания клапана. Для по-
вторного использования клапана необходимо установить новый,
откалиброванный на требуемое давление, открывной стержень.
Стержни поставляются в комплекте с ЗИП в количестве и на дав-
ление, заявляемое потребителем.
Выпускаются сливные клапаны следующей конструкции:
- присоединительная резьба (на патрубке и в корпусе клапана
- 2%" (73мм);
- диаметр отверстия в корпусе клапана для слива, мм - 10
(2 отверстия);
- длина клапана, мм
без патрубка -150;
с патрубком - 300;
- давление срабатывания, МПа - от 10 до 20.
312
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
3.5. Насосные штанги
Насосные штанги предназначаются для соединения плунжера
штангового насоса с приводом насосной установки (СКН) и сооб-
щают плунжеру возвратно-поступательное движение. Они пред-
ставляют собой стальные стержни круглого сечения (рис. 87).
Штанги изготавливаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, дли-
ной от 7,5 до 10 м. На концах штанг высажены утолщенные го-
ловки, на которых имеется резьба и участок с квадратным сече-
нием для штангового ключа.
Заводами также выпускаются укороченные штанги дли-
ной 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 и 3,0 м. Такие штанги применяются для регу-
лирования длины колонны штанг в зависимости от глубины под-
вески насоса и положения плунжера в цилиндре насоса после за-
вершения спуска насоса и штанг при подземном ремонте сква-
жин.
Изготавливаются штанги из стали 40 30 ХМА,
нормализованные с поверхностным упрочнением токами
высокой частоты (ТВЧ), дробеструйной обработкой.
Штанги постоянно работают со знакопеременными нагруз-
ками в сложных условиях: в агрессивных (пластовых) жидкостях,
содержащих сероводород, испытывают влияние столба жидкости,
нагрузки от продольных колебаний колонны штанг и т.д. Штанги
работают в среднем 5,5-6 лет и делают до 5 млн. циклов в год.
С целью предохранения резьбы от возможных повреждений при
транспортировке и хранении на конец штанги в заводских усло-
виях навинчивается предохранительный колпачок, а в открытый
Глава X. Добыча нефти и газа
313
конец муфты ввинчивают предохранительную пробку. Насосные
штанги необходимо транспортировать на пгтанговозах, оборудо-
ванных гидравлическими кранами и полуприцепами.
При хранении и транспортировке штанг величина прогиба
их должна быть не более 3 мм на 1 м длины.
Штанги хранятся в пакетах по 500 кг, иногда по 1500 кг.
Можно в качестве штанг применять Пб" НКТ, но это дорого
и нерационально, кроме случаев комбинированной (одновремен-
но-раздельной) эксплуатации.
3.6. Устьевое оборудование глубинно-насосных скважин
Для подвески насосных труб, направления продукции
из скважины в выкидную линию, герметизации устья скважины,
обеспечения отбора газа из затрубного пространства и т.д.
на устье скважины устанавливается специальное устьевое обо-
рудование.
Устьевое оборудование штанговой глубинной установки со-
стоит из планшайбы и тройника-сальника. На рисунке 88 показа-
на схема этого оборудования.
На колонный фланец 1 устанавливается планшайба 2 с
подвешенными на ней трубами 3. В планшайбе имеются
отверстия для отвода газа из затрубного пространства и для
замера уровня жидкости в скважине. В верхнюю муфту 4 труб
ввинчивается тройник 5 для отвода нефти в выкидную линию.
Для герметизации тройника и пропуска сальникового што-
ка 7 выше тройника устанавливают сальник 6, который уплотня-
ется сверху крышкой 8.
Нефть (жидкость) из скважины, подаваемая глубинным
штанговым насосом, направляется через боковой отвод тройника
в выкидную линию и далее в ГЗУ (групповая замерная установ-
ка). Для спуска в скважину манометра, термометра, пробоотбор-
ника или других приборов через межтрубное пространство при-
меняют эксцентричную планшайбу, в которой отверстие для
ввинчивания патрубка смещено от центра на некоторое расстоя-
ние и имеется отверстие для спуска скважинных приборов. Под-
нимать на поверхность плунжер или вставной насос без разведи-
314
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 88. Оборудование устья насосной скважины
нения линии и снятия тройника позволяет конструкция
самоуплотняющегося устьевого сальника. Для предохранения
резьбы тройника при спуско-подъемных операциях в него
ввинчивают специальный фланец, который одновременно
служит опорой для штангового элеватора. Сальниковый шток
подвешивается к головке балансира СКН с помощью канатной
подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). Канатная
подвеска имеет две траверсы с клиновыми захватами для каната и
сальникового штока.
Глава X. Добыча нефти и газа
315
На рис. 89 показана канатная подвеска ПКН со штанговра-
щателем. Штанговращатель применяется при добыче нефти с со-
держанием смолопарафинов отложений в нефти.
Рис. 89. Канатная подвеска типа ПКН со штанговращателем
Сальниковый шток 6 подвешивается в клиновом захвате
верхней траверсы 1, а концы стального каната 9, перекинутого
через ролик и закрепленного на головке балансира станка-
качалки в зажимных плашках нижней траверсы 15. Нагрузка,
создаваемая штангами и столбом жидкости над плунжером насо-
са и воспринимаемая верхней траверсой, передается на нижнюю
траверсу через опорные втулки 16. Винты 12 имеют вспомога-
тельное значение и служат для увеличения зазора между травер-
сами в тех случаях, когда необходимо установить специальный
прибор-динамограф, применяемый для измерения нагрузок на
головку балансира при работе СКН. Клиновой захват состоит из
втулки 3 с внутренней конической расточкой и червячной шес-
терней, плашек 4 с конической наружной поверхностью и зажим-
316
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ной гайкой 5. Заделка каната в нижнюю траверсу осуществляется
с помощью втулок 16 и клиновых плашек, которые расклинива-
ются нажимной гайкой 17, концы каната заливаются свинцом.
Нижний торец шестерни опирается на шариковый подшипник 2,
устанавливаемый в углублении траверсы 1 канатной подвески.
Шестерни входят в зацепление с червячным валом 7, закреплен-
ным на этой же траверсе при помощи двух кронштейнов 8 с под-
шипником скольжения. На конец валика надет рычаг И, а между
его щеками устанавливается храповое колесо 10.
На конце рычага имеется отверстие 14 для тросика. В конце
хода сальникового штока вниз рычаг поднимается при помощи
тросика, закрепленного к стойке станка-качалки, и собачка 13,
упираясь в зуб храпового колеса, посредством червячной переда-
чи вращает колонну штанг на 45-60°. При ходе сальникового
штока вверх храповое колесо, из-за самоторможения червячной
передачи, остается неподвижным, а рычаг под действием силы
тяжести опускается до уровня ограничителя. В этот момент со-
бачка, пропустив один или два зуба храпового колеса, вновь ста-
новится в исходное положение. При добыче нефти с отсутствием
в ней смолопарафиновых отложений подвеска используется без
штанговращателя.
3.7. Станки-качалки
Конструкция станка-качалки показана на рис. 90.
Станок-качалка состоит из рамы со стойкой, устанавливае-
мой на бетонный фундамент, балансира с головкой (с противове-
сами), редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляют-
ся противовесы и траверсы с двумя шатунами.
Вращение вала электродвигателя (11) при помощи клиноре-
менной передачи (15) передается ведущему валу редуктора (10).
Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от типа станка-
качалки и его грузоподъемности имеют диаметры от 63 до 450 мм.
Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для всех
типов станка-качалки, но в зависимости от грузоподъемности
и крутящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станков-
качалок с небольшой грузоподъемностью до 1250 мм у станков-
Глава X. Добыча нефти и газа
317
Рис. 90. Станок-качалка: 1 - головка балансира; 2 - стопорное устрой-
ство головки; 3 - опорный подшипник балансира; 4 - балансир; 5 - проти-
вовесы; 6 - сферический подшипник подвески траверсы; 7 - шатун; 8 -
противовес кривошипа; 9 - кривошип; 10 - редуктор; 11 - электродвига-
тель; 12 - ручка тормоза; 13 - рама; 14 - стойка; 15 - клиновые ремни; 16 -
фундамент
качалок с большой грузоподъемностью. Изменение передаточно-
го числа клиноременной передачи от 2,5 до 5 достигается сменой
шкивов на валу электродвигателя.
Во всех станках-качалках с целью изменения длины хода
полированного штока на кривошипах делают отверстия для кре-
пления шатуна. Длина хода полированного штока изменяется пе-
рестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривоши-
па, т.е. изменением радиуса кривошипа. Длину хода полирован-
ного штока можно определять так:
L = 2r|, (106)
318
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
где г - рабочая длина кривошипа; а - переднее плечо балансира;
b - заднее плечо балансира.
Число качаний балансира изменяют подбором электродви-
гателя с соответствующей характеристикой или чаще всего изме-
нением диаметра шкива на валу электродвигателя.
Долговечность и безаварийность работы станка-качалки во
многом зависит от его уравновешенности. В неуравновешенном
станке-качалке при ходе плунжера вверх, на установку действу-
ет вес столба жидкости в трубах и вес штанг. При ходе плунже-
ра вниз электродвигатель разгружается и не производит работы,
так как плунжер перемещается вниз под собственным весом
штанг.
Такие знакопеременные нагрузки отрицательно влияют
на долговечность установки и особенно на работу электродвигате-
ля.
Чтобы устранить эти неблагоприятные факторы, влияю-
щие на преждевременный износ электродвигателя, необходимо
выравнивать нагрузку на него во время каждого двойного хода
плунжера. Это выравнивание осуществляется уравновешивани-
ем станка-качалки с помощью противовесов (контргрузов),
подвешиваемых на заднем конце балансира или установленных
на кривошипах. Контргруз рассчитывается так, чтобы он урав-
новешивал вес столба жидкости и штанг, на преодоление кото-
рого и тратится энергия электродвигателя при ходе плунжера
вверх, т.е. так, чтобы независимо от направления движения
плунжера нагрузка на электродвигатель и редуктор станка-
качалки была бы равномерной. Сила тяжести контргрузов оп-
ределяется следующим образом.
Если принимать силу тяжести контргруза равной силе тяже-
сти жидкости и штанг, то при ходе плунжера вверх станок-качалка
будет полностью уравновешен, однако при ходе плунжера вниз,
когда на головку балансира действует усилие, создаваемое штанга-
ми, излишняя сила тяжести контргруза, равная силе тяжести жид-
кости, будет создавать дополнительную нагрузку на установку.
Также нельзя уравновешивать только штанги, так как будет не-
уравновешенным столб жидкости при ходе плунжера вверх.
Глава X. Добыча нефти и газа
319
Установлено, что для равномерной загрузки станка-качалки
штанги необходимо уравновешивать полностью, а столб жидко-
сти - наполовину.
Существует три способа уравновешивания станков-качалок:
балансирный, роторный и комбинированный.
При балансирном уравновешивании контргруз устанавлива-
ется на заднем конце балансира, при роторном уравновешивании -
на кривошипах, а при комбинированном уравновешивании - одно-
временно на кривошипах и балансире. Балансирное уравновешива-
ние применяется на станках-качалках небольшой грузоподъемно-
сти, роторное уравновешивание применяется на станках-качалках
большой грузоподъемности, комбинированное уравновешивание
применяется на станках-качалках средней грузоподъемности. Не-
равномерность нагрузки при роторном способе уравновешивания
достигается за счет перемещения контргруза вдоль кривошипа,
а при балансирном способе уравновешивание нагрузки достигается
за счет изменения веса контргруза. Завод-изготовитель на каждый
станок-качалку поставляет заводскую инструкцию по уравновеши-
ванию. Уравновешенность станков-качалок регулярно проверяется
на промыслах по нагрузке на электродвигатель с помощью токоиз-
мерительных приборов. Не менее важным условием длительной и
бесперебойной эксплуатации станков-качалок является регулярное
смазывание их узлов и деталей.
Регулярно должны смазываться редуктор, подшипники го-
ловок шатунов и балансира, шарнир траверсы и другие трущиеся
части станка-качалки.
Редуктор станка-качалки заливают машинным маслом
до уровня верхнего крана. В редуктор на летнее время заливается
летнее маслом, а осенью масло меняется на зимнее. Остальные де-
тали станков-качалок смазываются консистентной смазкой.
Конструкция станков-качалок постоянно совершенствуется.
Так, на базе станков-качалок СК-64 и СКД-8 на заводе «Ижнеф-
темаш» разработаны и выпускаются приводы ПНШ 60-2,1-25
и ПНШ 80-3-40 (рис. 91), где
60 и 80 - усилие на штоке, в кН;
2,1 и 3 - максимальная длина хода полированного штока, в м;
320 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
25 и 40 - номинальный крутящий момент на выходном валу
редуктора, в кНм.
Приводы ПНШ 60-2,1-25 устанавливаются на низком фун-
даменте, ПШН 80-3-40 - на высоком фундаменте, а также
ПНШ 80-3-90, ПНШТ 80-3-90(63, 37), где Т - тумбовое испол-
нение основания (низкое). Выпускаются также одноплечие
приводы штанговых насосов: ОПНШ 30-1,5; ОПНШ 80-3-90
и ОПНШ 80-3-50, где
30 и 80 - усилие на полированном штоке, в кН;
1,5 и 3 - максимальная длина хода полированного штока, в м;
90 и 50 - номинальное передаточное число редуктора.
Одноплечие приводы штанговых насосов (ОПНШ) показа-
ны на рис. 92.
Рис. 91 Рис. 92
Технические параметры и характеристики приводов штан-
говых глубинных насосов показаны в табл. 16.
Приводы ПНШТ-60 и ПНШТ-80 имеют:
- широкий диапазон выбора числа качаний и мощностей ус-
танавливаемых двигателей, что позволяет обеспечивать оп-
тимальные эксплуатационные условия добычи нефти при
минимальных расходах электроэнергии;
Глава X. Добыча нефти и газа
321
Таблица 16. Технические параметры и характеристики приводов
штанговых глубинных насосов.
№ п/п Типоразмеры ПНШ 60-2, 1-25 ПНШ 80-3-40 ОПНШ 80-3
90 | 50
1 Наибольшее тяговое усилие на полирован- ном штоке, кН 60 80 80
2 Длины хода полирован- ного штока, м 2,1; 1,8; 1,5; 1,2. 3,0; 2,5; 2,0; 1,6; 1,2. 3,0; 2,5; 2,0.
3 Число качаний в минуту 5,3 ... 10,2 4,3 ... 12 1,8... 5,4 3,2 ...9,3
4 Мощности двигателя, кВт И; 15; 18,5 22; 30 7,5; 11; 15 15; 18,5; 22
5 Габаритные размеры, мм Длина Ширина Высота 7250 1770 5450 7100 2250 5385 7200 2250 6610
6 Масса, кг 8505 12400 12100
- возможность оснащения приводов ПНШ 80 надежными
двух- и трехступенчатыми редукторами типа РП-450 и Т 500.
Приводы ОПНШ с одноплечим балансиром:
- отличаются высокой (до 20%) экономичностью энергопо-
требления по сравнению с соответствующими станками-
качалками балансирного типа;
- обладают благоприятной динамикой, снижающей пиковые
нагрузки в крайних положениях, удлиняют срок службы
штанг, силовых узлов и деталей привода;
- быстро монтируются и демонтируются из-за наличия шар-
нирно-складывающейся в компактный транспортный пакет
верхней части привода (балансир, стойки, траверса, шатуны);
- обеспечивают свободный доступ к двигателю для механизи-
рованного монтажа и демонтажа, а также удобный доступ
к редуктору для обслуживания и залива масла, ко всем под-
шипниковым узлам привода и т.д.;
- оснащены быстродействующим дисковым тормозом, быст-
росъемной нижней опорой, ручным домкратным устройст-
вом для переустановки длины хода полированного штока
без использования автокрана.
322
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В последние годы применяются двухступенчатые РП и
трехступенчатые редукторы Т.
В двухступенчатых редукторах типа РП:
- быстроходная и тихоходная ступени - шевронная передача с
термоулучшенным зацеплением Новикова.
Трехступенчатые редукторы типа Т:
- оснащены крупномодульными термоулучшенными переда-
чами с зацеплением Новикова;
- тихоходная ступень - патентованная цилиндрическая пере-
дача с упорными кольцами;
- при равных нагрузочных характеристиках редукторы типа Т
на 25-30% легче редукторов с шевронными передачами.
В редукторах предусмотрены:
1. Быстросъемная крышка люка, удобная для осмотра передач
и заливки смазки;
2. Визирный и штыревой указатель уровня смазки в редукторе.
3. Специальная пробка, затрудняющая несанкционированный
слив смазки из редуктора;
4. Принудительная система смазки подшипниковых опор
и картерная - для зубчатых передач.
3.8. Производительность глубинно-насосной штанговой
установки
Количество жидкости, которое подает глубинный насос при
постоянной работе СКН за единицу времени, называется его про-
изводительностью. В промысловых условиях производитель-
ность глубинных насосов выражают в весовых единицах тонн
в сутки (т/сут).
За один двойной ход плунжера (движение плунжера вниз
и вверх) насос теоретически подает количество жидкости, равное
объему цилиндра, описываемому плунжером:
V = F-5nn, (107)
где 5ПЛ - длина хода плунжера; F - площадь сечения плунже-
ра.
Глава X. Добыча нефти и газа 323
Минутная подача насоса определяется как произведение по-
дачи насоса за один двойной ход на число двойных ходов плун-
жера п в минуту:
Vmin=F-5nJI-«. (108)
Суточная теоретическая подача насоса:
QTeop =1440 F-5njl и. (109)
В нефтепромысловой практике фактическая подача штанго-
вого насоса обычно меньше теоретической, так как длина хода
плунжера 5ПЛ всегда меньше длины хода полированного штока S.
Фактическое снижение подачи насоса происходит из-за возмож-
ных утечек жидкости обратно в скважину в результате наруше-
ния герметичности НКТ, наличия большого зазора между плун-
жером и цилиндром насоса и неисправности клапанов. В этой
связи фактическая подача штанговой насосной установки
0факт=1440Г5плпа, (НО)
где 5ПЛ - длина хода полированного штока; а - коэффициент
подачи штангового насоса, который равен отношению фактиче-
ской суточной подачи насосной установки к его суточной теоре-
тической подаче:
^теор
Как видно из (ПО), подача штанговой глубинной установки
зависит от диаметра плунжера, длины хода полированного штока
и числа двойных ходов полированного штока в минуту.
При чрезмерном увеличении числа ходов плунжера жидкость,
поступающая к забою скважины, не успевает заполнять освобо-
дившийся объем цилиндра. Это приводит к снижению коэффици-
ента подачи насоса. Коэффициент подачи штангового насоса из-
меняется от 0 до 1. В нефтепромысловой практике считается хо-
рошей работа насосной установки, если а = 0,7-0,8.
Коэффициент подачи насосной установки зависит и от ко-
эффициента наполнения насоса, который равен отношению фак-
324
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
тически поступающего под плунжер объема жидкости к цилинд-
рическому объему, описываемому плунжером при ходе его вверх.
Коэффициент наполнения насоса
1 + Я
где R - объемное соотношение нефти и газа, постоянно посту-
пающих в насос при определенном давлении погруже-
ния; /? = Увр/Уц - отношение объема вредного пространства на-
соса к цилиндрическому объему, описываемому плунжером при
его ходе вверх. Как видно, коэффициент наполнения насоса тем
больше, чем меньше отношение 7? = Увр/Уу и чем меньше объем
свободного газа, попадающего в цилиндр. Отсюда коэффициент
наполнения насоса можно увеличить за счет:
1. Уменьшения объема вредного пространства за счет уста-
новки нагнетательного клапана в нижней части плунжера, а
также за счет увеличения длины хода плунжера.
2. Уменьшения объема свободного газа, поступающего в ци-
линдр насоса, за счет увеличения глубины погружения на-
соса под динамический уровень.
3. Частичного отвода газа в межтрубное пространство за счет
установки на приеме насоса приспособления, называемого
газовым якорем.
3.9. Нагрузки на насосные штанги и станок-качалку
При работе штанговой глубинной установки практическое
значение имеют суммарные максимальные нагрузки на штанги.
Эти нагрузки определяются с достаточно высокой точностью при
помощи специального прибора - динамографа. В то же время не-
обходимо уметь подсчитывать нагрузки на штанги. Основными
суммарными нагрузками на штанги являются статические на-
грузки. При ходе плунжера вверх штанги испытывают макси-
мальную нагрузку от собственной силы тяжести и силы тяжести
жидкости в трубах над плунжером. При движении вниз штанги
испытывают лишь действие собственной силы тяжести. Таким
Глава X. Добыча нефти и газа
325
образом, максимальные статические нагрузки будут при ходе
вверх в точке подвеса штанг:
Рст=(Рж + Р^т)5 + Ртр, (103)
где Ршт - сила тяжести штанг; Рж - масса жидкости над плунже-
ром; g - ускорение свободного падения; Ргр - силы трения штанг
о трубы и плунжера о стенки цилиндра насоса. Можно также на-
писать уравнение (103) без учета разгружающей силы давления
на плунжер снизу небольшого столба жидкости в межтрубном
пространстве:
рст = + QwLbg > (104)
где qx - масса 1 м столба жидкости с поперечным сечением, рав-
ным сечению плунжера; g - ускорение свободного падения; q^ -
масса 1 м штанг с муфтой; L - длина штанг; b - коэффициент, учи-
тывающий уменьшение массы штанг в жидкости, рав-
ный (Pi~ р)/Р\', ppi р - плотности материала штанг и жидкости.
С учетом сил трения фактические нагрузки будут несколько
больше. В скважинах с кривизной 5-6° сила трения штанг о тру-
бы составляет около 2% от силы тяжести штанг, и ею можно пре-
небречь.
Однако в наклонных и кривых скважинах силы трения мо-
гут быть более 2% от силы тяжести штанг, и пренебрегать ими
нельзя.
Аналитически силы трения в наклонных и искривленных
скважинах из-за многих неизвестных факторов, связанных со
сложным профилем ствола скважины, определить трудно. По-
этому все расчеты максимальных нагрузок на штанги, проведен-
ные без учета сил трения, верны только для вертикальных сква-
жин и скважин с наклоном не более 5-6°. Силы инерции движу-
щихся масс определяют следующим образом.
Согласно теории кривошипно-шатунного механизма, мак-
симальное ускорение точки подвеса штанг будет вначале хода
штанг вверх
+ 0 (ЮЗ)
326 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
где S - двойная амплитуда качаний головки балансира (длина хо-
да полированного штока); г - радиус кривошипа; I - длина шату-
на; а) - угловая скорость вращения кривошипа:
где п - число качаний балансира в минуту.
По найденной величине ускорения максимальную нагрузку
от силы инерции определяют по формуле
^=MJmax, (106)
где М - величина движущихся масс; Jmax - максимальное уско-
рение точки подвеса штанг.
С учетом сжимаемости жидкости величину инерции для нее
можно не учитывать. Тогда инерционная нагрузка будет опреде-
ляться в основном массой штанг:
Мшт=^; Р=^н--«у2| l + -|g, (107)
g £ 2 V IJ
где РШ1 - масса штанг.
На практике отношение радиуса кривошипа г к длине шату-
на I составляет от до . При r/l = % получим
Р Sn2
Pi = =rnPwg»Pm-—g, (108)
g 1440
J Sn2
где max = m = - фактор динамичности.
С учетом сил инерции максимальная нагрузка на балансир
в точке подвеса штанг при ходе вверх
Sn2
Р™=('>ж + Ог + Р,т—s. (Ю9)
где Р^ - сила тяжести штанг в жидкости; S, п - длина хода
и число ходов сальникового (полированного) штока; Рж - масса
жидкости над плунжером.
Глава X. Добыча нефти и газа
327
Формулой (109) можно пользоваться лишь для расчета не-
глубоких скважин, т.к. при больших глубинах и числе ходов воз-
никают динамические нагрузки от вибрации штанг, которые на-
кладываются на инерционные усилия. Аналитически точно опре-
делить динамические нагрузки с учетом колебательных процес-
сов в штангах из-за сложности явлений трудно. Поэтому для рас-
четов многими исследователями предложены приближенные
формулы А.С. Верновского, А.И. Адонина, И.А. Чарного, кото-
рые отличаются друг от друга различной оценкой фактора дина-
мичности. В общем виде максимальную нагрузку на штанги при
ходе вверх записывают как
р = о(Р + Р + Р' \
max о \ ж 1 л шт шт / •
3.10. Упругие деформации штанг и труб
Насосно-компрессорные трубы и штанги, находясь в сква-
жине, испытывают нагрузку от своей массы и находятся в растя-
нутом состоянии. В процессе работы штанговой насосной уста-
новки на трубы и штанги действуют силы тяжести столба жидко-
сти.
При ходе плунжера вверх с момента начала движения точки
подвеса штанг они начинают воспринимать нагрузку от жидко-
сти, которая до этого действовала на трубы. По мере перевода на-
грузки от труб на штанги они растягиваются, а трубы в это же
время сокращаются. В начальный период движения штанг вверх
плунжер остается неподвижным до тех пор, пока штанги не вос-
примут на себя всю нагрузку от жидкости. В этот период времени
сумма упругих деформаций штанг и труб 2СТ будет равна вели-
чине перемещения точки подвеса штанг. Эта величина представ-
ляет собой потери хода плунжера при его движении вверх, так
как плунжер не начал еще движение относительно втулок цилин-
дра насоса. Эти потери хода равны
гшт + 1тр ’
где /ци. и - потери хода вследствие упругих деформаций, соот-
ветственно, штанг и труб. После того как вся статическая нагруз-
328
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ка от жидкости будет воспринята штангами, начнется относи-
тельное перемещение плунжера и начинается подача жидкости
насосом. После завершения хода плунжера вверх точка подвеса
штанг начнет перемещаться вниз и упругие деформации будут
происходить в обратном порядке. При ходе штанг вниз штанги
разгружаются и нагрузка от штанг будет передаваться трубам.
После полного восприятия нагрузки от жидкости начнется дви-
жение плунжера относительно втулок цилиндра насоса.
Следовательно, при движении плунжера вниз происходит
потеря хода 2СТ, равная сумме величин упругих деформаций труб
и штанг.
Лт ~ суммарные потери хода плунжера от действия стати-
ческой нагрузки.
В результате удлинения штанг и труб под действием стати-
ческих нагрузок, которые определяются массой столба жидкости
в НКТ и весом штанг и труб, действительный ход плунжера бу-
дет меньше хода точки подвеса штанг к балансиру на величи-
ну Я = 10б+4в,тогда
5пл=5-(1шт-гтр) = 5-Лст, (НО)
где 5ПЛ - длина хода плунжера; S - длина хода точки подвеса
штанг к балансиру; 2СТ - суммарные потери хода сальникового
штока от действия статической нагрузки.
Чем больше нагрузка на верхнюю часть колонны труб
и штанг, тем больше их удлинение.
Удлинение штанг и труб определяется на основе закона Гу-
ка:
удлинение штанг
j _ ^т^8 _ 8
шт Ef™ Efm
(Hl)
удлинение труб , (112)
А/ тр Аг тр
где L - длина штанг, м; Е - модуль упругости (для ста-
ли Е = 2,06-1011 Па); /шт - площадь поперечного сечения штанг, м2;
Глава X. Добыча нефти и газа
329
у - площадь поперечного сечения труб по металлу, м2; g - ус-
корение свободного падения (g = 9,81 м/с2); qm - масса 1 м стол-
ба жидкости, кг.
Суммарные потери хода сальникового штока за один цикл
работы насоса составляют
2 2 2 (
J_+J_ . (113)
шт pf pf р f f
Чшт ^Утр у У шт Утр)
Учитывая, что <?ж = Fp, из (ИЗ) получим
2=w?p_+ н
Fff
‘'Тру
где F - площадь поперечного сечения плунжера, м2; р - плот-
ность жидкости, кг/м3.
Если трубы спущены с пакером, т.е. трубы не могут пере-
мещаться в вертикальном положении, тогда уравнение (114)
примет вид
Efm
(И5)
При малых скоростях откачки (при и < 8) длину хода плунже-
ра с достаточной точностью можно определить по формуле (110).
С увеличением скорости откачки на движение плунжера
влияют и инерционные нагрузки от ускорения свободного паде-
ния штанг и их колебаний.
Когда плунжер движется вниз, инерционные силы продви-
гают плунжер несколько вниз уже после того, как головка балан-
сира начала свое движение вверх.
Самостоятельное движение плунжера под действием сил
инерции увеличивает длину хода плунжера в сравнении с ходом,
который он имел при отсутствии динамических нагрузок. С уче-
том дополнительного движения плунжера под динамическими
нагрузками длина хода плунжера определяется по формуле
5пл=5 + 5г-Л, (116)
где 5, - увеличение длины хода плунжера за счет динамических
нагрузок.
330
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Учитывая (105),
_225-S-L2n2
1 = 1012
(117)
где п - число ходов сальникового штока.
В этом случае длина хода плунжера определяется по фор-
муле
( 225• L2n2
Sm=S 1 + ———— =SK, (118)
k 1° 7
где
225-L2n2
1012
К = \ +
Рис. 93. Кривые зависимости К
от числа ходов п и длины штанг.
и называется фактором выиг-
рыша хода, который можно оп-
ределить по графику (рис. 93)
длины хода плунжера.
3.11. Исследование работы
штанговой насосной
установки с помощью
динамографа
График изменения нагруз-
ки на точке подвеса штанг в за-
висимости от длины хода плун-
жера имеет форму параллело-
грамма (рис. 94).
Этот график называется
теоретической диаграммой. На
этом графике по вертикальной
оси отложены нагрузки, кото-
рые действуют на сальниковый
шток, а по горизонтальной оси -
перемещение сальникового штока и плунжера. На фактическую
диаграмму Р-S влияют параметры насосной установки и состоя-
ние насосного оборудования и его отдельных узлов.
Глава X. Добыча нефти и газа
331
Рис. 94. График нагрузки на точку подвеса штанг в зависимости
от длины хода сальникового штока
Диаграмму фактической работы насосной установки можно
получить с применением динамографа, который устанавливается
в точке подвеса штанг к головке балансира и воспринимает все
нагрузки, возникающие при двойном ходе сальникового штока.
На промыслах в основном применяют гидравлические ди-
намографы ГДМ-3 конструкции Г.М. Мининзона (рис. 95).
Динамограф ГДМ-3 состоит из силоизмерительной части
(мессдоза 11 и рычаг 12) и самописца 6. Полость 10 мессдозы за-
полняется жидкостью (спиртом - зимой и водой - летом), пере-
крывается латунной или резиновой мембраной, на которую
опирается поршень 9. Силоизмерительную часть прибора уста-
навливают между траверсами канатной подвески штанг, растяги-
вающие усилия штанг в которой преобразуются в усилия,
сжимающие мессдозу. В это время рычаг 12 нажимает на
поршень 9, а давление жидкости 10 через капиллярную трубку 8
воспринимается манометрической геликсной пружиной 7. С
увеличением давления пружина разворачивается и перо 6,
прикрепленное к ней, рисует линию нагрузки. Бланк диаграммы
крепится к столику 5 самописца. При движении динамографа
вверх нить 1, прикрепленная одним концом к неподвижной части
устьевого обору-
332
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 95. Схема гидравлического динамографа ГДМ-3
дования, сматывается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе
с ходовым винтом 3. При этом ходовая гайка вместе со столиком
движется вверх по направляющим 4. В полости винта установле-
на спиральная возвратная пружина. При ходе вверх пружина за-
кручивается. А при ходе вниз пружина раскручивается и возвра-
щает столик в первоначальное положение. Столик с бланком по-
вторяет движение сальникового штока в определенном масштабе.
Длина записи хода сальникового штока зависит от диаметра
шкива 2.
С помощью сменных шкивов записываются перемещения
в масштабе 1:15, 1:30 и 1:45. В процессе работы штанговой на-
сосной установки бывают различные неполадки. Каждому нару-
шению нормальной работы штангового насоса соответствует оп-
ределенная своя характерная форма диаграммы, по которой мож-
но определить неисправность глубинного штангового насоса.
Глава X. Добыча нефти и газа
333
б)
Периодический срыв подачи S
пластовым газом высокого
давления
Полуфонтанный характер S
работы насоса
Нормальная работа S
Утечки в нагнетательной S
части
д)
Превышение подачи насоса S
над притоком из залежи
Полный выход из строя S
нагнетательной части
приемной части
Рис. 96. Диаграммы работы штанговых насосных установок
На рис. 96 показаны некоторые характерные диаграммы.
Из диаграммы, показывающей утечки в нагнетательной части, вид-
но, что при ходе плунжера вверх линия восприятия нагрузки рас-
положена правее теоретической, нагрузка воспринимается штанга-
ми медленнее, чем при нормальной работе насоса. Это происходит
при негерметичности нагнетательной части насоса.
Линия снятия нагрузки при этом также находится правее
соответствующей линии теоретической динамограммы, т.е.
в самом начале хода полированного штока вниз нагрузка от стол-
ба жидкости снимается со штанг быстрее, чем при нормальной
работе насоса. Утечки в нагнетательной части образуются через
334
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
резьбовые соединения труб, клапана и его седла и через зазор
между плунжером и цилиндром насоса.
Сравнивая фактические динамограммы с теоретическими,
устанавливают причины ненормальной работы насосной уста-
новки.
Рис. 97. Теоретическая динамограмма (сплошная линия), совме-
щенная с фактической (пунктирная линия), нормально работаю-
щей штанговой насосной установки при малых глубинах
Теоретическая диаграмма работы глубинного насоса за один
ход вверх и вниз имеет форму параллелограмма (рис. 97).
По вертикальной оси отложены нагрузки, действующие на саль-
никовый шток, а по горизонтали - перемещение сальникового
штока. Нагрузка на шток в процессе перемещения его вверх
и вниз изменяется следующим образом.
При ходе вверх.
В конце хода вниз сальниковый шток и плунжер находятся
в крайнем нижнем положении. В это время нагнетательный кла-
пан насоса открыт, а всасывающий клапан закрыт. Нагрузка от
Глава X. Добыча нефти и газа 335
штанг действует на шток. Этому соответствует на динамограмме
точка А.
В начале движения сальникового штока вверх плунжер ос-
танавливается, в это время нагнетательный клапан закрывается,
а шток воспринимает нагрузку от штанг и столба жидкости
в подъемных трубах. Под действием этой нагрузки штанги рас-
тягиваются, а насосно-компрессорные трубы разгружаются и со-
кращаются.
Процесс восприятия штоком нагрузки от давления на плун-
жер столба жидкости записывается на диаграмме наклонной пря-
мой АБ. Линия Бб показывает величину перемещения сальнико-
вого штока в период действия нагрузки, которая равна сумме ве-
личины растяжения штанг и сокращения труб. После завершения
процесса восприятия нагрузки штангами начинается движение
плунжера и открывается приемный клапан насоса. На динамо-
грамме этому соответствует точка Б. Дальнейшее движение саль-
никового штока и плунжера вверх до верхнего положения проис-
ходит при неизменной нагрузке. Этот процесс на динамограмме
изображается прямой БВ. При этом движении нагрузка на саль-
никовый шток равняется силе тяжести штанг, находящихся
в жидкости, плюс нагрузка от давления столба жидкости на плун-
жер.
При ходе вниз.
В начале хода вниз всасывающий и нагнетательный клапаны
закрыты и сальниковый шток воспринимает нагрузку от штанг,
находящихся в жидкости, и столба жидкости. На диаграмме этому
моменту соответствует точка В. При движении сальникового што-
ка вниз шток, штанги и плунжер разгружаются и нагрузка переда-
ется на трубы. При этом трубы растягиваются, а штанги сокраща-
ются. Плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру
насоса. На динамограмме этот процесс изображается наклонной
линией ВГ. На динамограмме линия Гг определяет перемещение
сальникового штока в процессе разгрузки, которое равно сумме
величин сокращения штанг и растяжения труб.
После завершения процесса разгрузки штока нагнетатель-
ный клапан открывается и плунжер начинает двигаться вниз.
336
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
На динамограмме этому соответствует точка Г. Дальнейшее
движение сальникового штока и плунжера происходит при
открытом нагнетательном клапане и постоянной нагрузке. На
динамограмме это изображается линией ГА. Цикл возобнавляется
в точке А. Теоретическая динамограмма работы глубинного
насоса имеет форму параллелограмма, получается при работе
глубинного насоса в скважине с дегазированной жидкостью
с коэффициентом наполнения, равным единице, и при отсутствии
динамических нагрузок, т.е. при медленном и плавном движении
системы «сальниковый шток - штанги - плунжер» вверх и вниз.
Если бы при работе глубинного насоса не было упругой
деформации, т.е. растяжения и обратного сокращения штанг и
труб, теоретическая динамограмма имела бы вид
прямоугольника, линии АБ и ВГ были бы перпендикулярны
линиям БВ и ГА.
3.12. Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми
глубинными насосными установками
При эксплуатации скважин штанговыми насосными уста-
новками часто возникают осложнения.
К осложнениям относятся:
1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе
с нефтью в скважину.
2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину.
3. .Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных тру-
бах и штангах.
4. Искривление ствола скважины.
Часто возникают осложнения в работе штанговой установки
из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффици-
ент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства
на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения.
Уменьшение вредного пространства достигается применением
насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный
нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки
плунжера в цилиндре насоса.
Увеличение длины хода плунжера и уменьшение одновре-
менно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объе-
Глава X. Добыча нефти и газа 337
ма вредного пространства. В промысловых условиях часто уве-
личивают глубину погружения насоса под динамический уро-
вень. При погружении насоса на глубину, где давление равно
давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так
как на этой глубине свободного газа нет. Применяются также га-
зовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газо-
вых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направ-
ленном вниз, использование принципа центрифугирования при
завихрении потока и т.д.
В однокорпусном якоре
(рис. 98) газожидкостная смесь
(ГЖС) заходит в кольцевое
пространство между корпусом
газового якоря 1 и центральной
подъемной трубой 2, верхний
конец которой подсоединяется
к приемному клапану 4. На-
правление потока изменяется,
газовые пузырьки всплывают и
уходят в межтрубное простран-
ство. Жидкость с уменьшенным
содержанием газа поступает в
центральную трубку через от-
верстия 5 и далее в цилиндр на-
соса. Газовый пузырек 3 увле-
кается вниз нисходящим пото-
ком жидкости, скорость кото-
рого зависит от дебита скважи-
ны и площади сечения кольце- рис. 98. Принципиальная схема
вого пространства между кор- однокорпусного газового якоря
пусом 1 и трубкой 2. Тогда
где Q - объемный секундный расход газожидкостной смеси
в условиях приема насоса; (F-f) - площадь сечения между
центральной трубкой газового якоря.
338
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Скорость всплытия газового пузырька уг, согласно формуле
Стокса, зависит от диаметра пузырька d, разности плотностей
жидкости рж и газа рГ и вязкости жидкости р, тогда
v
г 18/Z
Эффективно работает газовый якорь при условии vr > Vj.
Лучшее отделение газа от нефти получают в якоре с не-
сколькими поворотами струи. В этой связи газовые якоря выпус-
кают двухсекционными, трехсекционными и т.д.
На нефтяных промыслах применяются также многокорпус-
ные, трубные, погружные, зонтичные, газовые якоря.
Осложняющим фактором в работе штанговых насосных ус-
тановок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.
При попадании песка в насос нарушается подгонка плунже-
ра, вследствие чего увеличивается утечка жидкости (нефти) через
клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят об-
рывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и сква-
жина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких сква-
жинах очень короткий. Борьба с вредным влиянием песка ведется
с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливае-
мых перед приемным патрубком, штангового насоса, которые на-
зывают песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных
конструкций, но принцип их действия одинаков.
В песчаном якоре (рис. 99) частичное отделение песка из
жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок от-
деляется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении
трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают.
Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время
заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены
глубинного насоса.
Для лучшего выноса песка иногда используют насосные ус-
тановки с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют
насосно-компрессорные трубы. Трубчатые штанги передают
плунжеру насоса движение от станка-качалки и одновременно
являются трубопроводом для откачиваемой жидкости из скважины.
Глава X. Добыча нефти и газа
339
Рис. 99. Принципиальная схема песочного якоря: а - песок; б -
жидкость с песком
Присоединяют трубчатые штанги к плунжеру с помощью
специальных переводников.
Жидкость из плунжера выходит и попадает в полые штанги,
не соприкасаясь с наружной поверхностью плунжера и внутрен-
ней поверхностью цилиндра насоса, что исключает заклинивание
плунжера песком. В этом случае также увеличивается скорость
поступления жидкости на поверхность по сравнению с обычными
установками, за счет чего достигается лучший вынос песка.
На рисунке 100 показана схема оборудования выкида насос-
ной установки гибким шлангом при работе насоса с трубчатыми
штангами. Такая насосная установка монтируется следующим
образом. Цилиндр глубинного насоса спускается на насосно-
компрессорных трубах, а плунжер спускается на трубчатых
штангах. В верхний конец верхней полой штанги 3 вваривается
340
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 100. Схема оборудования выкида насосной установки с по-
лыми штангами.
вертлюжок 2, с помощью которого колонну трубчатых штанг
подвешивают к подвеске 1 станка-качалки. К верхней трубчатой
штанге 3 приваривают патрубок 4 с фланцем, к которому прикре-
пляют фланец 5 гибкого шланга 6. Другой конец шланга
с фланцем присоединяют болтами к выкидной линии 7. Кольце-
вое пространство между насосными трубами и трубчатыми штан-
гами заполняют водой или нефтью для устранения неуравнове-
шенности плунжера при ходе вниз.
На большинстве нефтяных месторождений России в соста-
ве нефти имеется парафин. При добыче нефти с содержанием
парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложне-
ния из-за выпадения парафина на стенках насосно-
компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. От-
ложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб при-
водит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с
Глава X. Добыча нефти и газа
341
отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб
парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего
возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и дви-
жению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых от-
ложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-
качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффи-
циент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает
их герметичность, что может привести к прекращению подачи
жидкости и остановке скважины.
Сравнительно часто из-за значительного отложения пара-
фина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры
по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг
от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъ-
ема труб при подземном ремонте скважин. Так как в этом случае
скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер
срезает парафин со стенок труб и создает за собой сплошную па-
рафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость (нефть)
из труб на поверхность, в результате чего загрязняется террито-
рия вокруг скважины. Нередко подъем штанг в таких случаях со-
провождается выбросом нефти и парафина, возникающим из-за
интенсивного выделения газа из нефти по мере ее приближения
к устью скважины.
В некоторых случаях парафиновая пробка уплотняется на-
столько, что подъем колонны штанг становится практически не-
возможным. Тогда штанги извлекаю, отвинчивая их отдельными
секциями, или поднимают вместе с трубами.
Борьба с отложениями парафина ведется различными мето-
дами.
1. Наибольшее применение на нефтяных промыслах полу-
чил метод закачки нагретой до 100-150° С нефти в затрубное
пространство скважины при обязательной работе глубинного на-
соса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагрева-
ет насосно-компрессорные трубы, и при создании в скважине
температуру, превышающую температуру плавления парафина
(температура плавления парафинов от 27° до 70° С). Парафин
расплавляется и струей жидкости выносится потоком нефти на
342 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
поверхность. Если эту работу проводить д. остановленной сква-
жине, то парафин по мере плавления будет стекать вниз и создаст
парафиновую пробку, что может привести к большим осложнени-
ям в скважине.
Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют
агрегаты (АДП-4-150), в которых на шасси автомобиля смонти-
рован прямоточный котел, емкость для набора нефти и насос для
закачки горячей нефти в скважину. Максимальная температура
нагрева нефти при подаче насоса 4 дм3/с составляет 150° С, мак-
симальное давление 20 МПа.
2. Периодически в межтрубное пространство скважины за-
качивают острый пар (7=300° С) от паро-передвижной установки
(ППУ) производительностью 1 т пара в час при работе насосной
установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него
горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплав-
ляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкид-
ную линию.
3. Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов пара-
финоотложения.
4. Закачкой в межтрубное пространство различных раство-
рителей парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин), ко-
торые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают па-
рафин.
5. Механический способ борьбы с отложением парафина
в насосных скважинах с использованием металлических пла-
стинчатых скребков, устанавливаемых (привариваемых) на штан-
гах. Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали
толщиной 2,5-3,0 мм, длиной 150-250 мм и шириной на 2-3 мм
меньше соответствующего внутреннего диаметра подъемных на-
сосно-компрессорных труб.
Расстояние между скребками на штангах устанавливается
несколько меньше длины ожидаемого хода сальникового штока.
Скребки, установленные на штангах, вращаются (на заво-
рот) с помощью штанговращателя, укрепленного на канатной
подвеске, на определенный угол при каждом ходе колонны штанг
вниз. Недостатком способа очистки труб от парафина пластинча-
Глава X. Добыча нефти и газа
343
тыми скребками является то, что вес скребков увеличивает на-
грузку на точку подвеса штанг и в целом на станок-качалку.
При небольшом зазоре между пластиной скребка и внутрен-
ним диаметром НКТ (2-3 мм) затрудняется спуск и подъем штанг
в скважине. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и по-
рой создают сальник (металл о металл), что приводит к большим
осложнениям. Поскольку пластинчатые скребки изготавливают в
промысловых, а не в заводских условиях, то в случае приварки их
к штангам иногда (в зависимости от квалификации сварщика) до-
пускается пережог металла в месте сварки скребка к штанге, что
также приводит к серьезным осложнениям. В последнее время
вместо металлических пластинчатых скребков на промыслах ста-
ли применять пластмассовые скребки специальной конструкции,
которые при хорошей обработке их поверхностей (без шерохова-
тостей) неплохо себя зарекомендовали.
6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина
применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы
с эпоксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и пе-
ревозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие
местами разрушается (от ударов), что приводит к заклиниванию
плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают
НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами. Они более
устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность
отложения парафина в НКТ.
3.13. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
Производительность штанговой глубинной установки, даже
при применении насосов с малым диаметром плунжера и малой
длиной хода полированного штока зачастую бывает выше, чем
приток жидкости из пласта.
При этом насос быстро откачивает накапливающуюся
в скважине жидкость, уровень ее снижается до приема насоса и
коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насос-
ной установки при этом характеризуется неуравновешенностью
станка-качалки, что приводит к быстрому ее износу.
344
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
С целью уменьшения нерационального расхода электро-
энергии и увеличения межремонтного срока службы оборудова-
ния такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию.
В этом случае скважины эксплуатируют периодически с останов-
ками работы насосной установки для накопления жидкости
в скважине. Переводить на периодическую эксплуатацию лучше
скважины, не выносящие песка, имеющие низкие коэффициенты
продуктивности и сравнительно высокие статические уровни.
Переводить на периодическую эксплуатацию скважины с низким
и быстро восстанавливающимся уровнем не целесообразно, так
как в таких условиях необходимо будет часто останавливать
и запускать станок-качалку.
При переводе скважины на периодическую эксплуатацию
необходимо знать дебит скважины, потери добычи нефти за счет
простоя скважины во время накопления жидкости, оптимальное
время накопления и откачки жидкости. С учетом всех этих дан-
ных можно рассчитать экономическую эффективность перевода
скважин на периодическую эксплуатацию. Эффективность пе-
риодической эксплуатации увеличивается с применением мест-
ной автоматики.
3.14. Исследование насосных скважин
Исследование в насосных скважинах проводят как при ус-
тановившихся режимах, так и при неустановившихся режимах
работы скважин.
Перевод работы скважины с одного режима работы на другой
осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменени-
ем длины хода полированного штока. Остановку работы скважины
осуществляют отключением насосной установки от электросети.
Дебиты нефти на разных режимах измеряют на групповых
замерных установках (ГЗУ), а дебит газа замеряют с помощью
дифманометров или газовых счетчиков.
Забойные давления замеряют малогабаритными скважин-
ными манометрами, которые спускают на забой через межтруб-
ное пространство при работающей скважине. Насосно-компрес-
сорные трубы подвешиваются на специальной планшайбе с экс-
Глава X. Добыча нефти и газа
345
центричным отверстием для муфты и вторым отверстием для
спуска манометра через межтрубное пространство.
Чаще исследования проводят наблюдая за изменением ди-
намического уровня с помощью эхолота. Эти исследования осно-
ваны на принципе измерения скоростей распространения звуко-
вой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости
в межтрубном пространстве. Динамический уровень можно оп-
ределить с помощью небольшой желонки, спускаемой на скреб-
ковой проволоке в затрубное пространство скважины с помощью
лебедки.
При пользовании эхолотом (рис. 101) на устье скважины ус-
танавливают датчик импульсов звуковой волны - пневматическую
или пороховую хлопушку 1 с мембраной 2 из плотного картона.
Рис. 101. Схема эхометрирования скважины
346 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от
поверхности уровня и, возвращаясь обратно, улавливается тер-
мофоном 3, представляющим вольфрамовую W-образную нить
диаметром 0,03 мм. Звуковая волна изменяет силу тока в термо-
фоне (вследствие изменения температуры нити). Электрический
импульс в термофоне усиливается при помощи лампового усили-
теля 4 и воспринимается перописцем 5, который представляет
собой электромеханический преобразователь. Перописец фикси-
рует соответствующие пики на диаграмме 6, приводимый в дви-
жение электродвигателем 7. Расстояние от пики «устье» до пики
«уровень» на диаграмме пропорционально времени прохождения
звуковой волны от устья до уровня и обратно до устья. Для опре-
деления положения уровня необходимо знать скорость звука
в скважине, которая зависит от углеводородного состава газа
и давления в межтрубном пространстве, а также процентное со-
держание воздуха. Чтобы определить скорость звука на опреде-
ленной глубине, на насосно-компрессорных трубах устанавлива-
ют репер-отражатель 8. Репер представляет собой патрубок дли-
ной 300-400 мм, который приваривается к верхнему концу муф-
ты насосно-компрессорной трубы и спускается в скважину с тем,
чтобы перекрыть зазор между НКТ и колонной на 60% ближе
к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уров-
нем. По времени прохождения звуковой волны до репера (что
фиксируется на эхограмме) определяется скорость звука в сква-
жине, и по ней уже находят глубину динамического уровня.
Скорость распространения звука в межтрубном пространстве:
<т =—, (119)
t
где I - расстояние от устья до репера; t - время прохождения зву-
ковой волны от устья до репера и обратно, которое определяется
по эхограмме.
Расстояние до уровня жидкости Ндин в межтрубном про-
странстве:
Ядии=Т=7’ (110)
где Т - время прохождения звуковой волны до уровня и обратно.
Глава X. Добыча нефти и газа
347
После определения уровня жидкости пластовое и забойное
давления определяют расчетным путем:
Р = (Н - Hami)pg, (111)
где Н - глубина скважины; Ядин - расстояние от устья до уровня
(динамический уровень); р - плотность жидкости; g - ускорение
свободного падения.
При этом имеется в виду, что межтрубное пространство за-
полнено однородной по плотности жидкостью.
Цепной длинноходовой привод штанговых насосов
ЦП-80-6-1/4.
Для механизированной эксплуатации высокодебитных
(до 100 т/сут) скважин с вязкой и высоковязкой нефтью
в осложненных горно-геологических условиях ОАО «Ижнеф-
темаш» и ОАО «Татнефть» разработали безбалансирный длин-
ноходовой привод штанговых насосных установок (рис. 140). ЦП-
80-6-1/4 состоит из основания привода, который крепится к фун-
даменту. На основании установлен редуктор. В открытой колон-
не размещаются следующие реверсирующие, редуцирующие
преобразующие механизмы:
- цепная передача, нижняя ведущая звездочка которой через
зубчатую муфту связана с редуктором, а верхняя звездочка
снабжена механизмом натяжения цепи;
- внутри колонны по направляющим перемещается противо-
вес, связанный с одним из звеньев цепной передачи;
- в верхней части колонны установлены канатные блоки диа-
метром цепного длинноходового привода следующие 1500 мм,
с помощью которых движение от противовеса передается на
узел подвески устьевого штока, монтируется станция управ-
ления, а также площадки обслуживания. С целью обеспече-
ния безопасных условий при эксплуатации и обслуживании
цепного привода предусматривается система блокировок,
отключающих привод при несанкционированном открытии
ограждений, введении технологических упоров в зону дви-
жения противовесов или возникновении других нестандарт-
ных ситуаций.
348 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Привод оснащен ручным тормозом барабанного типа, руч-
ным приводом вращения цепной передачи при обслуживании
привода, а также устройством для стопорения редуктора.
Технические характеристики:
- тяговое усилие на штоке, кН - 80;
- длина хода полированного штока, м - 6,1;
- редуктор Т315Ц-45 трехступенчатый, передаточное число - 45;
- число двойных ходов полированного штока:
минимально -1,
максимально - 4;
- мощность двигателя, кВт/обороты в мин, 7,5/1000; 11/1000;
15/1000; 18,5/1500 - соответственно для 1, 2, 3, 4 двойных
ходов;
- диаметры шкивов, мм:
редуктора 315 и 500,
двигателя 142, 190, 240;
- длина отката колонны, мм - 1500;
- масса противовеса, кг
минимальная 1800,
максимальная 6000;
- габариты, мм:
длина - 4370,
ширина - 2390,
высота -10250;
- масса привода, кг:
без уравновешивающих грузов 12500,
с уравновешивающими грузами 16700.
Насосные установки с длинноходовым приводом имеют
следующие преимущества:
- использование штанговых насосов с дебитом нефти до 100 т/с;
- редуктор с меньшим передаточным отношением и крутя-
щим моментом (в 5-8 раз);
- повышение коэффициента использования мощности (cos (р)
в среднем на 57%;
- обеспечение постоянной скорости штанг;
- снижение удельных энергозатрат в 1,5-2 раза;
- обеспечение высокой степени уравновешенности.
Глава X. Добыча нефти и газа
349
Длинноходовые режимы откачки в режиме постоянной ско-
рости способствуют:
- увеличению надежности и долговечности всех составных
частей насосной установки;
- снижению износа штанг и НКТ;
- увеличению коэффициента наполнения насоса;
- улучшению показателей при откачке нефти с повышенным
газовым фактором и высокой вязкостью.
Первые установки изготовлены на заводе «Ижнефтемаш»
и поставлены для промышленного внедрения в ОАО «Татнефть»
в 2003 году.
4. Эксплуатация скважин погружными
центробежными насосами
Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
нашла широкое применение в нашей стране и до настоящего
времени является одним из наиболее распространенных способов
добычи нефти. В то же время с ростом обводненности продук-
ции, особенно в конце 2-й стадии разработки месторождения,
а также на 3-й и 4-й стадиях, с целью недопущения резкого паде-
ния добычи нефти требуется больше отбирать жидкости
из скважин, но глубинными штанговыми насосами практически
возможно отбирать не более 40-50 м3/сут.
Кроме того, межремонтный период штанговых глубинных
установок в среднем составляет не более 260-280 суток. Наряду
со штанговыми глубинными насосами с середины 60-х годов на
промыслах Самарской области, Татарии, Башкирии и в других
нефтедобывающих объединениях начали внедрять электроцен-
тробежные погружные насосы (ЭЦН). Уже к 1970 году электро-
центробежными погружными насосами эксплуатировалось около
5 тысяч скважин, из которых добывалось 84 млн. тонн нефти, а из
37000 скважин, оборудованных штанговыми глубинными насо-
сами, добывалось 65 млн. т нефти.
В этот период в основном внедрялись погружные электро-
центробежные насосы производительностью 40, 80, 120, 160
350
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
и 200 м3/сут. В то время дебит глубинно-насосных скважин в сред-
нем равнялся 10-15 т/сут.
Следует отметить, что большая роль во внедрении погруж-
ных центробежных насосов на промыслах в нашей стране при-
надлежит Особому конструкторскому бюро (ОКБ, г. Москва), ко-
торым руководил А.А. Богданов. Работники ОКБ были постоянно
на промыслах, в первые годы внедрения они монтировали и вы-
водили на режим ЭЦН, демонтировали установки. ОКБ вместе с
промысловиками проводили анализ работы установок, выявляли
причины выхода их из строя и т.д. В результате уже к концу 70-х
годов межремонтный период погружных электроцентробежных
насосов (ЭЦН) составлял 400 и более суток, а на некоторых
скважинах ЭЦН работали по 2-3 года без подъема.
Электроцентробежные погружные насосы имеют значитель-
ные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:
1. Простота наземного оборудования;
2. Возможность отбора жидкости из скважин до 1000 м3/с;
3. Возможность использовать их на скважинах с глубиной бо-
лее 3000 метров;
4. Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный
период работы ЭЦН;
5. Возможность проведения исследований в скважинах без
подъема насосного оборудования;
6. Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок
насосно-компрессорных труб;
7. Повышение культуры производства.
Все это способствовало тому, что в последующие годы ЭЦН
нашли широкое применение, особенно для эксплуатации обвод-
ненных, высокодебитных наклонных и глубоких скважин. Уста-
новка погружного центробежного электронасоса (рис. 102) со-
стоит из погружного электронасоса 4, спускаемого в скважину на
насосно-компрессорных трубах 5, погружного электродвигате-
ля 1, специального круглого и плоского бронированного кабеля 6,
питающего электродвигатель электроэнергией, протектора 2,
станции автоматического управления 10, автотрансформатора 9.
Глава X. Добыча нефти и газа
351
Рис. 102. Установка погружного центробежного электронасоса
В собранном виде электродвигатель располагается внизу,
над ним - гидрозащита (протектор), над протектором - насос.
Эти узлы соединяются между собой фланцами. Валы электродви-
гателя, протектора и насоса соединяются между собой с помо-
щью шлицевых муфт. В погружном электроцентробежном агре-
352
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
гате электродвигатель расположен под насосом. Поэтому насос
имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него
из кольцевого (межтрубного) пространства между эксплуатаци-
онной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку 3. Элек-
трический ток для питания погружного электродвигателя
подводится к нему по специальному бронированному трехжиль-
ному круглому кабелю, который спускается в скважину вместе с
насосно-компрессорными трубами и крепится к ним металличе-
скими поясами. На участке несколько выше насоса и до подклю-
чения к электродвигателю применяется плоский кабель, который
крепят к насосу и протектору также металлическими поясами.
Плоский кабель применяется для максимального уменьшения
диаметра погружного агрегата.
Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арма-
туры 7, ролика 8, барабана со стойками для кабеля 11, автомати-
ческой станции управления 10 и автотрансформатора 9. С помо-
щью автоматической станции управления вручную или автома-
тически включают или отключают погружной насосный агрегат
и контролируют его работу. Автотрансформатор предназначен
для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем
ток к погружному электродвигателю 1.
Для защиты от атмосферных осадков автотрансформатор ус-
танавливается в будке. Устьевая арматура 7 служит для направле-
ния продукции скважины в выкидную линию, герметизации за-
трубного пространства с учетом ввода в скважину кабеля
и перепуска попутного нефтяного газа из затрубного пространства
в выкидную линию при значительном увеличении его давления.
Ролик предохраняет кабель от перегибов при спуско-подъемных
операциях. Барабан служит для перевозки кабеля, а также для бо-
лее легкого разматывания и сматывания его при спуске и подъеме
насосной установки из скважины.
Устьевое оборудование при эксплуатации скважин погруж-
ными электроцентробежными насосами состоит из тройника
и задвижки, устанавливаемой на выкидной линии. Насосно-ком-
прессорные трубы подвешиваются на фланце обсадной колонны
с помощью специальной планшайбы.
Глава X. Добыча нефти и газа
353
Электроцентробежный погружной насос работает следую-
щим образом.
Электрический ток от промысловых электроподстанций че-
рез автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по
кабелю 6 к погружному электродвигателю (ПЭД) 1, в результате
чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вра-
щает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в дейст-
вие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробеж-
ным насосом через фильтр-сетку 3, установленный на приеме на-
соса, и нагнетает ее по насосно-компрессорным трубам на поверх-
ность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрега-
та не протекала из насосно-компрессорных труб в скважину,
в НКТ над погружным насосом устанавливается обратный клапан.
Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через
который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их
подъема сливается в скважину.
4.1. Погружные центробежные насосы
В зависимости от условий эксплуатации погружные центро-
бежные насосы выпускаются в двух исполнениях.
Насосы для эксплуатации нефтяных и обводненных сква-
жин с незначительным (до 0,01 % по массе) содержанием меха-
нических примесей и износостойкие - для эксплуатации скважин
с высокой обводненностью и значительным (до 1 % по массе) со-
держанием механических примесей в добываемой жидкости.
Погружные центробежные насосы по поперечным размерам
делятся на три условные группы: 5, 5А и 6, что означает номи-
нальный диаметр обсадной колонны, в которую может быть спу-
щен погружной насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпу-
са 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа 6-114 мм. Частота вра-
щения вала выпускаемых погружных центробежных насосов на-
ходится в пределах 2800-2900 об/мин.
Погружной центробежный насос представляет собой набор
большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, пред-
варительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус,
изготовленный из трубной заготовки. Число рабочих колес и на-
354
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
правляющих аппаратов (ступеней) в выпускаемых насосах колеб-
лется от 84 до 332.
Наружный диаметр погружного насоса определяется его сво-
бодным размещением в обсадной колонне в сборе с плоским кабе-
лем и принят равным 92 мм для обсадной колонны диаметром
146 мм (5") и 114 мм для обсадной колонны диаметром 168 мм (6").
Корпус многоступенчатого погружного электронасоса пред-
ставляет собой стальную трубу, точно обработанную по внутрен-
ней поверхности, и с обоих концов имеет резьбу (рис. 103).
С нижней стороны в корпус завинчивается основание насо-
са 5, по окружности которого закреплена приемная сетка 3, не
допускающая попадания в полость насоса механических частиц,
а с верхней стороны - ниппельная гайка 12. К основанию насоса
прилегает специальная втулка 6, а за ней укладываются направ-
ляющие аппараты 10 в сборе с рабочими колесами 8. Над послед-
ним верхним направляющим аппаратом монтируется верхний
подшипник 11. Все эти детали при сборке зажимаются между ос-
нованием насоса и ниппельной гайкой и удерживаются в непо-
движном состоянии. Рабочие колеса связаны с валом насоса приз-
матической шпонкой и могут смещаться вдоль вала. Во время
Рис. 103. Погружной центробежный насос
Глава X. Добыча нефти и газа
355
работы каждое рабочее колесо опирается на торцовый выступ
расположенного под ним направляющего аппарата. При такой
посадке осевые нагрузки от рабочих колес передаются непо-
средственно на направляющие аппараты и через них - на осно-
вание насоса. С целью уменьшения трения между рабочими ко-
лесами и направляющими аппаратами устанавливаются
текстолитовые шайбы 9, запрессованные в кольцевой паз на
нижнем торце рабочего колеса, и шайбы 7, надетые на его
втулку. Сверху осевое усилие, возникающее вследствие
давления жидкости на верхний торец вала, воспринимается
сдвоенным радиально-упорным подшипником 2, а случайные
осевые нагрузки, направленные вверх, воспринимаются
третьим радиально-упорным подшипником.
Корпус насоса соединяется с колонной насосно-компрес-
сорных труб при помощи ловильной головки 14, которая навин-
чивается на выступающую часть ниппельной головки 12.
Головка имеет внутреннюю резьбу, соответствующую резь-
бе насосно-компрессорных труб, и специальные наружные про-
точки для проведения ловильных работ.
Для соединения с валом протектора на нижний конец вала
надета шлицевая муфта 1.
На рис. 104 показана схема одной ступени насоса.
Лопатки 1, которые составляют ротор насоса, опираются на
элементы статора 3 насоса через текстолитовые кольца 4. Исходя
их этого, осевые нагрузки, которые развиваются на валу двигате-
ля, передаются корпусу насоса. Лопатки посредством шпонки ук-
репляются на валу 2, а элементы, составляющие статор, закреп-
лены в корпусе насоса затяжной гайкой.
Лопатки изготавливаются из бронзы, чугуна, пластических
материалов, а элементы, составляющие статор, делаются из чугу-
на.
Принцип работы электроцентробежного погружного насоса
заключается в том, что увеличение напора жидкости, протекаю-
щей через него, происходит при вращении рабочих колес, кото-
рые являются основным органом насоса.
356
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
2
Рис. 104. Схема одной ступени насоса
Во время работы электроцентробежного насоса жидкость,
поступающая через всасывающие отверстия к центральной от-
крытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлека-
ется ими в полость насоса, где приобретает вращательное движе-
ние. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой ско-
ростью и, следовательно, значительной кинетической энергией -
энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию
давления служат специальные направляющие устройства, кото-
рые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабо-
чее колесо. Жидкость, проходя между этими лопатками, изменяет
направление движения, постепенно теряет скорость и отводится
в следующую ступень.
Напор жидкости, создаваемый одной ступенью, составля-
ет 3,5-5,5 м водяного столба. Например, для обеспечения на-
пора в 900-1000 м в корпусе насоса монтируют по 160-200
ступеней, а когда необходимо создать больший напор, приме-
няют двухсекционные насосы. Для эксплуатации скважин с
Глава X. Добыча нефти и газа
357
большим содержанием механических частиц (песка) в откачи-
ваемой жидкости (от 1 до 10 граммов на литр) выпускаются
погружные электроцентробежные насосы в износоустойчивом
исполнении.
4.2. Погружной электродвигатель (ПЭД)
Погружной центробежный насос приводится в действие трех-
фазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым
ротором. Погружные электродвигатели применяются для работы в
скважинах с температурой откачиваемой жидкости 80-95° С.
Диаметр корпуса двигателя ограничивается внутренним
диаметром эксплуатационной колонны, поэтому, чтобы обеспе-
чить необходимую мощность, длина их достигает 4,2-8,2 м.
Мощности выпускаемых отечественных электродвигателей
в зависимости от типа насоса бывают от 14 до 125 кВт, а их диа-
метры - от 103 до 123 мм.
Скорость вращения ротора погружных электродвигателей
составляет около 3000 об/мин.
С целью недопущения проникновения в полость электро-
двигателя жидкости из скважины его делают герметичным и за-
полняют маловязким трансформаторным маслом, которое, благо-
даря действию механизма протектора, находится под давлением,
превышающим давление окружающей среды. На рис. 105 показа-
но устройство погружного электродвигателя.
Ротор двигателя состоит из отдельных секций 1, собран-
ных на валу 2. Между секциями устанавливаются промежу-
точные опорные подшипники качения или скольжения 3, кото-
рые предотвращают изгиб вала от одностороннего магнитного
притяжения между статором и ротором и от действия неурав-
новешенных центробежных сил. Осевые нагрузки (в основном
вес ротора) воспринимаются верхним радиально-упорным под-
шипником 8. Статор двигателя состоит из чередующихся
между собой магнитных 4 и немагнитных 5 пакетов, собран-
ных в стальной трубе 6; магнитные пакеты в собранном двига-
теле располагаются напротив секций ротора, а немагнитные -
напротив промежуточных подшипников. Все пакеты статора
связаны с корпусом шпоночным соединением, с помощью ко-
358
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 105. Погружной электродвигатель
Глава X. Добыча нефти и газа 359
торого реактивный крутящий момент статора передается на
корпус.
Обмотка статора 7 является общей для всех секций и вы-
полняется из медных изолированных стержней, укладываемых
в пазах статора. Изоляция обмотки выполняется из стеклотка-
ни, пропитанной специальным лаком, и является термо- и мас-
лостойкой. Выводные концы обмотки статора подключаются
к кабелю с помощью специальной герметичной штепсельной
муфты.
Вал двигателя имеет продольное отверстие диаметром 6-8 мм
для циркуляции масла, которым заполнен двигатель. С этой же це-
лью в стенке пакета статора имеются продольные пазы.
Масло циркулирует через пазы в железе статора и фильтр
в нижней части двигателя, где оно очищается. Двигатель запол-
няется специальным маловязким маслом или сухим чистым
трансформаторным маслом с высокой диэлектрической прочно-
стью.
При эксплуатации УЭЦН с асинхронным погружным элек-
тродвигателем в определенных режимах отбора жидкости из
скважины возникают некоторые технологические проблемы,
которые приводят к существенному снижению ресурса обору-
дования. Ограничены возможности дальнейшего повышения
энергетической эффективности работы УЭЦН с асинхронным
пэд.
Значительно лучшими, по сравнению с асинхронными,
функциональными, ресурсными и энергетическими характери-
стиками обладают приводы на основе вентильных электродви-
гателей. Вентильный привод состоит из электродвигателя, ро-
тор которого выполнен на постоянных магнитах, и станции
управления, которая питает обмотку статора по специальному
алгоритму. Вентильные электродвигатели имеют возможность
регулирования частоты вращения в широком диапазоне. «РИ-
ТЭК-ИТЦ» разработал и выпускает привод с диапазоном часто-
ты вращения 500-3500 об/мин, что позволяет использовать его
360 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
в составе УЭЦН с серийными насосами и гидрозащитой. Вен-
тильный электродвигатель имеет присоединительные размеры,
обеспечивающие использование в его комплекте гидрозащиты
и подсоединение кабельных муфт, применяемых в серий-
ных ПЭД.
В качестве гидрозащиты применяется специальный протек-
тор. Он собирается в стальном цилиндрическом корпусе, диаметр
которого соответствует диаметру насоса. Протектор устанавлива-
ется между насосом и двигателем. Через него проходит промежу-
точный вал, соединяющий вал насоса с валом двигателя посред-
ством шлицевых муфт. Протектор состоит из камер густого масла
(вверху) и жидкого маслоотстойника с гидрозатвором (внизу).
В верхней части протектора имеется поршень с пружиной для
создания избыточного давления масла в протекторе и двигателе
в пределах 0,01-0,2 МПа.
В корпусе под поршнем имеется отверстие для сообщения
подпоршневой части протектора с окружающей средой и переда-
чи поршню гидростатического давления окружающей жидкости.
По мере расхода густого масла через сальник насоса поршень,
перемещаясь под действием пружины вверх, подает масло в ка-
меру упорного подшипника насоса и поддерживает в системе из-
быточное давление. В последнее время гидрозащита выпускается
в двух исполнениях - ГД и Г.
В гидрозащите ГД также используется густое и жидкое
масло, но здесь они разделены между собой эластичной диа-
фрагмой. Окружающее давление передается электродвигателю
через диафрагму, расположенную в компенсаторе, что исклю-
чает проникновение пластовой жидкости в полость электродви-
гателя.
Гидрозащита типа Г предусматривает применение одного
лишь жидкого масла, замену радиально-упорных шарикопод-
шипников в насосе пятой скольжения, которая располагается
в верхней части насоса.
Глава X. Добыча нефти и газа
361
4.3. Кабель
Электроэнергия подводится к погружному электродвига-
телю с помощью специального кабеля КРБК и КРБП. Участок
токоподвода от станции управления до погружного агрегата
выполняется из круглого бронированного кабеля с нефтестой-
кой резиновой изоляцией типа КРБК (кабель резиновый бро-
нированный круглый) или с полиэтиленовой изоляцией типа
КПБК.
На участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащи-
ты применяется плоский бронированный кабель (КПБК) тоже
с резиновой или полиэтиленовой изоляцией. Круглый и плоский
кабели сращиваются между собой, место соединения тщательно
изолируется, а на конце плоского кабеля прикрепляется кабель-
ная муфта для соединения токоподвода с выводными концами
статорной обмотки, обеспечивающей герметизацию ввода кабеля
в погружной электродвигатель. Кабель крепится к НКТ металли-
ческими хомутиками.
У КРБК с резиновой изоляцией на медные жилы, обрези-
ненные диэлектрической резиной и скрученные вместе, наклады-
вается общий нефтестойкий шланг из наиритовой резины, сверху
которого имеются защитные покровы из маслостойкой лакотка-
ни, пропитанная хлопчатобумажная оплетка и броня. У плоских
кабелей с резиновой изоляцией три медные жилы, обрезиненные
диэлектрической резиной и нефтестойким наиритовым шлангом,
обматываются стеклотканью и укладываются параллельно.
Все три жилы дополнительно обматываются лакотканью, на ко-
торую накладываются пропитанная хлопчатобумажная оплетка и
броня.
Существует конструкция плоского кабеля, в котором на об-
резиненные диэлектрической резиной и уплотненные параллель-
но жилы накладывается общий наиритовый шланг. Шланг обма-
тывается лакотканью, оплетается противогнилостной хлопчато-
бумажной оплеткой и бронируется. Сращивание круглых и пло-
ских кабелей с полиэтиленовой изоляцией и изготовление ка-
362
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
бельных муфт осуществляется горячим способом в специальных
пресс-формах. Броня круглых кабелей выполняется из оцинко-
ванной ленты, а плоских - из стальной оцинкованной или медной
ленты. Броня, защищающая кабель от механических поврежде-
ний во время спускоподъемных операций, имеет специальный
профиль, благодаря которому кабель приобретает большую
прочность на раздавливание и сохраняет при этом необходимую
гибкость для наматывания на барабан через специальный подвес-
ной ролик диаметром 900 мм.
Кабели с резиновой изоляцией имеют номинальное напря-
жение 1100 В и предназначаются для работы при температуре
окружающей среды от +90° до -30° С и давлении до 10,0 МПа.
Допустимая температура окружающей среды от +90° до -55° С,
давление до 20,0 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией обла-
дают большой газостойкостью.
4.4. Оборудование устья и колонны подъемных труб
Устьевую арматуру для скважин, эксплуатируемых по-
гружными электроцентробежными насосами, чаще всего изго-
тавливают или на базах производственного обслуживания
НГДУ, или на центральной базе производственного обслужива-
ния ОАО (открытого акционерного общества). Крестовина, или
тройник устьевой, на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на
остальных - фланцы для присоединения задвижек. Верхняя бу-
ферная задвижка монтируется для производства очистки труб
от парафина. Боковые задвижки, предназначенные для направ-
ления газонефтяного потока, обвязываются так же, как и на
фонтанных скважинах. Для отвода газа из затрубного простран-
ства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колон-
ный патрубок с боковым отводом и задвижкой, которая соеди-
няется с одной из выкидных линий катушкой. Эту задвижку от-
крывают периодически или оставляют постоянно открытой.
При этом в обвязке затрубной задвижки устанавливается об-
Глава X. Добыча нефти и газа
363
ратный клапан, не допускающий переток нефти из выкидной
линии обратно в скважину.
Насосные трубы с насосным агрегатом подвешиваются
на фланце обсадной колонны с помощью специальной
планшайбы.
Планшайба состоит из основной части, представляющей
неполный круг, и дополнительной - сегмента, крепящегося
к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями
уплотняется прокладкой. В середине разъема имеется отверстие
для пропуска в скважину силового кабеля КРБК.
В колонне насосно-компрессорных труб над электроцентро-
бежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.
Обратный клапан используется для заполнения насосно-
компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Во время
работы насоса обратный клапан находится в открытом положе-
нии под действием давления снизу.
Сливной клапан монтируется над обратным клапаном,
и пользуются им для спуска жидкости из НКТ перед подъемом их
из скважины.
Перед подъемом насосного агрегата из скважины в насосно-
компрессорные трубы сбрасывают металлический стержень (ло-
мик). Этот металлический стержень, проходя через трубы, ударя-
ет по удлиненному концу сливного клапана, в результате чего
открывается отверстие для стока жидкости из насосно-
компрессорных труб. Это позволяет производить подъем насос-
но-компрессорных труб без разлива жидкости на устье скважины,
а сломанный штуцер заменяют новым.
4.5. Рабочая характеристика погружных
электроцентробежных насосов
Погружные электроцентробежные насосы различаются по
производительности, напору и максимальному диаметру насос-
ного агрегата.
364 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Наибольшее применение получили ЭЦН для работы в сква-
жинах с диаметром эксплуатационных колонн 146(5') и 168(6') мм,
имеющих внутренние диаметры, соответственно, не менее 122
и 144 мм.
Для обсадных труб этих диаметров максимальные габариты
насосного агрегата с учетом кабеля равны 114 и 136 мм (диамет-
ры корпуса насоса, соответственно, равны 92 и 114 мм).
Для эксплуатационных колонн с внутренним диаметром не
менее 122 мм выпускаются насосы с подачей 40, 80, 130,
200 м3/сут с напорами от 1400 до 600 м столба жидкости
(140105-г60 105 Па).
Для скважины с внутренним диаметром колонны не менее
144 мм выпускаются насосы с производительностью 100, 160,
250, 350, 500 и 700 м3/сут при напоре от 1500 до 300 м столба
жидкости (150-105-г30-105 Па).
4.6. Исследование скважин, оборудованных
электроцентробежными насосами
С целью установления и поддержания оптимальных режи-
мов работы скважин погружными насосами необходимо исследо-
вать их на приток. Учитывая, что центробежный насос после его
спуска в скважину и заполнения насосно-компрессорных труб до
устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор:
H = hl+-^~, (112)
Pg
где Aj - расстояние от устья до статического уровня, м; р - плот-
ность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2.
После этого задвижку открывают и дают насосу нормаль-
но работать, замеряя при этом дебит скважины, пока три заме-
ра не будут идентичными, что указывает на установившийся
режим работы скважины при соответствующем в этой скважи-
не динамическом уровне. Затем задвижку закрывают и вновь
замеряют давление Р2 и последнее перед этим значение деби-
та Q.
Глава X. Добыча нефти и газа
365
Напор, создаваемый насосом в новых условиях, будет равен
Я=Лг+—> (113)
Pg
где - неизвестное расстояние от устья до динамического уров-
ня, м.
Учитывая, что напор остается неизменным, получаем
Й2-Л1=^-^-
Pg
Отсюда, зная /г,, Рх, Р2 и р, можно определить 7^, а также
и коэффициент продуктивности К в м3 на 1 м понижения уровня
(удельный дебит):
К= @ .
hl—h2
В итоге при трех-четырех режимах строят индикаторную
кривую и определяют коэффициент продуктивности скважи-
ны.
Области применения электроцентробежных погружных
насосов. Электроцентробежные погружные насосы применяются
в глубоких и наклонных нефтяных и сильно обводненных сква-
жинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой мине-
рализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных
растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются заводами
электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной экс-
плуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм
и 168 мм обсадными колоннами. Такие установки работают по
схемам «фонтан-насос», когда нижний пласт фонтанирует, верх-
ний эксплуатируется погружным электроцентробежным насосом
«насос-фонтан» (нижний эксплуатируется электроцентробежным
насосом), а верхний фонтанирует «насос-насос» (оба пласта экс-
плуатируются электроцентробежными насосами). Погружные
электроцентробежные насосы применяются также для закачки
366
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 106. Погружной
товой насос
минерализованной пластовой воды
в нефтяной пласт с целью под-
держания пластового давления.
Для этих целей применяются
электронасосы с подачей от 2600
до 3800 м3/сут и напором до 1000 м.
Внутренний диаметр водяных сква-
жин 402 мм.
4.7. Винтовые электронасосы
Установка винтового погруж-
ного электронасоса состоит из элек-
тродвигателя, гидрозащиты, насоса,
кабеля, оборудования устья сква-
жины, автотрансформатора и стан-
ции управления. Установка винто-
вого погружного насоса состоит из
тех же узлов, что и установка по-
гружного центробежного насоса.
Вместо центробежного насоса здесь
используется винтовой насос. В ус-
тановках погружных винтовых
электронасосов (УЭВН) приме-
няются четырехполюсные по-
гружные электродвигатели с час-
тотой вращения 1500 об/мин.
Погружной винтовой насос
(рис. 106) состоит из следующих
основных узлов и деталей: пусковой
муфты 1, с помощью которой вал
насоса через вал протектора соеди-
няется с валом погружного электро-
двигателя; эксцентриковых муфт 2
и 5; правых и левых обойм 3 и 6 с вин-
тами 4 и 7; предохранительного кла-
Глава X. Добыча нефти и газа
367
пана 8 и трубы 9. Рабочими органами винтового насоса являются
однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы,
внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную
винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта.
Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки.
Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между
винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры.
При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидко-
стью, которая при последующем вращении винта герметически
замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрес-
сорные трубы.
При вращении винта непрерывно открываются и замыкают-
ся полости, образуемые винтом и обоймой.
Сумма заполненных жидкостью выходных площадей попе-
речного сечения винта с обоймой остается постоянной, и поток
жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте враще-
ния винта. Отличительной особенностью рабочего винта является
то, что любое поперечное сечение, перпендикулярное оси враще-
ния, представляет собой правильный круг. Центры этих кругов
лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения
всего винта. Расстояние, на котором центр поперечного сечения
винта отстоит от его оси, называется эксцентриситетом и обо-
значается буквой /. Поперечные сечения обоймы в любом месте
вдоль оси винта одинаковы, но повернуты относительно друг
друга (рис. 107). Сечение внутренней полости обоймы образова-
но двумя полуокружностями с радиусами, равными половине
диаметра поперечного сечения винта, и двумя общими касатель-
ными.
Расстояние между центрами этих полуокружностей рав-
но 4/.
Во время работы насоса винт совершает сложное движение.
Благодаря вращению вала насоса винт вращается вокруг своей
оси, одновременно ось винта совершает вращения по окружности
диаметром d = 21 в обратном направлении. Винтовой насос объем-
ного действия, и его теоретическая подача прямо пропорциональ-
на частоте вращения винта. При условии, что винт, вращаясь
368
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 107. Рабочие органы винтового насоса
в осевом направлении, не перемещается, жидкость, заполняющая
впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной
впадины в другую в соответствии с шагом винта. За один оборот
винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее
две определенные порции жидкости. На промыслах погружные
винтовые насосы применяются для скважин со 146 мм и 168 мм
обсадными колоннами производительностью 40, 80 и 100 м3/сут.
Винтовые насосы выполнены с двумя рабочими органами,
имеющими правое и левое направления спирали винта, благодаря
чему во время работы они взаимно гидравлически разгружаются,
и тем самым опорный подшипник или пята предохраняются от
больших осевых усилий.
Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффек-
тивно эксплуатировать скважину при различных динамических
уровнях.
Например, для насосов с напорами до 1000 м и производи-
тельностью от 40 до 100 м3/сут зона оптимального к.п.д. находит-
ся в пределах уровней от 350 до 1000 м. Погружной винтовой
электронасос, сочетая в себе положительные качества центро-
бежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непре-
рывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким
к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенно-
стью винтовых насосов является значительное улучшение пара-
Глава X. Добыча нефти и газа
369
метров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти
насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.
Большим преимуществом винтового насоса является то, что
он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с вы-
соким газовым фактором и попадание свободного газа на прием
насоса не приводит к срыву подачи насоса.
При работе погружного винтового насоса не происходит ин-
тенсивного эмульгирования жидкости.
4.8. Гидропоршневые насосы
Установка гидропоршневого насоса (рис. 108) состоит из
погружного оборудования и силового насоса 2, емкости для от-
стоя жидкости 1 и трапа 3 для очистки. Погружное оборудование
состоит из насосной установки, представляющей собой гидрав-
лический двигатель и насос 6, поршни которого жестко соедине-
ны штоком. Для эксплуатации скважины гидропоршневым насо-
сом в нее спускают два ряда концентрически расположенных на-
сосно-компрессорных труб 4 и 5 диаметрами 63 и 102 мм, на
концах которых находится седло, плотно посаженное в посадоч-
ный конус 7.
Насос спускают в трубу диаметром 63 мм, прижимают к по-
садочному седлу струей жидкости, нагнетаемой сверху силовым
насосом, и приводят в действие при помощи золотникового уст-
ройства, расположенного между двигателем и самим насосом.
Вместе с поршнем двигателя возвратно-поступательное движе-
ние совершает поршень насоса и откачивает жидкость из сква-
жины, которая вместе с рабочей жидкостью по кольцевому про-
странству поднимается на поверхность.
Смена погружного агрегата производится без подъема на-
сосно-компрессорных труб. Поднимают агрегат из скважины под
действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое про-
странство под агрегат и выдавливает его, поднимая до устьевой
головки, где его захватывает ловитель. С помощью гидропорш-
невого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин
(до 4000 м) с дебитом до 20 м3/сут. К.п.д. гидропоршневой уста-
новки достигает 0,6.
370
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 108. Схема установки гидропоршневого насоса
К недостаткам гидропоршневых установок относится необ-
ходимость около каждой скважины устанавливать емкости для
рабочей жидкости и специального силового насоса.
Глава XI
Одновременно-раздельная эксплуатация
двух и более пластов одной скважиной
Большинство нефтяных и газовых месторождений как у нас
в стране, так и за рубежом являются многопластовыми. При этом
несколько продуктивных пластов располагаются поэтажно один
над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными
сетками скважин, пробуренными на каждый отдельный пласт,
сточки зрения рациональной разработки, является наиболее
предпочтительной. Однако опыт разработки нефтяных месторо-
ждений показывает, что более половины всех капитальных вло-
жений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка много-
пластовых месторождений самостоятельными сетками скважин
на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не все-
гда экономически и технологически оправдана. В этой связи час-
то при разработке многопластовых месторождений объединяют
несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объ-
ект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения,
уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обуст-
ройство месторождений и т.д. В то же время одновременная раз-
работка нескольких пластов одним объектом возможна только
при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объеди-
няемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого
пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при
близких значениях пластового давления в объединяемых пластах,
исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значе-
ниях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не
соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают
методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважи-
ной (ОРЭ). В зависимости от конкретных геолого-технических
372
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
условий разработки залежей, технических и эксплуатационных
характеристик скважин применяется одна из имеющихся в на-
стоящее время схем ОРЭ. Обязательные требования ко всем схе-
мам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуа-
тацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта
в отдельности, а также раздельного замера каждого пласта на об-
водненность, газосодержание и исследование каждого пласта на
приток нефти и газа.
При принятии решения об использовании метода ОРЭ учи-
тывается степень выработанности запасов, близость контура неф-
теносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых
нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их не-
проницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колон-
ны скважин и т.д.
При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга
пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-
компрессорных труб, которые спускают параллельно или кон-
центрично. При одновременно-раздельной эксплуатации двух
горизонтов разработка пластов может вестись по следующим
схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фон-
тан-закачка; газлифт-насос; газлифт-газлифт; газлифт-закачка;
насос-насос; насос-закачка; закачка-закачка. По таким же схе-
мам можно осуществлять одновременно-раздельную эксплуата-
цию нефтяных и нагнетательных скважин с внутрискважинными
перетоками газа или воды из одного эксплуатационного пласта
в другие.
Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной сква-
жиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность.
В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и экс-
плуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение
и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками
на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку
скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного
метража бурения.
На рис. 109 изображены несколько схем (а, б, в) оборудова-
ния скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух
пластов. В схеме а для эксплуатации верхнего пласта в скважину
Глава XL Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более... 373
Рис. 109. Схемы подземного оборудования скважин для одновре-
менно-раздельной эксплуатации двух пластов: а - фонтан-фонтан;
б - насос-фонтан; в - штанговый насос-штанговый насос
параллельно первой колонне 2 насосно-компрессорных труб диа-
метром 60 мм спускают второй ряд насосно-компрессорных
труб 3 диаметром 48 мм. С целью недопущения зацепления муфт
374
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
при спуско-подъемных операциях на них устанавливают предо-
хранительные кольца 1, которые создают плавный переход от по-
верхности соединительных муфт к поверхности трубы.
Затем в скважину спускают хвостовик 9 диаметром 73 мм
с седлом шарового клапана 10, пакером 8, гидравлическим яко-
рем 6 и клапаном 5. В хвостовик устанавливают второй ряд
труб 7 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, который са-
дится в седло 4 верхнего конца хвостовика. Эта концентричная
сборка спускается в скважину на НКТ диаметром 60 мм. По этим
трубам поднимается продукция нижнего пласта.
Башмак второго ряда труб 3 (диаметром 48 мм) устанавли-
вают над фильтром верхнего пласта. В эксплуатацию вводятся
одновременно оба пласта. С этой целью в трубы диаметром
60 мм сбрасывается металлический шарик, который, дойдя до
седла в конце муфты, отключает от него нижний пласт. Промы-
вочная жидкость нагнетается в колонну НКТ 2, вытесняет из нее
глинистый раствор через башмак трубы 7, проходит через пере-
пускной клапан 5 во второй ряд НКТ 3 и поднимается на поверх-
ность.
Если продуктивные пласты расположены на незначитель-
ном расстоянии друг от друга, то в этом случае нет необходимо-
сти спускать хвостовик 9 и гидравлический якорь 6, который
препятствует смещению пакера 8 и труб 2 под действием боль-
шого давления в нижнем пласте. Устье скважины оборудуется
специальной сдвоенной фонтанной арматурой тройникового типа
с двухсторонними выкидными линиями для каждого пласта.
По схеме б скважина оборудуется для раздельной эксплуа-
тации двух пластов для работы по схеме фонтан-насос со смеше-
нием продукции пластов в колонне насосно-компрессорных труб.
В нижней части насосно-компрессорных труб 5 устанавливается
хвостовик, который состоит из двух концентрических рядов труб
9 и 10 диаметрами 73 и 48 мм с шаровым клапаном 13.
Для разобщения пластов на наружной колонне труб уста-
навливается пакер 12 шлипсового типа. Внутренний ряд труб
подвешивается на конусной опоре 8. На трубах 5 монтируются
замковая опора 6 для штангового насоса 7 и золотниковый кла-
Глава XL Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более... 375
пан 3 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта в на-
сосные трубы. При спуске в скважину штангового насоса клапан
3 открывается с помощью специального захвата 4, установленно-
го на штангах 2. При подъеме штангового насоса этот захват за-
крывает клапан 3. В скважину оборудование спускается на тру-
бах 1 диаметром 89 мм. Устье скважины при этой схеме ОРЭ
оборудуется фонтанной арматурой с сальниковым уплотнением
полированного штока. Дебит фонтанного пласта регулируется
диаметром отверстия штуцера. Оба пласта осваиваются одновре-
менно до спуска в скважину насоса (при закрытом клапане 3).
Промывочная жидкость подается в трубы, минуя башмак внут-
ренней трубы 9, и далее по кольцевому пространству между
внутренней и внешней трубами через перепускной клапан 11 по-
падает в эксплуатационную колонну скважины, движется к устью
и вызывает фонтанирование верхнего пласта. Фонтанирование
происходит через кольцевое пространство между обсадной ко-
лонной и трубами 1. При спуске насоса 7 клапан 3 открывается
и продукция обоих пластов поступает на поверхность по трубам 1.
По схеме в скважины оборудуются для раздельной эксплуа-
тации двух пластов штанговыми насосными установками. Обо-
рудование состоит из вставного насоса 8, специального насоса 3
с подвижным цилиндром колонны труб 2. Привод насосов осу-
ществляется станком-качалкой через колонну штанг 1. Сначала
в скважину спускают НКТ с пакером 9, якорем с замковой опо-
рой верхнего насоса с муфтой 6, имеющей поперечные отверстия;
вслед за этим на штангах спускают последовательно соединен-
ные штанговые насосы. Опорный конус 5 верхнего насоса имеет
продольные пазы, через которые проходит специальная штанга 4,
передающая возвратно-поступательное движение от цилиндра
верхнего насоса плунжеру нижнего насоса. Цанговое крепление 7
конуса и специальной штанги обеспечивает надежность посадки
верхнего насоса. Из нижнего пласта продукция с помощью насо-
са 8 нагнетается в трубы через продольные пазы в опорном кону-
се верхнего насоса.
Продукция верхнего пласта поступает в плунжер верхнего
насоса через систему совмещенных отверстий в муфте 6 и опор-
376 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ном конусе 5 и далее поднимается по тем же трубам 2. Если не-
обходимо раздельно транспортировать продукцию обоих пластов
на поверхность, то используют полые шланги, по которым под-
нимается продукция из верхнего пласта. Измерение дебита пла-
стов производят с помощью отключения верхнего насоса, кото-
рый приводится в действие при дополнительном опускании
штанг с помощью удлинителя хода плунжера. На рис. 110 пока-
зана схема оборудования скважины для добычи нефти из пласта
штанговой насосной установкой с одновременной закачкой воды
через эту же скважину в другой продуктивный пласт для поддер-
жания пластового давления.
Оборудование скважины состоит из колонны 89 мм НКТ 1,
штангового глубинного насоса 2, колонны 73 мм НКТ 6, верхнего
упорного пакера 5 и нижнего шлипсового пакера 7. Оба пакера
соединены между собой 73 мм НКТ 6. Нижний пакер устанавли-
вают между продуктивными пластами и закрепляют в эксплуата-
ционной колонне 3 шлипсовыми клиновыми упорами. Верхний
пакер устанавливают в скважине над фильтром верхнего нефтя-
ного пласта. В корпусе верхнего пакера имеются два канала: цен-
тральный патрубок диаметром 42 мм и кольцевое пространство
между сердечником пакера и центральным патрубком. Централь-
ный канал через специальную муфту 4 соединен с затрубным
пространством. Добыча нефти из одного пласта и одновременная
закачка воды через эту же скважину в другой продуктивный
пласт ведется следующим образом. Вода, нагнетаемая с поверх-
ности в скважину, поступает между НКТ и эксплуатационной ко-
лонной до верхнего пакера и через муфту 4 протекает в цен-
тральный канал пакера и далее по НКТ 6 проходит через нижний
пакер и затем в пласт. Для добычи нефти из верхнего пласта ис-
пользуют канал в корпусе пакера и кольцевое пространство ме-
жду сердечником пакера и центральным патрубком, соединяю-
щим НКТ с приемом глубинного штангового насоса. При под-
земном ремонте скважины, оборудованной вставным глубинным
насосом, закачка воды в нижний пласт не останавливается. При
эксплуатации многопластовых газовых месторождений нередко
возникает необходимость раздельной эксплуатации пластов
в связи с различием в них газа по качеству, пластовых давлений
Глава XL Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более... 377
Рис. 110. Схема оборудования скважины для добычи нефти из
пласта и одновременной раздельной закачки воды в другой пласт
в одной скважине
378 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
и т.д. В одном из пластов может содержаться бессернистый газ,
а в другом - газ с высоким содержанием сероводорода. В газо-
вых скважинах раздельная эксплуатация двух пластов проводится
по схеме фонтан-фонтан.
Кроме изложенных вариантов оборудования одновременно-
раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, имеют-
ся другие модификации для различных условий эксплуатации.
Глава XII
Разработка нефтяных, газовых
и газоконденсатных месторождений
1. Разработка нефтяных месторождений
Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного ме-
сторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных
на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа,
конденсата и получение высокой прибыли при минимальных ка-
питальных вложениях.
Чаще всего нефтяные и газовые месторождения состоят
из нескольких залежей, расположенных одна над другой. Но бы-
вают и исключения, когда отдельные пласты или залежи залега-
ют самостоятельно, независимо от других залежей.
Существует множество систем разработки нефтяных и газо-
вых залежей, отличающихся друг от друга. Поэтому перед нача-
лом разбуривания и ввода месторождения в разработку необхо-
димо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую
получение наилучших технико-экономических показателей.
Рациональная система разработки на многопластовом неф-
тяном месторождении требует комплексного решения таких ос-
новных мероприятий, как:
а) Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов
и определение сроков их ввода в разработку.
Базисный горизонт - это самый крупный по размерам и за-
пасам, а также наиболее изученный по сравнению с другими го-
ризонтами.
К возвратным обычно относят менее продуктивные
с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные
пласты вводят в разработку после окончания разработки основ-
380
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше
основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на
основной пласт.
После окончания разработки основного пласта в скважинах
устанавливаются цементные мосты (отсекают основной гори-
зонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизон-
тов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий
объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатаци-
онные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновре-
менно бурить скважины на основном и на возвратном объектах,
т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одно-
временно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти
и газа.
В то же время, учитывая, что на каждый объект будет бу-
риться самостоятельная сетка скважин, потребуются значитель-
ные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин
и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается
после проведения технико-экономического обоснования с рас-
смотрением в нем нескольких различных вариантов систем раз-
работки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных
вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому
варианту и принимается наиболее эффективный.
б) Главным показателем, влияющим на конечное нефтеизв-
лечение и объемы капитальных вложений при вводе месторожде-
ний в разработку, является выбор сетки скважин. Учитывая, что
почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин,
то выбор сетки и, соответственно, количество скважин занимает
важное место при выборе системы разработки. В зависимости от
геологического строения залежи размещение эксплуатационных
и нагнетательных скважин может быть равномерным по всей
площади или рядами.
Если залежь нефти имеет неподвижный контур нефтеносно-
сти, например массивные водоплавающие залежи с напором по-
дошвенных вод или залежи, изолированные от напора вод, то
в этом случае скважины располагаются по равномерной квадрат-
ной или треугольной сетке по всей площади. На нефтяных место-
Глава ХП. Разработка нефтяных и газовых месторождений 381
рождениях с напорным режимом скважины размещаются рядами,
параллельными перемещающимся контурам: при водонапорном
режиме - параллельно контуру водоносности и т.д.
Расстояние между скважинами и рядами скважин выбирает-
ся всегда с учетом геологического строения залежи, а также
с учетом вязкости нефти и коллекторских свойств пласта.
Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут
во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества
скважин и их размещения по площади.
Оптимальное расстояние между скважинами определяется
с помощью гидродинамических расчетов по данным геологиче-
ского строения месторождения, вязкости нефти, содержания
в нефти газа, режима разработки залежи и т.д. При всех прочих
равных условиях вязкость нефти при этом будет играть решаю-
щее значение. Порядок ввода нефтедобывающих и нагненатель-
ных скважин может быть различным: от центра к периферийным
зонам или от контура нефтеносности к центру.
Сетка скважин может быть редкой в начальный период раз-
буривания месторождения с последующим ее уплотнением после
детального изучения залежи. Такое может быть при разработке
крупных нефтяных месторождений со сложным геологическим
строением коллекторских свойств нефтяных пластов.
в) Установление режима работы нефтяных и нагнетатель-
ных скважин. При этом планируются темпы отбора нефти и за-
качки агента воздействия в пласт для поддержания пластового
давления на соответствующий период.
Дебиты нефтяных скважин и приемистось нагнетательных
скважин могут быть разными и зависят от геологического строе-
ния продуктивных пластов, режимов работы залежей, системы
воздействия на залежь, вязкости нефти и т.д.
Режимы работы скважин изменяются во времени в зависи-
мости от состояния разработки залежей, на том или ином этапе
времени (от состояния пластового давления, обводненности, по-
ложения контура нефтеносности, применяемой техники и обору-
дования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для
поддержания пластового давления и т.д.).
382 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Темп отбора нефти зависит от дебитов нефтяных скважин,
качественного и количественного проведения исследовательских
работ, по результатам анализа которых регулируется процесс
разработки (перемещение водонефтяного или газонефтяного кон-
такта от контуров водо- и газоносности и т.д.).
Темп отбора нефти из залежи в конце первой и начале вто-
рой стадии разработки месторождения (активный период ее экс-
плуатации) достигает 8-10% от начальных извлекаемых запасов.
2. Разработка газовых месторождений
Отличие разработки газовых месторождений от разработки
нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа от
свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую вязкость (в 100
и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) и обладает
большей степенью сжимаемости. Газ, добытый со скважин, тут
же подается в магистральные газопроводы, по которым он транс-
портируется до газоперерабатывающих заводов или непосредст-
венно к местам его потребления.
Чаще всего основная особенность разработки газовых ме-
сторождений, особенно с большими запасами, заключается в не-
разрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети
на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты по-
требления - пункты переработки и потребления. В основу рацио-
нальной разработки газового месторождения положен принцип
получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли
при минимальных капитальных вложениях с соблюдением усло-
вий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме
разработки (проект разработки) определяют темп разработки ме-
сторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин
и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.
При разработке газовых месторождений и определении сет-
ки скважин большое значение имеет определение диаметра экс-
плуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ до-
бывается по эксплуатационной колонне, поэтому чем больше
диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины
Глава ХП. Разработка нефтяных и газовых месторождений 383
и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на ме-
сторождении можно извлечь то же количество газа меньшим
числом скважин.
Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бу-
рении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет
к удорожанию скважин за счет увеличения их металлоемкости.
Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает
запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде.
Этот запас существует даже при минимальном пластовом давле-
нии, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множе-
ство факторов. Основным из них является остаточное давление в
залежи на последней стадии разработки.
Наибольшее газоизвлечение может быть получено при сни-
жении пластового давления до минимального значения, близкого
к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся
низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забой-
ным давлениями, и эксплуатация их становится нецелесообраз-
ной.
Обычно разработку газовых залежей с учетом экономиче-
ских показателей прекращают при давлениях на устьях газовых
скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент
газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схе-
мах обычно принимается равным 0,75-0,85.
Режимы газовых месторождений. Под режимом газовых
месторождений понимается влияние движущихся сил в пласте,
обеспечивающих приток газа к эксплуатационным скважинам.
Существует два режима эксплуатации газовых месторождений:
газовый и водонапорный (или упруговодонапорный). Приток газа
к забоям скважин при газовом режиме обеспечивается упругой
энергией сжатого газа. При этом контурная или подошвенная во-
да практически не поступает в газовую залежь.
При водонапорном режиме в газовую залежь в процессе
разработки поступает контурная или подошвенная вода. При во-
донапорном режиме приток газа к забоям скважин обеспечивает-
ся упругой энергией сжатого газа и напором продвигающейся
в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Приток во-
384
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пла-
стового давления. При водонапорном режиме сравнительно часто
пластовое давление в начале разработки залежи падает (как при
газовом режиме).
Затем, по мере поступления воды в залежь, падение пласто-
вого давления замедляется. Замедление в начале поступления во-
ды в газовую залежь может быть связано с проявлением в водо-
носном пласте предельного градиента давления. При расчетах
пластового давления пользуются понятием средневзвешенного по
газонасыщенному объему порового пространства пластового
давления на данный период времени. Смысл этого понятия за-
ключается в следующем. Это такое давление, которое установит-
ся в газовой залежи после длительной остановки добывающих
скважин. Изменение во времени среднего пластового давления
при газовом режиме определяется по уравнению
Р(0 = -> (114)
Zf Т&
где Рп - начальное пластовое давление; Qaia(Z) - суммарное ко-
личество добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферно-
му давлению и стандартной температуре Тст; аПн - газона-
сыщенный объем порового пространства залежи; а - коэффици-
ент газонасыщенности; QH - поровый объем залежи; ZH и Z[P(r)] -
коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температу-
ре Тпл и давлениях Рп и Р(г).
Из этого следует, что для газового режима характерна пря-
молинейность зависимости р/г(Р)=ледобЮ].
От темпов продвижения контурной или подошвенной воды
зависит темп падения пластового давления. От темпов падения
пластового давления зависит темп падения дебитов газа
в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходи-
мых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.
Как и при разработке нефтяных месторождений, неодно-
родность продуктивных коллекторов приводит к продвижению
воды по наиболее проницаемым пропласткам, что вызывает
Глава XII. Разработка нефтяных и газовых месторождений 385
преждевременное обводнение газовых скважин. В итоге ухудша-
ются технико-экономические показатели разработки газового ме-
сторождения. В этом случае приходится проводить геолого-
технические мероприятия, в т.ч. и бурение дополнительных
скважин.
При водонапорном режиме процесс обводнения газовых
скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо
предусматривать такое число добывающих газовых скважин, та-
кое размещение их по площади газоносности и соответствующие
технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систе-
му обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы
наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли
при наименьших капитальных затратах.
Различают три периода разработки газовых залежей: I - пе-
риод нарастающей добычи газа; II - период постоянной (макси-
мально достигнутой) добычи газа; III - период падающей добычи
газа.
В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбу-
ривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод
месторождения в планомерную разработку и в конце первого пе-
риода - выход на максимально запланированную (предусмотрен-
ную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимо-
сти от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет
и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора
из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.
Период падающей добычи газа продолжается до достиже-
ния минимального рентабельного отбора газа из месторождения,
который зависит от цены на газ и существующего закона по на-
логообложению.
Техногенные последствия разработки газовых месторо-
ждений. Газовые залежи, как и нефтяные, находятся под воздей-
ствием горного давления вышележащих горных пород. Это дав-
ление воспринимается непосредственно скелетом продуктивного
(нефтяного, газового, газоконденсатного) пласта. А содержащие-
ся в скелете пласта нефть или газоконденсат находятся под так
называемым начальным пластовым давлением. От величины это-
386
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
го давления и последующего его снижения во многом зависят по-
казатели разработки месторождения (нефтяного, газового, газо-
конденсатного). Под величиной пластового давления следует по-
нимать внутрипоровое давление, под которым нефть или газ на-
ходятся в данной точке залежи. Внутрипоровое давление в зале-
жи противостоит горному давлению. В процессе разработки гор-
ное давление остается постоянным. Изменение внутрипорового
давления сказывается (кроме изменения показателей разработки)
на деформационных изменениях продуктивного коллектора, т.к.
из-за увеличения разницы между горным и поровым давлениями
возрастает нагрузка на него. Следствием этого является умень-
шение внутрипорового пространства (коэффициента пористости).
На основе лабораторных экспериментов и промысловых данных
доказаны факты изменения емкостных и фильтрационных
свойств продуктивных пластов. Кроме этого, уменьшение порис-
тости в каждой точке пласта интегрально приводит к изменению
толщины продуктивного пласта. Его «усадка» вызывает перерас-
пределительные процессы в вышележащих породах. Совокупным
результатом является проседание дневной поверхности или дна
моря при разработке континентального шельфа. Систематиче-
ские наблюдения за проседанием земной поверхности у нас в
стране и за рубежом начали проводиться только с 70-х годов. К
настоящему времени значительные проседания земной поверх-
ности имеются более чем на 30 разрабатываемых месторожде-
ниях. Например, на месторождении Уилмингтон (Калифорния,
США) за 27 лет разработки уровень дневной поверхности сни-
зился на 9 метров. При этом максимальное проседание происхо-
дит над участками залежи с высокими коллекторскими свойст-
вами и наибольшими коэффициентами нефтеизвлечения.
Имеют также место при этом существенные горизонтальные
смещения почвы, которые приводят к нарушениям (деформаци-
ям) инженерных коммуникаций и сооружений.
В 1949 году началось освоение нефтяного месторождения
Нефтяные Камни в Каспийском море, в 80 км от г. Баку. Там бы-
ла сооружена система эстакад, был построен вахтовый поселок
Глава XII. Разработка нефтяных и газовых месторождений 387
с пятиэтажными домами и т.д. В последние годы эти сооружения
погружаются в море.
Зарубежные и отечественные данные говорят о том, что
разработка месторождений нефти и газа провоцирует, в ряде слу-
чаев, техногенные землетрясения. Так, на Старо-Грозненском
нефтяном месторождении (Северный Кавказ) в 1971 году про-
изошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага 2,5 км в при-
сводовой части залежи. Через 5 часов повторное землетрясение
в 4-5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. С момента
начала сейсмических исследований на территории Ромашкинско-
го месторождения (Татария) только в сентябре-декабре 1986 года
зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км
и силой в эпицентре в 5-6 баллов.
Данные по разработке нефтяных и газовых месторождений
показывают, что проседание земной поверхности и техногенные
землетрясения приводят к нарушениям герметичности эксплуа-
тационных колонн, разрушению промысловых коммуникаций,
разливу нефти и т.д.
Проседание уровня земли приводит к негерметичности экс-
плуатационных колонн, а это, в свою очередь, может приводить
к перетокам нефти, газа и пластовых сильно минерализованных
вод в другие горизонты. Это создает большие экологические про-
блемы и наносит вред недрам. Следует отметить, что вопросам
охраны недр и окружающей среды в последние годы стали уде-
лять большое внимание. Многое сделано, но многое еще требует-
ся решать. Особенно острый вопрос - это добыча газа в районах
Крайнего Севера (где открыты крупнейшие месторождения газа).
На месторождениях севера Тюменской области, Восточной Си-
бири и Заполярья имеются вечномерзлые породы, толщиной от
поверхности и ниже до нескольких сот метров. При бурении
и эксплуатации скважин здесь происходит растепление этих уча-
стков пород, вследствие чего происходит просадка пород вокруг
скважин. Приходится принимать специальные меры против рас-
тепления пород как в процессе бурения скважин, так и при экс-
плуатации скважин. При разработке газовых месторождений при
низкой пластовой температуре в призабойной зоне могут возни-
388
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
кать гидратообразования. Борьба с гидратообразованием ведется
путем периодической закачки в пласт ингибитора гидратообразо-
вания - метанола. Гидратообразование возможно и в стволе сква-
жин. Борьба с гидратообразованием в стволе скважин ведется пу-
тем непрерывной дозировочной закачки метанола в скважину.
3. Разработка газоконденсатных месторождений
Залежи газа, в которых содержатся растворенные в газе
жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.
Содержание конденсата (жидкие углеводороды) в газе газо-
конденсатных месторождений зависит от состава газа, пластового
давления и температуры. Содержание конденсата в газе колеб-
лется в основном от 50-700 см3/м3.
Обычно до глубин 1600 м жидкие углеводороды полностью
растворены в газе, т.е. углеводороды в смеси находятся в одно-
фазном состоянии. Тяжелые углеводороды полностью растворе-
ны в легких газообразных углеводородах. После начала разработ-
ки газоконденсатного месторождения пластовое давление в нем
начинает подать и из газа начинает выпадать конденсат.
Давление, при котором из газа начинает выделяться конден-
сат, называется давлением начала конденсации.
Выпадение тяжелых углеводородов (конденсата) в пласте
начинается, когда давление становится ниже давления насыще-
ния.
Разработка газоконденсатного месторождения может осу-
ществляться в режиме истощения или с поддержанием пластово-
го давления.
На истощение газоконденсатные месторождения разрабаты-
ваются при небольшом содержании конденсата в газе, когда при-
менение методов поддержания пластового давления, по сообра-
жениям экономики, не целесообразно. Затраты не окупаются до-
полнительным извлечением конденсата. При искусственном воз-
действии на залежь с целью поддержания пластового давления
закачкой воды или сухого газа необходимо более тщательное
изучение геологического строения газоконденсатной залежи,
Глава XII. Разработка нефтяных и газовых месторождений 389
коллекторских свойств пласта по всему разрезу, состояния водо-
напорной системы и т.д. Особенно необходимо хорошо знать
проницаемость пласта с целью определения приемистости его по
воде и сухому газу.
При снижении пластового давления часть конденсата впи-
тывается породой пласта, большая часть которого может остаться
в пласте безвозвратно.
Коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента
газоотдачи. При содержании конденсата более 160 г/м3 (началь-
ный период разработки) чаще всего газоконденсатные месторож-
дения разрабатывают при забойных давлениях в скважинах, вы-
ше давления начала конденсации, за счет поддержания пластово-
го давления закачкой сухого газа в пласт. Эффективность закачки
сухого газа в пласт во многом зависит от запасов газа, конденса-
та, числа добывающих и нагнетательных скважин и их располо-
жения по площади залежи. Часто закачка сухого газа осуществ-
ляется по схеме кругового оборота. Газ вместе с конденсатом из
скважины поступает на поверхности в конденсатную установку, в
которой при соответствующем давлении и температуре выпадают
(выделяются) жидкие углеводороды.
Затем очищенный сухой газ сжимается в компрессорах
на 15-20% превышающего давления в скважине, и под этим
давлением через нагнетательные скважины обратно нагнетается
в пласт.
Этот метод позволяет получить наибольший коэффициент
конденсатоотдачи пласта. Однако этот метод имеет существен-
ные недостатки. Для закачки газа требуется строить дорогостоя-
щее компрессорное хозяйство. В компрессорах сжигается боль-
шое количество газа. Участвующий в кругообороте сухой газ
консервируется, что отрицательно сказывается на показателях
процесса.
Ученые и производственники считают, что негативные по-
следствия могут быть компенсированы за счет применения для
поддержания пластового давления не газа газоконденсатного ме-
сторождения, а неуглеводородных газов, таких как СО2, азот,
дымовые газы. При использовании неуглеродных газов сокраща-
390
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ется ущерб от консервации части запасов газа, увеличивается ко-
нечный коэффициент конденсатоизвлечения. Свойства азота ана-
логичны свойствам метана. Азот, извлекаемый из воздуха, сего-
дня в несколько раз дешевле стоимости природного газа. При
сжигании 1 м3 метана образуется более 10 м3 дымовых газов.
В этой связи в пласт можно закачать не 1 м3 сухого газа, а 10 м3
выхлопных газов. В настоящее время ни на одном газоконден-
сатном месторождении не осуществляется поддержание пласто-
вого давления закачкой воды. Однако уже достаточно большая
работа проведена учеными по эффективному использованию за-
воднения при разработке газоконденсатных месторождений,
в т.ч. и загущенной воды полиакриламидами и т.д.
4. Стадии разработки залежи
Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя
стадиями:
I стадия - нарастающая добыча нефти;
II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и
его стабилизация;
III стадия - падающая добыча нефти;
IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.
На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разра-
ботку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется
безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважи-
нах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда
начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью
поддержания пластового давления. После завершения бурения
и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабили-
зация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удер-
жание его. Этот период может быть 4-5 лет. Разработчики недр
принимают меры, чтобы как можно дольше удержать мак-
симальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхо-
да на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздей-
ствия) для поддержания пластового давления, проведения раз-
личных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так
Глава XII. Разработка нефтяных и газовых месторождений 391
и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей про-
изводительности (при механизированном способе добычи нефти),
проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости
бурят резервные скважины. Применяются также меры по увели-
чению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению
бездействующего фонда скважин. Важное место занимает прове-
дение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных
скважинах и т.д.
III стадия - падающая добыча нефти. В этот период сниже-
ние дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста об-
водненности, снижения пластового давления, выхода скважин
в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по сниже-
нию темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же ме-
рами, что и на П стадии. С учетом большей изученности и прове-
дения детальных исследований внедряются более эффективные
геолого-технические мероприятия. На основе анализа получен-
ных промысловых исследований большое внимание уделяется
включению в работу неработающих продуктивных пропластков
за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения
поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравли-
ческих разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом
и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков
в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение
и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пла-
стовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин
при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязко-
стей нефти и воды:
Промысловыми исследованиями установлено, что (при усло-
вии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если
Ао < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта
и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение
нефтяных скважин. Если fiQ > 3 - происходит преждевременное
392 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных сква-
жин и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы
по снижению значения за счет загущения закачиваемой воды
в пласт полиакриламидом или биополимером. На I - П - Ш стадиях
разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90%
от извлекаемых запасов).
IV стадия разработки месторождения является завершаю-
щей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но
большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравни-
тельно долго - до рентабельности разработки месторождения.
В конце Ш и IV стадий разработки возможна форсированная
эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов
воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти).
Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются
в технологической схеме разработки месторождения.
Глава XIII
Поддержание пластового давления.
Нестационарное заводнение
В процессе разработки нефтяного месторождения из-за от-
бора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое
давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважи-
нах.
С целью поддержания пластового давления и увеличения
текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные
залежи разрабатываются с применением различных методов воз-
действия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наи-
более часто применяется метод поддержания пластового давле-
ния (ППД) закачкой в пласт воды.
Из множества методов воздействия на продуктивные пласты
следует отметить следующие:
I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды,
которое подразделяется на:
1. Законтурное заводнение;
2. Приконтурное заводнение;
3. Внутриконтурное заводнение;
4. Циклическое заводнение.
5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:
- разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;
- блочное заводнение;
- очаговое заводнение;
- избирательное заводнение;
- площадное заводнение.
II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:
- закачка сухого газа;
- закачка воздуха;
- попеременная закачка воды и газа.
394
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимера-
ми:
- полимерное воздействие;
- термополимерное воздействие;
- биополимерное воздействие.
IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления
жидких легких углеводородов кислородом воздуха).
V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ
(ПАВ), растворителей и т.д.
VI. Тепловые методы воздействия на пласт:
- паротепловое воздействие (ПТВ);
- воздействие горячей водой (ВГВ);
- импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);
- импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой
[ИДТВ(П)];
- термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);
- тепловая обработка призабойной зоны пласта.
VII. Внутрипластовое горение.
Технология поддержания пластового давления закачкой
воды в пласт. Наиболее широко распространенным методом
воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пла-
стового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения явля-
ется метод закачки воды в пласт.
Закачка воды осуществляется через специальные нагнета-
тельные скважины. Расположение и сетка нагнетательных сква-
жин определяются в технологической схеме разработки место-
рождения.
Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начи-
нать с самого начала разработки нефтяного месторождения.
В этом случае имеется возможность не допустить снижение пла-
стового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пла-
ста, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять вы-
сокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработ-
ку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициен-
Глава ХШ. Поддержание пластового давления
395
тов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется
на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.
При законтурном заводнении закачка воды в пласт осущест-
вляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним
контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между
нагнетательными скважинами определяется в технологической схе-
ме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных
скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего конту-
ра нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на
залежь, предупреждения образования преждевременных языков
обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.
Законтурное заводнение обычно применяется на неболь-
ших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в зале-
жах с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине
пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное за-
воднение обеспечивает более полную выработку запасов, вы-
тесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин.
К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повы-
шенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за
пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на за-
лежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих
скважин и т.д.
Более эффективное воздействие на залежь нефти достигает-
ся, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внут-
ри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более
проницаемых участках залежи.
Такое заводнение называют приконтурным заводнением.
Приконтурное заводнение применяется:
- на небольших по размерам залежах;
- при недостаточной гидродинамической связи продуктивно-
го пласта с внешней областью;
- с целью интенсификации процесса добычи нефти, т.к.
фильтрационные сопротивления между нагнетательными
и добывающими скважинами сокращаются за счет их сбли-
жения. В то же время вероятность образования языков об-
396
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
воднения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным
нефтедобывающим скважинам увеличивается.
Более эффективной системой воздействия на залежи нефти,
позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки,
выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, являет-
ся внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении
нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура
нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетатель-
ных скважин определяется конкретными геологическими условия-
ми, физико-химическими свойствами нефти т.д.
В последние годы для интенсификации разработки нефтя-
ных месторождений распространенным методом стал метод ис-
кусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или
блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, рас-
положенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естест-
венного контура нефтеносности. При этом создаются близкие
к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания,
а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 111).
Рис. 111. Схема внутриконтурного заводнения
В начальный период при внутриконтурном заводнении воду
нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды
Глава XIII. Поддержание пластового давления
397
в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водя-
ной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого ос-
воения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ве-
дут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а че-
рез одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуати-
руются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти.
По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся
в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное за-
воднение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторо-
ждении в Татарии - на Ромашкинском месторождении, которое
было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособ-
ленных эксплуатационных площадей.
Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличи-
вать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных
нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсифи-
кации разработки нефтяного месторождения используют комби-
нированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) завод-
нение с внутриконтурным центральным заводнением. Например,
при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят ба-
тарею (рис. 112) или кольцевой ряд нагнетательных скважин
(рис. ИЗ). В тех случаях, когда проницаемость пород в перифе-
рийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда
возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные
скважины бурятся вдоль оси складки (рис. 114).
Чтобы удерживать среднее пластовое давление в нефтяной
залежи на одном уровне, объем воды, закачиваемый в пласт при
заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта
жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пласто-
вым давлением, превышающим давление насыщения нефти га-
зом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом за-
нимает в пластовых условиях объем, равный 1,4-1,6 м3. Это оз-
начает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт
необходимо закачать 1,4-1,6 м3 воды. В то же время, как показы-
вает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на
поверхность и нагнетаемой в пласт жидкости не обеспечивает
поддержания пластового давления на одном уровне. Это является
398
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 112. Схема очагового за-
Рис. 113. Схема внутриконтур-
воднения
ного кольцевого заводнения
Рис. 114. Схема осевого завод-
нения
следствием того, что при внут-
риконтурном заводнении часть
закачиваемой воды уходит в
периферийные водяные зоны
пласта, отдельные непродук-
тивные пропластки, в верхние
или нижние пласты и т.п. Необ-
ходимо учитывать и то, что не-
которое количество воды теряется на поверхности (порывы водо-
водов и т.д.).
В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроиз-
водительные потери воды при внутриконтурном заводнении со-
ставляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда
следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения не-
обходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачи-
вать от 1,6 до 1,8 м3 воды. Если требуется повысить пластовое
давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.
В настоящее время применяется несколько систем внутри-
контурного заводнения, которые отличаются друг от друга рас-
положением нагнетательных скважин, последовательностью вво-
да их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также от-
борами нефти из нефтедобывающих скважин.
Глава ХШ. Поддержание пластового давления
399
При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое
заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, ко-
гда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения,
вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, со-
ответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах.
При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедо-
бывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают
закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие за-
качиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.
Применяется также избирательная система внутриконтурно-
го заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на
пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнета-
тельные скважины при этой системе размещаются правильными
геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточеч-
ных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины
чередуются (рис. 115).
Рис. 115. Схемы размещения скважин при площадном заводне-
нии: а - 5-точечная система; б - 7-точечная система; в - 9-точечная систе-
ма. Пунктиром выделены симметричные элементы
При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину
приходится одна добывающая, при семиточечной схеме - две до-
бывающие, а при девятиточечной - три добывающие скважины.
Так как нагнетательные скважины не дают продукцию, то девя-
титочечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсив-
ность воздействия на залежь при этом значительно меньше и ве-
400 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
роятность появления целиков нефти при прорыве воды в добы-
вающие скважины намного больше. С целью интенсификации
добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в про-
дуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществля-
ют попеременную закачку воды и газа в пласт.
Попеременная закачка воды и газа в продуктивный
пласт. Усовершенствованной системой воздействия на залежь
нефти со сложным строением является попеременное нагнетание
воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разра-
ботки Журавлевско-Степановского месторождения Оренбург-
ской области был обоснован и прошел промышленное испытание
метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа
с целью повышения эффективности процесса вытеснения и по-
вышения конечного нефтеизвлечения.
Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при
нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего,
в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую про-
ницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагне-
тании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытес-
нения и тем самым повышается охват пласта воздействием. На-
гнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей
вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытес-
нение нефти будет происходить в результате поршневого и увле-
кающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и
газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на
пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные ус-
ловия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного
увеличения поверхностного натяжения воды на границе с неф-
тью.
Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость,
также способствует повышению эффективности процесса вытес-
нения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти про-
цессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гра-
витационное перераспределение вытесняющего агента в нефти
усиливаются: растворимость - вследствие увеличения поверхно-
сти контакта, а гравитационное перераспределение - за счет
свободы потоков в открытых трещинах.
Глава ХШ. Поддержание пластового давления
401
Гравитационное перераспределение по мощности пласта
нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опе-
режающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой
вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ран-
ней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает
одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-
промышленные работы по данному методу были проведены на
Журавлевско-Степановском месторождении Оренбурга в 1971—
1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие
результаты. По данным исследовательских и опытно-
промышленных работ конечное нефтеизвлечение при поперемен-
ной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8-10%.
Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдер-
живается отсутствием малогабаритных на высокое давление
и производительность компрессоров.
К воде для закачки ее в пласт предъявляются высокие тре-
бования. Вода должна иметь хорошие нефтевымывающие свой-
ства, не вступать в химическую реакцию с пластовыми водами
с образованием нерастворимых осадков солей, при взаимодейст-
вии с глинистыми частицами пород пласта не вызывать их набу-
хание, не иметь в своем составе механических взвешенных час-
тиц, нефтепродуктов, микроорганизмов и т.д.
Источниками водоснабжения для заводнения пластов явля-
ются воды открытых поверхностных водоемов (реки, озера, моря,
океаны), подрусловые воды, пластовые воды глубокозалегающих
водоносных горизонтов и др.
Промысловыми исследованиями доказано, что наилучшими
водами для заводнения пластов являются промысловые сточные
воды, образуемые из пластовых вод, извлекаемых вместе с неф-
тью из пласта, технические воды, применяемые на промысловых
установках подготовки нефти, паводковые, дождевые и ливневые
воды.
Вода, используемая для заводнения, обычно содержит опре-
деленное количество различных солей, взвешенные твердые ме-
ханические частицы, микроорганизмы и некоторое количество
пленочной нефти. Взвешенные твердые частицы и нефтепродук-
402 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ты, фильтруясь в призабойной зоне, снижают проницаемость
пласта, за счет чего снижается приемистость нагнетательных
скважин вплоть до полного прекращения закачки. Взвешенные
частицы в закачиваемой воде обычно представляют собой иловые
частицы, частицы глины и гидроокиси железа. При длительном
отстое они в основном оседают на дне водоемов или емкостей.
Но значительная часть их находится во взвешенном состоянии.
Для осаждения мелких частиц их укрупняют с помощью
коагуляции, добавляя сернокислый алюминий (как вариант), ко-
торый соединяется с двууглекислыми солями кальция и магния:
Al2(SO4)3+3Ca(HCO3)2=2CaCO3+2Al(OH)3l+6SO3.
Образующийся при этом хлопьевидный гидрат окиси алю-
миния оседает в воде и увлекает с собой частицы взвешенных
веществ. Коагуляция идет более интенсивно, если концентрация
водородных ионов pH в воде больше 7. Для этого воду подщела-
чивают гашеной известью Са(ОН)2. Иногда в закачиваемой воде
содержится повышенное количество бикарбонатов кальция
Са(НСО3)2 и магния Mg(HCO3)2, которые в случае попадания
в пласты с высокой температурой могут отлагаться в виде нерас-
творимых солей кальция СаСО3 и магния MgCO3 и снижать про-
ницаемость продуктивного пласта. Декарбонизация проводится
за счет подщелачивания гашеной известью при коагуляции. Для
удаления из воды гидроокиси железа Fe(OH)3 применяют также
подщелачивание. Одной из причин снижения приемистости на-
гнетательных скважин может быть за счет образования и отложе-
ния в поровых и трещинных каналах пласта труднорастворимых
или вообще нерастворимых солей. Например, это может проис-
ходить при смешении пресных вод с пластовыми водами, что
может привести к отложению в порах и трещинах продуктивного
пласта практически нерастворимых осадков гипса:
SO4~+Ca2++5H2O—>CaSO4-5H2O.
Когда в пластовой воде содержится сероводород, то при
закачке воды, содержащей в своем составе как растворимые, так
и нерастворимые соли железа, в порах может образоваться нерас-
творимый осадок сульфида железа FeS. Снижение проницаемо-
Глава XIII. Поддержание пластового давления
403
сти призабойной зоны из-за закупоривания поровых каналов мо-
жет происходить вследствие содержания в закачиваемой воде
микроорганизмов и различных водорослей. Среди них наиболее
опасные - сульфатовосстанавливающие бактерии, которые раз-
виваются в анаэробных (бескислородных) условиях с образова-
нием сероводорода. С сульфатовосстанавливающими бактериями
борются закачкой в призабойные зоны пласта 0,1-0,2% раствора
формальдегида в объеме 50-100 м3 периодически через каждые
10-12 месяцев. Подготовка и закачка воды в пласт сопровождает-
ся образованием коррозии в трубопроводах, емкостях и насосном
оборудовании.
С целью снижения коррозии в системе водоснабжения при-
меняют трубы со специальным покрытием, неметаллические ма-
териалы. Рабочие колеса и направляющие аппараты центробеж-
ных насосов покрывают эпоксидной смолой, воду для закачки
в пласт обрабатывают ингибиторами коррозии, а также применя-
ют катодную и протекторную защиту насосов и трубопроводов.
Большое значение при заводнении продуктивных пластов имеет
стабильность химического состава закачиваемой воды. Если со-
став водоемов после предварительной очистки практически
стабилен, то в составе промысловых сточных вод содержится
большое количество закисного железа, которое, соединяясь с ки-
слородом воздуха, переходит в окисное и в виде гидроокиси вы-
падает в осадок. В этой связи промысловые сточные воды долж-
ны закачиваться в пласт по закрытой системе, не соприкасаясь
с кислородом воздуха. При принятии решения о выборе источни-
ка водоснабжения большое внимание должно уделяться нефте-
вымывающим способностям закачиваемых вод, т.к. это влияет на
конечное нефтеизвлечение.
Промысловые сточные воды на 5-10% обладают большими
нефтевымывающими способностями, чем пресные воды. Это свя-
зано с тем, что промысловые сточные воды имеют большую ми-
нерализацию и содержат в своем составе поверхностно-активные
вещества (диссолван, ОП-Ю и др.), которые остаются в их соста-
ве после промысловой подготовки нефти.
404
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Качество воды для заводнения пластов определяют в лабо-
раторных и промысловых условиях. Вода признается пригодной
для заводнения, если при испытании практически не снижает
проницаемость керна, поднятого с конкретного продуктивного
пласта, куда будет вестись закачка, на различных режимах
фильтрации и в пределах ожидаемых давлений нагнетания.
Окончательные данные о качестве воды для заводнения получа-
ют после проведения пробных закачек ее в нагнетательные сква-
жины на различных режимах.
Для уточнения допустимого содержания механических
примесей и размеров их частиц, которые могут свободно прохо-
дить через поры и трещины пласта, после длительной пробной
закачки нагнетательную скважину, в которую закачивали воду,
останавливают и открывают на излив, отбирая при этом пробы
воды. Размеры взвешенных частиц сопоставляют с размерами
пор и трещин. Лабораторными и промысловыми эксперимен-
тальными данными установлено, что засорение пористой среды
механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,
происходит тогда, когда отношение диаметра поровых каналов
породы Dn к среднему размеру механических частиц dc будет
меньше 5. Если Dn/Jc >5, то механические взвешенные частицы
будут свободно проходить через поры и трещины пласта. На ос-
нове таких исследований установлена возможность использова-
ния промысловых сточных вод для заводнения продуктивных
пластов крупнейших Ромашкинского и Туймазинского нефтяных
месторождений, имеющих проницаемость 0,2-0,3 мкм2 с содер-
жанием эмульгированной нефти 10-15 мг/л, взвешенных механи-
ческих частиц 15-20 мг/л, с размерами частиц 3-8 мкм. Для про-
дуктивных пластов проницаемостью 0,5 мкм2 и выше допускается
содержание нефти в сточных пластовых водах до 30 мг/л, твердых
механических частиц 40-50 мг/л с размерами частиц 5-10 мкм.
Идеальными источниками водоснабжения для заводнения про-
дуктивных пластов могут быть воды глубинных водоносных пла-
стов, залегающих выше или ниже нефтеносного горизонта.
Воды глубинных пластов минерализованные, очень чистые,
без механических взвесей, с незначительным содержанием оки-
Глава ХШ. Поддержание пластового давления
405
слов железа, обладают хорошими вымывающими и вытесняю-
щими нефть способностями. Используют такие воды для целей
заводнения с разрешения органов охраны природы.
Водоснабжение систем заводнения. При заводнении с це-
лью поддержания пластового давления основное назначение сис-
темы водоснабжения сводится к изысканию и добыче необходи-
мого количества качественной воды, распределению и закачке ее
в пласт через систему нагнетательных скважин. Выбор системы
водоснабжения во многом зависит от стадии разработки место-
рождения. В последнее время все чаще заводнение начинают
осуществлять с самого начала разработки месторождения. Учи-
тывая, что в первоначальный период разработки месторождения
нефть добывается безводной, в это время требуется большое ко-
личество пресной воды. В проектах обустройства месторождений
должно учитываться, что в последующее время добыча нефти
будет сопровождаться ростом обводненности продукции сква-
жин, поэтому система водоснабжения должна быть запроектиро-
вана и построена с учетом 100% утилизации в системе ППД всех
промысловых сточных вод с промысловых установок подготовки
нефти. На последней стадии разработки, чтобы извлечь 1 тонну
нефти, приходится извлекать 10-12 и более м3 пластовой воды.
Это усложняет и удорожает систему водоснабжения, т.к.
с увеличением объемов добычи пластовых вод увеличиваются за-
траты на подготовку и очистку этой воды от механических при-
месей, пленочной нефти, а также увеличиваются работы на борь-
бу с коррозией технологического оборудования, водоводов, за-
порной арматуры и т.д. В то же время в сточных водах после ус-
тановок по обезвоживанию и обессоливанию нефти содержатся
поверхностно-активные вещества, которые обладают хорошими
отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что при-
водит к увеличению конечного нефтеизвлечения. Система водо-
снабжения состоит из комплекса зданий и сооружений по подго-
товке и закачке воды в пласт, в состав которых входят водозабо-
ры, водоочистные станции, насосные станции, кустовые насос-
ные станции (КНС), разводящие водоводы (рис. 116).
406
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 116. Схема водоснабжения для заводнения пластов
Водоводы служат для подачи воды от водозаборов до нагне-
тательных скважин. Водоводы разделяются на магистральные 3
и разводящие 6. Магистральные водоводы служат для подачи во-
ды от водозаборов или станций первого и второго подъема 2
к кустовым насосным станциям (КНС) 5. На больших месторож-
дениях магистральные водоводы чаще строят кольцевыми по
площади, а на малых месторождениях - по оси удлиненных
структур. Разводящие водоводы строят от кустовых насосных
станций 5 до нагнетательных скважин 7. В одну траншею могут
укладываться несколько разводящих водоводов. Глубина укладки
водоводов зависит от глубины промерзания грунтов в зимнее
время. Для условий Урало-Поволжья и Западной Сибири она со-
ставляет 1,8-2,2 м. Разводящие водоводы работают под давлени-
ем до 20 мПа. На площадках крупных КНС иногда строятся ре-
зервуары 4 (3-5 тыс. м3). Эти резервуары служат как аварийные
и обеспечивают закачку воды в течение нескольких часов в слу-
чае вынужденной остановки насосных станций, порывах водово-
дов, остановке скважин и т.д.
Водозаборы. Водозаборные сооружения строятся, по воз-
можности, вблизи от объектов заводнения. Наиболее простым
Глава XIII. Поддержание пластового давления
407
является открытый водозабор, когда забор воды осуществляет-
ся из открытых водоемов (рек, озер, морей и т.д.). Большим не-
достатком открытых водозаборов является непостоянное каче-
ство воды. В паводковые и ливневые периоды вода загрязняется
илом, глиной, что затрудняет ее подготовку и использование. В
такие периоды очистные сооружения часто не справляются с
такими нагрузками, что приводит к снижению качества подго-
товки воды.
Всасывающая труба открытого водозабора снабжается
фильтром (труба перфорируется и оборудуется приемной сет-
кой), выносится в реку на некоторое расстояние от берега и уста-
навливается глубже, чем возможный минимальный уровень в во-
доеме при постоянном отборе чистой воды, а также для защиты
всасывающей трубы от ледохода при паводке. Диаметр всасы-
вающей трубы и другие параметры определяются расчетами. За-
крытый водозабор (его называют также подрусловым) представ-
ляет собой одну или несколько групп мелких водозаборных (под-
русловых) скважин, которые бурятся в пойме реки на глубину 10-50
м в хорошо проницаемые породы (верхние галечниковые или
песчаные водоносные слои, имеющие непосредственную связь с
рекой). С целью недопущения обвалов стенок подрусловые сква-
жины обсаживаются обсадными трубами, нижняя часть которых
оборудуется фильтром. Из подрусловых скважин вода отбирается
специальными погружными центробежными насосами или (если
динамический уровень высокий) с помощью сифонных, т.е. ваку-
умных устройств. Подрусловые скважины имеют большую про-
изводительность, достигающую до 3000 м3/сут и более. Подру-
словые воды проходят естественную фильтрацию в пласте,
вследствие чего имеют высокое качество воды и практически не
зависят от паводковых и ливневых периодов. На рис. 117 показа-
на схема сифонного водозабора.
При сифонном водозаборе сборный коллектор от группы
подрусловых скважин подсоединяется к вакуумным котлам, в ко-
торых создается вакуум до 0,08 мПа с помощью небольших спе-
циальных вакуумных насосов. Вакуумные насосы служат для
поддержания постоянного разрежения в коллекторе. Вакуумных
408
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 117. Схема сифонного водозабора: 1 - фильтр; 2 - колонна; 3 - во-
доподъемная труба; 4 - вакуум-котел; 5 - вакуумный насос; 6 - вакуумметр;
7 - насос I подъема; 8 - резервуар для чистой воды; 9 - насосная станция
котлов обычно два. Один их них резервный. Котлы имеют высоту
около 7 м и устанавливаются вместе с насосами первого подъема
в бетонной шахте. В шахте устанавливаются центробежные насо-
сы 8НДВ с подачей 540 м3/ч и напором 74 м с приводом от элек-
тродвигателя мощностью 180 кВт. Всасывающие линии
центробежных насосов всегда находятся под заливом, так как
уровень воды в котлах высокий. На вакуумных линиях
устанавливаются задвижки, обратный клапан и расходомер.
С целью повышения надежности при возможных аварийных
ситуациях строят две выкидные линии. Если строится механи-
зированный водозабор, то в подрусловые скважины спускаются
ниже динамического уровня специальные артезианские
электронасосы (тип АП - артезианский погружной) с подачей от
7 до 100 м3/ч, напором от 65 до 200 м, мощностью погружного
электродвигателя (ПЭД) от 2,5 до 150 кВт. Центробежные насосы
имеют общий вал с погружным электродвигателем. Применяются
также насосы АТН-1 или АТН-8. Отличие насосов АТН от насо-
сов АП в том, что в насосах АТН электродвигатель монтируется
над устьем скважины вертикально и соединяется валом с
Глава ХШ. Поддержание пластового давления
409
центробежным насосом, находящимся под динамическим уров-
нем. Насосы АТН-10 и АТН-8 развивают напор от 57 до 106 м, их
подача 30-90 м3/ч, мощность электродвигателей 10-20 кВт. На-
пор, развиваемый погружными насосами, при механизированном
водозаборе может оказаться достаточным, чтобы подавать воду в
буферную емкость станции второго подъема или станции водо-
подготовки. При этом нет необходимости в станции первого
подъема. Опыт эксплуатации подрусловых водозаборов показы-
вает, что механизированный способ подъема воды на 25-30% до-
роже сифонного. В процессе эксплуатации дебит водозаборных
скважин снижается за счет отложения продуктов коррозии и кар-
бонатов кальция в призабойной зоне пласта и в самом фильтре.
Восстановление дебитов водозаборных скважин достигается
за счет дренажа призабойной зоны, форсированными отборами,
промывкой фильтров струей чистой воды, а также проведением
кислотных обработок.
Водоочистные станции. Для подготовки пресной воды
с целью закачки в пласт применяют комплекс сооружений.
На рис. 118 показана одна из схем подготовки пресной воды для
заводнения. Вода из водоема 1 подается в смеситель 3, в который
дозируется (добавляется) расчетное количество коагулянта из до-
затора 2, после чего вода поступает в освежитель 4, в котором
оседает основная часть механических взвешенных частиц. Ос-
тавшееся количество взвешенных частиц вместе с водой поступа-
ет в гравийные фильтры 5 и осаждается в слое песка и гравия.
Очищенная вода собирается в резервуарах 6, из которых на-
сосами 7 перекачивается на кустовые насосные станции и далее
к нагнетательным скважинам. Насосом 8 осуществляют промыв-
ку гравийных фильтров при их засорении.
Очистку промысловых сточных вод от пленочной нефти
и механических примесей осуществляют методом отстоя и фильт-
рования в вертикальных резервуарах-отстойниках или в горизон-
тальных напорных отстойниках (булитах), в которых не происхо-
дит контакта воды с воздухом.
410
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 118. Принципиальная схема подготовки пресных вод для за-
качки в пласт
Кустовые насосные станции (КНС) служат для нагнетания
чистой подготовленной воды в продуктивные пласты через на-
гнетательные скважины. Одна кустовая насосная станция обеспе-
чивает водой расположенные вблизи 5-6 нагнетательных сква-
жин. Большее количество нагнетательных скважин от одной КНС
возможно, но это нерационально, так как в этом случае прихо-
дится прокладывать длинные водоводы высокого давления к уда-
ленным скважинам.
Чаще всего каждая нагнетательная скважина имеет само-
стоятельный водовод от КНС, что позволяет обеспечивать ин-
дивидуальный замер приемистости каждой нагнетательной
скважины. Водоводы от КНС до нагнетательных скважин рабо-
тают под высоким (до 25 мПа) давлением, изготавливаются ча-
ще из цельнотянутых труб диаметром 89 и 102 мм, укладыва-
ются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания грунта.
Расход жидкости замеряется централизованно на распредели-
тельной гребенке КНС с помощью диафрагменных счетчиков
высокого давления.
Глава ХШ. Поддержание пластового давления
411
Последние годы применяются БКНС (блочные кустовые на-
сосные станции), оборудованные центробежными насосами
с давлением на линии нагнетания от 10,0 до 20 мПа с электродви-
гателями СТД (синхронный трехфазный двигатель), с потребляе-
мой мощностью от 750 до 153 кВт. Достоинство блочных КНС
в том, что они изготавливаются в заводских условиях, а монти-
руются на местах их применения, что значительно сокращает
время строительства, повышается качество строительства, сни-
жаются капитальные вложения и т.д. На рис. 119 показана схема
блочной кустовой насосной станции (БКНС).
Рис. 119. Схема блочной кустовой насосной станции
БКНС состоит из следующих объектов: насосная, состоящая
из насосных блоков; камера переключения из одного или двух
блоков напорного коллектора (гребенки); распределительное уст-
ройство РУ-6. Обогревается БКНС за счет тепла, выделяемого
электродвигателями насосных агрегатов и электрическими печа-
ми. Насосное и вспомогательное оборудование размещается в ва-
гончиках (изготавливаемых на заводах), которые соединяются
между собой, создавая единое помещение. Работают БКНС сле-
дующим образом (см. рис. 119). Вода из магистрального водово-
да 1 поступает в приемный коллектор 2, откуда подается к цен-
412
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
тробежным насосам 4, которые приводятся в движение электро-
двигателями 5. Пройдя насосы и дистанционно управляемые за-
движки 3, вода поступает в высоконапорный коллектор-распре-
делитель 7 (давление здесь доходит до 9,5-19 мПа). Из этого кол-
лектора через задвижки 8 и 9 и расходомеры 6 вода подается в на-
гнетательные скважины. На случай аварийных ситуаций в системе
БКНС предусмотрены металлические 400 м3 резервуары.
В схеме БКНС имеется возможность промывки скважин
и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной
зоны для очистки ее от кальматирующего материала методом
многократных и кратковременных изливов. Современные БКНС
полностью автоматизированы и работают без обслуживающего
персонала. Все неисправности на БКНС устраняются дежурной
выездной ремонтной бригадой.
Использование подземных вод для заводнения. На ряде
нефтяных месторождений, где имеются подземные водоносные
горизонты, воды этих горизонтов используют для заводнения
продуктивных нефтяных пластов. Подземные водоносные гори-
зонты могут залегать выше или ниже продуктивных нефтяных
пластов. Закачку этих вод осуществляют по закрытой системе с
целью недопущения контакта кислорода воздуха с растворенной
в воде закисью железа и образования и выпадения при этом в оса-
док гидроокиси железа.
На рис. 120 показана схема закачки подземных вод для за-
воднения. Из водозаборных скважин 1 вода самотеком или с по-
мощью насосов 2 подается на БКНС и насосами по разводящим
водоводам закачивается в нагнетательные скважины 3.
Такая схема закачки подземных вод в продуктивные пласты
позволяет не строить водозаборы, станции водоподъема, умень-
шает протяженность магистральных водоводов высокого давле-
ния. Применяется также схема межскважинной принудительной
закачки подземных вод в продуктивные пласты, по которой вода
из водоносного горизонта насосной установкой, минуя БКНС,
подается непосредственно в нагнетательные скважины. Принуди-
тельная межскважинная закачка проводится с помощью погруж-
ных центробежных электронасосов.
Глава XIII. Поддержание пластового давления
413
Рис. 120. Схема закачки подземных вод в пласт
Если продуктивность водоносного горизонта небольшая, то
вода подается в одну нагнетательную скважину. В этом случае
водозаборную скважину оборудуют электроцентробежным насо-
сом (ЭЦН) небольшой производительности, но с напором, необ-
ходимым для закачки в пласт через нагнетательную скважину.
На рис. 121 показана схема внутрискважинной принудительной
закачки подземных вод в продуктивные нефтяные пласты. Для
осуществления внутрискважинного принудительного перетока
нефтеносный и водоносный пласты разобщаются между собой
пакером 4. Вблизи устья скважины на насосно-компрессорных
трубах устанавливается перевернутый погружной ЭЦН 2. Вода из
водоносного горизонта 3 отбирается по межтрубному простран-
ству и по насосно-компрессорным трубам 5 с помощью насоса
закачивается в продуктивный пласт 6 той же скважины. Объем
414
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 121. Схема внутрисква-
жинной принудительной за-
качки подземных вод в пласт
закачиваемой воды в продуктив-
ный нефтяной пласт осуществля-
ется по расходомеру 1.
Нестационарное (цикли-
ческое) заводнение. Анализ мно-
голетнего опыта разработки неф-
тяных месторождений в различ-
ных геологических условиях и на
разных режимах заводнения по-
зволил выявить влияние перио-
дической остановки и после-
дующего возобновления закачки
воды на повышение продуктив-
ности скважин и их обводнен-
ность. Исследования нестацио-
нарного заводнения были прове-
дены М.Л. Сургучевым, анализи-
руя состояние разработки нефтя-
ных залежей с терригенными
коллекторами Бобриковского го-
ризонта на месторождениях Яб-
лоневый овраг и Новостепанов-
ского участка Калиновского ме-
сторождения Самарской области.
Заводнение на этих месторожде-
ниях носило нестационарный ха-
рактер по природно-климатическим условиям. Нестационарное
заводнение на этих месторождениях положительно влияло на
снижение обводненности скважин и увеличение нефтеизвлече-
ния. Изучением нестационарного заводнения занимались
М.Л. Сургучев, В.Г. Огаджанянц, А.А. Боксерман, А.Т. Горбу-
нов и другие.
Было установлено, что физический смысл нестационарного
(циклического) заводнения определяется «увеличением упругого
запаса пластовой системы путем периодического повышения
Глава XIII. Поддержание пластового давления 415
и снижения давления нагнетания воды», что создает внутри пла-
ста нестационарные перепады давления и перетоки жидкости
между слоями разной проницаемости. Это способствует перерас-
пределению жидкости в пласте за счет капиллярных сил. Уста-
новлено, что наибольший эффект от применения нестационарно-
го заводнения наблюдается в неоднородных продуктивных кол-
лекторах. Периодическое изменение по величине и направлению
перепадов давления в пропластках различной проницаемости
приводит к проникновению закачиваемой воды в участки про-
дуктивного пласта, неохваченные обычной закачкой, то есть в за-
стойные нефтяные зоны.
Образовавшиеся градиенты гидродинамических давлений
между неоднородными по проницаемости слоями способствуют
интенсификации перетоков жидкости из одних слоев в другие.
Одновременно с этим происходит и изменение направления по-
токов воды. Все это способствует расширению границ вытесне-
ния по толщине и простиранию продуктивных пластов. Таким
образом, вовлекаются в разработку запасы нефти из низкопрони-
цаемых нефтенасыщенных слоев, зон и блоков. Установлено, что
чем выше сжимаемость пластовой системы, тем больше по вели-
чине должны быть градиенты давления и, соответственно, интен-
сивнее перетоки жидкости между неоднородными по проницае-
мости слоями нефтенасыщенных пород. На гидродинамические
перетоки существенное влияние оказывают капиллярные силы.
Оба эти процесса взаимосвязаны и дополняют друг друга. Отсю-
да делается вывод о том, что эффективность нестационарного
(циклического) заводнения определяется двумя неразрывно свя-
занными процессами - гидродинамическим внедрением закачи-
ваемой воды в низкопроницаемые коллекторы под действием пе-
рераспределения давления из-за неоднородности среды и капил-
лярной пропиткой (замещением) нефти водой в низкопроницае-
мых зонах пласта, вызываемой высокой неоднородностью среды.
Эффективность нестационарного заводнения с изменением на-
правления фильтрационных потоков жидкости в пласте зависит
не только от степени неоднородности продуктивного пласта, ре-
жима воздействия и других технологических факторов, но и от
416
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
реологических свойств пластовых флюидов. На месторождениях
с повышенной и высокой вязкостью нефти в пластовых условиях
из-за так называемого явления вязкостной неустойчивости про-
исходят опережающие, преждевременные прорывы воды к забо-
ям добывающих скважин. При этом остаются (создаются) боль-
шие невыработанные нефтенасыщенные зоны. Применение цик-
лического заводнения в этих условиях дает большой эффект.
По режимам закачки воды циклическое (нестационарное)
заводнение подразделяется на активное и пассивное. К активному
воздействию относится попеременное прекращение закачки воды
в отдельные группы скважин и целые ряды при рядной системе
разработки месторождений, а также прекращение закачки воды
на более длительное (до года) время.
К числу пассивных вариантов нестационарного воздейст-
вия на продуктивные пласты относятся: временная остановка
некоторых нагнетательных скважин, уменьшение объемов за-
качки, остановка высокообводненных скважин и другое. Пе-
риоды времени и уровни снижения объемов закачки так же, как
и для активной категории воздействия, могут изменяться в ши-
роких пределах. Одним из прогрессивных методов нестацио-
нарного заводнения в настоящее время является метод, осно-
ванный на временном отключении в чередующейся последова-
тельности добывающих (во время закачки воды) и нагнетатель-
ных скважин (во время работы добывающих скважин). При
этом варианте нестационарного заводнения максимально ис-
пользуется возможность накопленного запаса упругой энергии
пласта во время закачки воды. В этом случае приток жидкости
происходит не только по установившимся направлениям гидро-
динамических связей в пласте, но и за счет притока нефти из
ранее недренируемых зон пласта. Это позволяет подключать
в разработку низкопроницаемые участки пласта.
Преимущество этого метода состоит в том, что во время ра-
боты добывающих скважин закачка воды в пласт полностью от-
сутствует, что исключает передачу давления на объект разработ-
ки даже через зоны слияния отдельных пластов и пропластков.
Глава ХП1. Поддержание пластового давления 417
Обязательным условием нестационарного заводнения явля-
ется систематический контроль за пластовым давлением по раз-
рабатываемой площади или месторождению в целом, контроль за
перераспределением давления в пласте с периодическим по-
строением карт изобар, замер забойных давлений и полный цикл
гидродинамических исследований по «опорным» добывающим
скважинам.
Опытно-промышленные работы по нестационарному (цик-
лическому) заводнению, реализованные в различных геолого-
физических условиях залежей, разрабатываемых в условиях
обычного заводнения, показали его эффективность на всех ме-
сторождениях.
Работы по циклическому заводнению проводились и прово-
дятся для оценки его экономической эффективности в большом
диапазоне геолого-физических условий в разных регионах Рос-
сии. Начиная с 1965 года, опытно-промышленная циклическая
закачка воды осуществлялась на 43 опытных участках 26 место-
рождений страны.
Продуктивные пласты, на которых осуществлялось цикли-
ческое заводнение, в основном представлены терригенными кол-
лекторами. Средняя проницаемость изменяется от 0,02 мкм2
до 0,728 мкм2 . В основном опытные работы проводились на ме-
сторождениях с маловязкой нефтью.
Разработка нефтяных месторождений с применением завод-
нения сопровождается с самого начала разработки прогресси-
рующим обводнением добывающих скважин и извлечением вме-
сте с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство
нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой не-
равномерно, в связи с высокой зональной и послойной неодно-
родностью нефтяных пластов. Вода в первую очередь прорывает-
ся по наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам,
оставляя «целики» нефти по площади и разрезу залежей, обвод-
няя добывающие скважины. Огромные объемы извлекаемой воды
затрудняют процесс добычи и подготовки нефти. Большая часть
закачиваемой воды по избранным каналам, как по сообщающим-
ся сосудам, не совершая полезной работы по вытеснению нефти,
418
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
поступает из нагнетательной скважины в добывающую; после из-
влечения ее на поверхность и проведения трудоемких и энерго-
емких работ по ее подготовке снова закачивается в пласт и так
далее.
В среднем по России в нефтяной отрасли водонефтяной
фактор (количество воды в м3, закачиваемой на извлечение одной
тонны нефти) составляет 5,4, а по многим месторождениям Та-
тарстана, Башкортостана, Самарской области и других, находя-
щимся на поздней стадии разработки, он достигает 12. Процесс
разработки залежей со сложным геологическим строением с при-
менением заводнения, как правило, протекает весьма неэффек-
тивно.
При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается
к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зо-
нам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент
охвата пластов вытеснением при этом невысокий (от 30 до 50%).
Дополнительный охват продуктивного пласта заводнением не во-
влеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков позво-
ляет увеличивать темпы нефтедобычи и коэффициенты нефте-
извлечения. Эта задача может быть решена за счет применения
метода циклического (нестационарного) заводнения с изменени-
ем направления фильтрационных потоков. На современной ста-
дии метод предусматривает переменное изменение режима
нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин
с целью создания в нем нестационарных перепадов давления,
способствующих включению в работу прослоев, зон и участков
коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охвачен-
ных заводнением. Между участками с различной проницаемо-
стью, как по площади, так и по разрезу, создаются дополнитель-
ные градиенты давления переменного направления, которые
обуславливают перетоки жидкости между блоком и системами
трещин, создаются условия для нарушения равновесия капилляр-
ных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытесне-
ние нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев
и элементов, то есть увеличивают коэффициент охвата и неф-
теизвлечения.
Глава XIII. Поддержание пластового давления
419
В период нагнетания воды (повышения пластового давле-
ния) она входит в поры блоков породы. При последующем отборе
жидкости (снижение пластового давления) вода, вошедшая
в блоки, частично удерживается там за счет капиллярных сил,
и нефть вытесняется из них в систему трещин за счет упругих
сил. С целью интенсификации этого процесса совместно с ним
применяют метод изменения фильтрационных потоков. Количе-
ство закачиваемой воды периодически распределяется таким об-
разом, чтобы при цикле создавалось новое направление фильтра-
ции в залежи. При этом происходит перераспределение давления
с изменением линий тока от нагнетательных скважин к эксплуа-
тационным и вовлекаются в разработку слабо дренировавшиеся
нефтенасыщенные зоны. В результате уменьшается или стабили-
зируется обводненность добываемой жидкости и увеличиваются
коэффициенты охвата и нефтеизвлечения.
Применение метода возможно на всех месторождениях, где
применяется обычное заводнение, нефтенасыщенные пласты ко-
торых характеризуются неоднородным геологическим строением.
Метод применим как на ранней, так и на поздней стадии разра-
ботки.
Глава XIV
Причины ухудшения проницаемости
призабойной зоны пласта
Многочисленными исследованиями, проведенными на неф-
тяных месторождениях, доказано существенное влияние гидро-
проводности призабойной зоны пласта (ПЗП) на продуктивность
скважин. От качественного вскрытия продуктивного пласта, ха-
рактеризующегося хорошей гидропроводностью и высокой проч-
ностью крепления, зависит производительная работа добываю-
щих и нагнетательных скважин в течение длительного периода
их эксплуатации и, в конечном итоге, эффективность и технико-
экономические результаты разработки всего месторождения.
С учетом многообразия геолого-физических и технологических
условий разработки месторождений призабойная зона пласта
в течение всего периода работы скважины подвергается различ-
ным физико-химическим, биологическим и другим изменениям,
влияющим на гидропроводность ПЗП. В этой связи проницае-
мость призабойной зоны пласта практически никогда не является
постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сто-
рону снижения.
Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение
не только для регулирования процесса разработки месторожде-
ния, но и для создания новых эффективных способов обработки
призабойной зоны пласта (ОПЗ) с целью повышения проницае-
мости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добыв-
ные возможности скважины, является качество вскрытия про-
дуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инст-
румента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто
приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию
трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти
трещины.
Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны 421
После снятия давления трещины породы смыкаются,
и большая часть поверхностных частиц защемляется в породе
пласта. При этом в определенных условиях призабойная зона
пласта настолько загрязняется, что восстановление первоначаль-
ной, естественной проницаемости пласта достигается с помощью
длительных и трудоемких технологических операций, а в некоторых
случаях и не удается. По данным института «ТатНИПИнефть»,
снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30% вследствие приме-
нения буровых растворов на водной основе и глинизации стенок
скважины приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти
в 7-10 раз, что снижает дебиты нефти по скважинам в 3-6 раз. Во
время бурения скважин на глинистом растворе, наряду с возмож-
ным проникновением в пласт фильтрата и образованием глини-
стой корки на стенке скважины, идет процесс кальматации пород
пласта, то есть заполнения внутрипорового пространства наибо-
лее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинисто-
го раствора с последующим ее закреплением в каналах порового
пространства.
В результате этого в призабойной зоне скважин происходит
изменение физических свойств пород. Степень необратимости
фильтрационных свойств призабойных зон пласта зависит
от природы кальматации, интенсивности и глубины.
По данным ВНИИБТ, глубина кальматации твердой фазы
бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет
в среднем 5-6 см, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм, что
может снизить проницаемость продуктивного пласта на 30-50%.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП)
происходит и в процессе эксплуатации скважин по различным
причинам. К ним можно отнести:
- глушение скважин перед подземным ремонтом некондици-
онными растворами или водой с повышенным содержанием
мехпримесей;
- несоблюдение технологии проведения различных геолого-
технических мероприятий (ГТМ);
- несвоевременное и некачественное освоение скважин после
проведения геолого-технических мероприятий (кислотные
422
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
обработки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка
с кислотной обработкой и так далее);
- отложения смолопарафиновых соединений;
- химическую и биологическую кальматацию;
- закачку в пласт воды при заводнении с превышением допус-
тимых норм по механическим примесям (30 мг/л) и т.д.
Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда
с полной потерей проницаемости, подвергаются нагнетательные
скважины, имеющие высокую естественную первоначальную
проницаемость.
Иногда на таких скважинах не удается восстановить прие-
мистость даже после неоднократных солянокислотных обрабо-
ток ПЗП. Наибольшая глубина кальматации наблюдается в ес-
тественных и искусственных трещинах и трещинно-поровых
коллекторах, где она может достигать значений от десятков
сантиметров до нескольких метров. После проведения геолого-
технических мероприятий (кислотные и другие обработки), ос-
воения и последующей эксплуатации, на некоторых скважинах
отмечается не полное восстановление приемистости нагнета-
тельных скважин.
Промысловыми исследованиями установлено, что степень
восстановления проницаемости ПЗП зависит от времени с мо-
мента остановки скважин до ее освоения. С увеличением этого
времени полнота восстановления проницаемости снижается. От-
сюда следует, что необходимо до минимума сокращать время
с момента завершения работ по обработке призабойной зоны
пласта или других ГТМ, связанных с глушением скважин до ос-
воения и ввода их в эксплуатацию.
Значительным источником снижения проницаемости ПЗП
в период эксплуатации скважины является загрязнение приза-
бойной зоны во время «глушения» скважин перед проведением
подземного ремонта.
Процессу загрязнения пласта способствуют:
- снижение пластового давления, за счет чего создаются ус-
ловия для более глубокого проникновения в пласт механи-
ческих примесей с жидкостью глушения;
Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны 423
- частичная декальматация прифильтровой части пласта по-
током закачиваемой жидкости и перенос кольматанта
вглубь пласта;
- образование осадков солей при смещении пресной и пласто-
вой воды «глушения» из-за неодинакового ионно-катион-
ного состава и механических веществ в пресных водах
при «глушении» скважин перед подземным ремонтом;
- захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя
скважины.
Кроме того, нарушение послойной структуры пластовых флюи-
дов при глушении скважины влияет на изменение фильтрацион-
ной характеристики пород призабойной зоны. Необходимо обра-
щать внимание на особенности замещения пластовых флюидов
жидкостью глушения.
В зависимости от глубины скважины, пластового давления,
коллекторских свойств пласта и так далее, количество жидкости
глушения и ее плотность меняются в широких пределах.
Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья в среднем объем
жидкости глушения скважины составляет 20-30 м3. Кроме коли-
чества жидкости при глушении скважины существенную роль
в процессе замещения нефти и газа в призабойной зоне играет
и режим глушения скважины. При глушении скважины в зависи-
мости от расстояния от забоя скважины вглубь пласта выделяется
три зоны замещения: зона кальматации, обычно расположенная в
прифильтровой части скважины, зона интенсивного промывания
пород и зона проникновения жидкости глушения. Величина пер-
вой зоны зависит в основном от размеров пор и кальматирующих
частиц, в меньшей степени - от гидродинамического перепада
давлений при запуске; второй - от скорости закачки, давления за-
качки и объема жидкости глушения; третьей - от объема жидко-
сти глушения и фильтрационно-емкостной характеристики по-
род. Из-за высоких скоростей продвижения жидкости при глуше-
нии в прифильтровой зоне пласта наблюдается так называемый
режим вытеснения. Под действием высоких градиентов давлений
вытеснения и скорости продвижения жидкости происходит ло-
кальное разрушение сплошности смачивающей фазы в наиболее
424
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
проницаемой части пласта. Гидрофобная по отношению к породе
фаза (нефть) остается закупоренной в средних и мелких порах.
Существование закупоренное™ (защемления) нефти при форси-
рованных режимах вытеснения для нефтняных залежей было об-
наружено профессором М.Л. Сургучевым. С уменьшением гра-
диента давления и снижением скорости продвижения жидкое™
все большая часть пор охватывается гидродинамическим вытес-
нением, а объем защемленной фазы снижается. С удалением от
фильтра скважины режим вытеснения нефти переходит в капил-
лярно-напорный, характеризующийся более полным вытеснени-
ем нефти. Отсюда следует, что в прифильтровой зоне, несмотря
на высокие скорости продвижения воды, часть нефти может на-
ходиться на поверхности пород в виде прерывистой пленки, дру-
гая часть находится во внутрипоровом пространстве в защемлен-
ном виде. С увеличением вязкости происходит увеличение ра-
диуса фронта проникновения жидкости глушения в пласт. В ре-
зультате образуются промытые зоны, свободные от нефти. Таким
образом, после глушения скважины призабойная зона пласта
представляет собой слоисто-неоднородную по флюидному на-
сыщению структуру. Проницаемые участки, как правило, отмыты
от нефти, а менее проницаемые имеют пленочную и защемлен-
ную нефть.
Фильтрационно-емкостная характеристика призабойной зо-
ны пласта, при прочих равных условиях, в значительной степени
зависит от наличия в ней смолопарафиновых отложений. Данные
промысловых исследований показывают, что существенное сни-
жение отаосительного коэффициента фильтрации происходит
при снижении температуры, особенно это наблюдается при тем-
пературе, равной или ниже температуры насыщения нефти пара-
фином. При этом, в зависимое™ от проницаемости породы, про-
исходит частичная или полная закупорка поровых каналов смо-
лопарафиновыми отложениями. Образование твердых смолопа-
рафиновых отложений в продуктивной части пласта может про-
исходить не только из-за снижения пластовой температуры, но
и в результате изменения температуры насыщения нефти пара-
фином.
Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны 425
Изменение температуры насыщения нефти парафином воз-
можно в течение определенного времени разработки месторож-
дения под влиянием происходящих изменений в самом пласте,
например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за
снижения пластового давления ниже давления насыщения,
что повлечет изменение компонентного состава пластовой нефти
и, как следствие, интенсивность выпадения парафина.
До настоящего времени одной из актуальных проблем,
от успешного решения которой зависит текущая добыча нефти, яв-
ляется проблема прогнозирования смолопарафиновых отложений в
призабойной зоне пласта и в НКТ, а также разработка эффективных
методов по предупреждению и своевременному их удалению.
Принято считать, что одним из главных факторов, обуслав-
ливающих интенсивность смолопарафиновых отложений в при-
забойной зоне пласта и нефтепромыслового оборудования, явля-
ются физико-химические свойства нефти, то есть процентное со-
держание парафина, смол и асфальтенов. Процентное содержание
этих отложений в нефти изменяется в широких пределах. В уд-
муртских нефтях они находятся в пределах от 6 до 21%.
Факторы, снижающие гидропроводность призабойной зоны
скважин можно отнести к трем группам: гидромеханические,
термохимические и биологические.
Гидромеханические факторы в большей степени проявля-
ются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеха-
ническом загрязнении фильтрующей поверхности призабойной
зоны механическими примесями и углеводородными соедине-
ниями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде. Это мелкие
частицы песка, глины и карбонатов, окислов железа, гидратов
окислов железа, продукты жизнедеятельности микроорганизмов
и растений. Суммарное содержание механических примесей в во-
дах системы поддержания пластового давления (ППД) часто
превышает допустимые нормы (30 мг/л) в несколько раз.
В период нарушения режима работы промысловых устано-
вок подготовки нефти и воды количество взвешенных час-
тиц (КВЧ) в сточных водах может достигать 2000-5000 мг/л. Не-
гативное влияние на загрязнение ПЗП оказывает даже незначи-
тельное (пленочное) содержание нефтепродуктов в закачиваемой
426 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов,
состоящих в основном из смол и асфальтенов, обладают повы-
шенной липкостью, что приводит к интенсивному заиливанию
порового пространства призабойной зоны пласта. Со временем
может произойти образование вязкопластичной фазы со струк-
турно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры
способствует низкая (6-8° С) температура закачиваемой в зимнее
время воды.
К термохимической группе факторов, снижающих гидро-
проводность ПЗП, относятся нерастворимые осадки, которые об-
разуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом
может наблюдаться образование неорганических солей, гипса,
выпадение кристаллов парафина и на их основе - возникновение
асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Процесс осад-
кообразования возможен при соответствующих условиях. К ним
следует отнести несовместимость по химическому составу зака-
чиваемых в пласт пресных и пластовых вод, высокое содержание
в добываемых нефтях высокомолекулярных углеводородных со-
единений, низкую пластовую температуру, темп закачиваемой
воды, высокую температуру насыщения нефти парафином и др.
К этой же группе факторов снижения гидропроводности от-
носится набухание глин при воздействии на них различного со-
става вод. Наибольшее увеличение объема глин отмечается
в пресных и щелочных водах, наименьшее - в сильно минерали-
зированных водах. Одновременно с набуханием глин при их кон-
такте с пресными водами идет и диспергирование глинистых мине-
ралов на мелкие кристаллические частицы, которыми забиваются
поровые каналы пород. Это может привести к полной закупорке
интервалов продуктивного пласта с высокой и низкой проницаемо-
стью. В первом случае за счет набухания заглинизированых про-
слоев пласта, во втором - за счет мелкодиспертного заиливания.
К термохимической группе факторов снижения проницае-
мости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных
растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикат-
ных соединений. Эти процессы наблюдаются обычно при несо-
блюдении режима кислотных обработок, при применении некон-
диционных растворов.
Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны 427
Например, при проведении солянокислотных обработок
скважин (СКО), в призабойной зоне которых имеются окислы
железа, образуется соль железа FeCl3. После нейтрализации ки-
слоты в ПЗП до величины остаточной кислотности с pH, рав-
ным 3-3,5, происходит гидролиз железа с образованием гидрата
окиси железа Fe(OH)3 в виде объемного осадка, способного заку-
порить поровые каналы. При обработке пласта, сложенного тер-
ригенными коллекторами, фтористоводородной кислотой, в ходе
реакции ее с кварцем или каолином, образуется фтористый крем-
ний Si(OH)4, который по мере снижения кислотности раствора
превращается в студнеобразный гель, блокирующий поровое
пространство пласта. Гидроокислы могут образовываться
при других видах кислотных обработок. Например, при термохи-
мической обработке призабойной зоны пласта с использованием
металлического магния и соляной кислоты может образоваться
гидрат окиси магния Mg(OH)2, имеющий объем в несколько раз
больше, чем объем исходного вещества (Mg). В результате при-
менения серной кислоты H2SO4 при обработке карбонатных пла-
стов в ПЗП может образоваться гипс CaSO4-2H2O в виде волок-
нистой массы игольчатых кристаллов. В соляной кислоте гипс
растворяется в очень ограниченном количестве, не более 2%.
К биологической группе факторов, ухудшающих гидропро-
водность призабойной зоны пласта (ПЗП), относится загрязнение
ее продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.
При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими суль-
фатосоединения, возможно заражение скважин сульфатовосста-
навливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не
только ухудшает проницаемость продуктивных коллекторов, но
и отрицательно сказывается на технологических процессах добы-
чи нефти, так как при этом в добываемой нефти появляется серо-
водород H2S, вследствие чего усиливается коррозия нефтепромы-
слового оборудования, ухудшается качество нефти, осложняется
ее промысловая подготовка и переработка нефти на нефтеперера-
батывающих заводах (НПЗ). Сюда же можно отнести загрязнения
ПЗП биомассой, приносимой закачиваемой водой, взятой из во-
доемов с активно развитыми биогенными процессами.
Глава XV
Методы увеличения проницаемости
призабойной зоны пласта
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта приво-
дит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости
в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной
зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания
или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения
трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопа-
рафиновых отложений, окислов железа, механических примесей
и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород приза-
бойной зоны скважин разделяют на химические, механические,
тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы
применяют в сочетании друг с другом или последовательно для
получения лучших результатов. Химические методы чаще при-
меняются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекто-
рах, а также в сцементированных песчанниках, в состав кото-
рых входят карбонатные включения и карбонатные цементи-
рующие вещества. Химические методы воздействия применя-
ют, когда можно растворить породу пласта или элементы, от-
ложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП
(соли, железистые отложения и др.). Наиболее распространен-
ным методом при этом является проведение кислотной обработ-
ки. Механические методы увеличения проницаемости призабой-
ной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных
плотными породами, с целью создания дополнительных новых
или расширения существующих трещин в призабойной зоне пла-
ста с целью приобщения к процессу фильтрации новых удален-
ных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидрав-
лический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее.
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 429
Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в при-
забойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения,
а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев при-
забойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфаль-
тенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными элек-
тронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей
нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна
создаваться и поддерживаться температура выше температуры
плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы
предназначены для удаления из призабойной зоны скважины ос-
таточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увели-
чивает проницаемость пород для нефти.
Последнее время с целью улучшения проницаемости приза-
бойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах
применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и аку-
стический методы. Эти методы находятся в стадии доработки
и совершенствования.
1. Кислотные обработки скважин
Наиболее эффективным и часто применяемым методом об-
работки призабойной зоны скважин с целью восстановления или
улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще
всего кислотные обработки проводят с использованием соляной
(НС1) и фтористоводородной (HF) кислоты.
Соляно-кислотная обработка скважин основана на способно-
сти соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки,
доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продук-
тивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом
происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:
2НС1+СаСО3=СаС12+СО2.
При воздействии на доломит:
4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+ Н2О +2СО2.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлори-
стый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) - из-за их вы-
сокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореа-
430
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
гировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения ре-
акции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении
скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются
длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные
трещины продуктивного пласта. В результате значительно увели-
чиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или
приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обра-
ботки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт,
по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния
с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости,
а также для очистки порового пространства от илистых образова-
ний. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эф-
фективность кислотной обработки зависят от пластовой темпера-
туры, давления, концентрации кислотного раствора и химического
состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости
закачки его в пласт.
Следует учитывать, что при температуре выше 20° С основ-
ная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С уче-
том этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной
температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубо-
ко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или пред-
варительно охлаждать призабойную зону пласта, применять раз-
личные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.
Скорость растворения пород в кислоте значительно замед-
ляется с повышением давления. Лабораторными и промысловы-
ми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатно-
сти пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины
пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раство-
ра. С целью восстановления приемистости нагнетательных сква-
жин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует
с гидроокисью железа:
Fe(OH)3+3HCl=FeCl3+3H2O.
Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на
поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пус-
ке скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная
зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 431
смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных
компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается
растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и неф-
тепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины.
Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин исполь-
зовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учи-
тывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые
при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые
в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение ко-
торых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зо-
ны скважины. Среди таких примесей можно отметить следую-
щие:
- хлористое железо (FeCl2), образующееся в результате гид-
ролиза гидрата окиси железа [Ре(ОН)з], выпадающего в виде
объемистого осадка;
- серная кислота H2SO4 в растворе; при взаимодействии ее
с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (CaSO4-2H2O),
который удерживается в растворе лишь в незначительных
количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в ви-
де волокнистой массы игольчатых кристаллов;
- некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве
антикоррозионных добавок;
- фтористый водород и фосфорная кислота, которые присут-
ствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических
схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами
образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция
(CaF2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(РО4)2].
Раствор соляной кислоты для обработки призабойных зон
скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1)
в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный
раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из
пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1
равна -32,8° С. Для проведения кислотных обработок объем
и концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого
месторождения и каждой скважины индивидуально.
432
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Заводами вырабатывается несколько сортов технической
соляной кислоты, которые различаются между собой концентра-
цией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной
кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтети-
ческая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, желе-
за - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы
соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработке
скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем
выше концентрация НО в растворе кислоты, тем в большей мере
и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для
борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и тре-
щин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добав-
ляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии
и стабилизаторами.
Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1% в зависимости
от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов
применяют:
- формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность
в 7-8 раз;
- уникод ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную
активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникод не
растворяется в воде, из нейтрализованной
(отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его
концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает
коррозионную активность только в 15 раз.
Ингибитор каталин А при дозировке 0,1% от объема ки-
слотного раствора снижает коррозионную активность раствора
в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. За-
щитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высо-
ких температурах. Например, при температуре 80-100° С его до-
зировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Ка-
талин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме пере-
численных, имеются и другие реагенты для снижения коррозион-
ной активности раствора НС1.
Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удержи-
вания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 433
раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для
удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной
кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:
Н2 SO4+BaCl2=BaSO4+2HCl.
В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой
в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12).
Образующийся сернокислый барий BaSO4 легко удерживается
в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе
с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодей-
ствии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и це-
ментом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для
недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную
(СН3СООН) и плавиковую (HF) кислоты, а также другие (лимон-
ная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (HF)
в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой
кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также
способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная
кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли
железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию
раствора НС1 с породой, что способствует закачке концентриро-
ванного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя
участки пласта.
В промысловой практике используются так называемые ин-
тенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-актив-
ные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натя-
жение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых ка-
налов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды
и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает
удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает
эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы,
такие как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют
роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами.
В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10,
ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3%
для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся
части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на
434
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
промысловых кислотных базах и реже непосредственно на сква-
жине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное
количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соля-
ную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий,
снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария,
контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсифи-
катор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до пол-
ного осветления и осаждения сернокислого бария.
Приготавливают растворы НО со строгим соблюдением
правил техники безопасности, которые предусматривают наличие
специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Осо-
бые требования предъявляются при обращении с фтористоводо-
родной (плавиковой) кислотой (HF), пары которой ядовиты. Со-
ляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внут-
ренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистер-
нах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают
в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или дру-
гим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту пере-
возят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.
2. Оборудование, применяемое при проведении
кислотной обработки
Для проведения кислотной обработки применяют специаль-
ный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеход-
ного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля.
Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями
по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емко-
стью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух от-
секов. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом
типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при
давлениях закачки 5,0-7,6 МПа. На промыслах иногда применя-
ют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Если поршне-
вая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном ис-
полнении, то после окончания работ всю систему промывают
чистой пресной водой.
Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществ-
ляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м3 или ЦР-20 вмести-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 435
мостью 17,0 м3 и в мерниках, гуммированных или покрытых спе-
циальными лаками или эмалями. В промысловых условиях
в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обрабо-
ток: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термоки-
слотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, ки-
слотные обработки в динамическом режиме и так далее.
3. Технология проведения кислотной обработки
Перед началом проведения кислотной обработки в сква-
жину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промы-
вают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата
до забоя) водой или нефтью на полуторократное давление от
ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рис. 122 пока-
зана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведе-
ния кислотной обработки.
Рис. 122. Схема размещения оборудования при кислотной обра-
ботке скважины
436
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В схеме показан обратный клапан 10, который предназначен
для предотвращения излива кислотного раствора из скважины
при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками
в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.
После заполнения скважины водой или нефтью, промывки
и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве
(задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру 1
через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор
насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до
тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до
забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного простран-
ства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотно-
го раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем
насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 за-
лавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жид-
костью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9.
Объем продавочного раствора берут из расчета емко-
сти НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны сква-
жины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы
кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины
внутрь пласта.
После завершения продавки заданного объема кислотного
раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агре-
гаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раство-
ра с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора
с породой зависит от концентрации раствора, температуры и дав-
ления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глини-
стости и так далее). Скважину после кислотной обработки начи-
нают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не
превышает 40° С, а на скважинах высокотемпературных (100° С
и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помо-
щью компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспорти-
руют на скважину, и после демонтажа обвязки устья и насосных
агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100).
Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное про-
странство. Скважины могут осваиваться и другими способами
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 437
(свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной
обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно
выбросить на поверхность самоизливом скважины или с приме-
нением метода аэрации. В нагнетательных скважинах промывку,
опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществ-
ляют той же водой, которую нагнетают в скважину.
При обработке скважин соляной кислотой кислота проника-
ет, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта
и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются
не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают
повторные кислотные обработки под повышенным давлением.
Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью
пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высо-
ковязкие эмульсии, раствор полиакриламида и т.д. После этого
делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступа-
ет в менее проницаемые участки.
На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые
отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет
значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из
ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений
осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или де-
лают так называемую термокислотную обработку.
Термокислотная обработка заключается в том, что на забой
скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкос-
новении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реак-
цию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла.
После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм,
длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при
обычной обработке. Можно применять и другие металлы. На-
пример, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром
выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким
калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяет-
ся 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции
соляной кислоты, предназначенной для термохимической обра-
ботки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключитель-
ной стадии отработки. После завершения реакции скважину ос-
438
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуата-
цию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник
в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки
применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных
обработок заключается в том, что в призабойную зону продук-
тивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор,
а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соля-
ной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обра-
боток замедляется растворение карбонатного материала в ки-
слотной пене, что способствует более глубокому проникновению
кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта,
ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность
кислотных пен (400-800 кг/м2) и их повышенная вязкость позво-
ляют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты
всей продуктивной толщины пласта.
При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки
призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие по-
верхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение
как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с неф-
тью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расши-
ряющегося во много раз при освоении скважины (компрессором
при снижении забойного давления), улучшает условия и качество
освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен
состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора
и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание
раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэра-
ции при объеме воздуха в м3 на 1 м3 кислотного раствора обычно
принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках
применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А,
дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к рас-
твору соляной кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема рас-
твора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сло-
женных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью
плавиковой (фтористоводородной) кислоты HF с соляной кисло-
той. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-
кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обра-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 439
ботки карбонатных пород или сильно карбонизированных песча-
ников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фто-
ристого кальция CaF2, который способен закальматировать по-
ровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с
песчаником или песчано-глинистой породой приводит к раство-
рению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При
взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластич-
ность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет
свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязе-
вой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктив-
ном пласте делают соляно-кислотную ванну. Если предполагают,
что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной кор-
кой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствор
плавиковой кислоты. После этого в пласт закачивают 10-15%
раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне
карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления про-
дуктов реакции из пласта.
После этих операций в пласт закачивают грязевую кислоту -
смесь 3-5% плавиковой кислоты с 10-12% соляной кислотой.
Грязевую кислоту в пласте скважины оставляют на 10-12 часов
и после этого освобождают скважину от продуктов реакции.
Промысловые исследования по расходометрии-дебитометрии
в скважинах выявили коэффициент охвата пласта обработкой от
числа проведенных соляно-кислотных обработок (СКО), который
уменьшается с увеличением их кратности. Даже самая эффектив-
ная технология кислотной обработки не гарантирует успеха без
хорошей очистки призабойной зоны пласта от продуктов реак-
ции. Вызов притока из пласта должен проводиться сразу же по-
сле кислотной обработки, а не через несколько суток, что часто
бывает в промысловой практике по техническим или организаци-
онным причинам (человеческий фактор). С увеличением времени
нахождения кислоты в пласте не только возрастает количество
нерастворимых компонентов, но и происходит их закрепление
в поровых каналах. К сопутствующим процессам, приводящим
к образованию нерастворимых осадков, можно отнести гидроли-
зацию трехвалентного железа и алюминия, присутствующих
440
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
в растворе в результате растворения продуктов коррозии металла
обсадных колонн и НКТ, взаимодействия кислотного раствора
с цементным камнем и др.
При понижении концентрации кислоты это вызывает обра-
зование гидратов окислов, нерастворимых в указанных средах.
Кроме того, в состав соляной кислоты, применяемой для кислот-
ных обработок, в виде примеси входит определенное количество
серной кислоты, при реакции которой с карбонатными породами
образуются соли серной кислоты, выпадающие в осадок. Кроме
этого, сами породы пласта могут содержать сульфидные соеди-
нения, взаимодействующие с кислотой и приводящие к тем же
результатам. Предотвратить формирование экранирующего слоя
с одновременным улучшением условий реакции кислоты с поро-
дой и очистки призабойной зоны, а также повышением охвата
пласта обработкой, можно путем осуществления кислотной обра-
ботки в динамическом режиме, разработанном Б.М. Сучковым,
В.И. Кудиновым и И.Н. Головиным. Сущность технологии за-
ключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого
изменения давления на забое скважины и общей тенденцией
к снижению давления во времени, что обеспечивает движение
раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в
процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление
нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более
полной очистке пласта от продуктов реакции.
С целью снижения доступа кислотного раствора в высоко-
проницаемые пропластки, каналы растворения и трещины,
а главное - для повышения охвата пласта обработкой, перед ки-
слотным раствором закачивается порция эмульгатора типа ЭС-2,
нефтехим-1. Если рабочий кислотный раствор является углеводо-
родным растворителем или в него входят углеводородные ком-
поненты, эмульгатор добавляют в первую порцию кислотного
раствора. Предварительная закачка эмульгатора или ввод его
в первую порцию кислотного раствора в условиях пласта и его
возвратно-поступательного перемещения образует на фронте
продвижения рабочего раствора эмульсию повышенной вязкости,
которая увеличивает гидравлическое сопротивление высокопро-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 441
ницаемых участков пласта, то есть создает условия направленной
обработки менее проницаемых пропластков. Режим изменения
давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пла-
ста и пластового давления. Лучших результатов достигают при
изменении давления в циклах в интервале 10-25%. При меньшем
изменении давления экранирующий слой на поверхности породы
не разрушается, так как импульс движения жидкости в пласт
очень слабый. Изменение давления в циклах более чем на 25%
также неэффективно из-за сокращения их числа.
Снижение забойного давления в циклах и, соответственно,
вызов притока жидкости из пласта можно осуществлять компрес-
сором, струйным насосом или высокопроизводительным ЭЦН.
Наиболее предпочтительно для этой цели применять струйный
насос (Р.С. Яремейчук, Г.А. Лесовой). При осуществлении про-
цесса с помощью струйного насоса можно создать практически
любые депрессии на пласт. Технологическая схема проведения
кислотной обработки в динамическом режиме с применением
струйного насоса показана на рис. 123.
В скважину на НКТ 1 опускают струйный насос 2 и пакер 3
с хвостовиком 4, длина которого соответствует объему 1-1,5 м3.
Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пла-
ста. Насосно-компрессорные трубы заполняют ингибированным
раствором соляной кислоты (рис. 123 а), при этом скважинная
жидкость вытесняется в затрубное пространство.
После этого с помощью пакера разобщают межтрубное про-
странство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 за-
качивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на
повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется
пресной или минерализованной водой (рис. 123 б). Затем в сква-
жину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаро-
вой клапан 5. В конструкции струйного насоса используется ша-
рик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается
в НКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное
седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементи-
ровочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струй-
ным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость.
442
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Соляная
кислота
Рис. 123. Схема технологических операций кислотной обработки
ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насо-
са: а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение
НКТ кислотным раствором; б - запакеровка межтрубного пространства,
закачка кислотного раствора в пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана,
прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - при-
подъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ;
2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - про-
давочная жидкость; 7 - раствор кислоты
При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Рас-
твор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из
пласта и частично заполняет хвостовик (рис. 123 в). После этого
приподнимают шаровой клапан и через определенное вре-
мя (5-10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостови-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 443
ка закачивают в пласт (рис. 123 г). Затрубное пространство в этом
случае перекрывают задвижкой. По вышеизложенной технологии
проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле уве-
личивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем воз-
вращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продолжает-
ся до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в
динамическом режиме можно проводить с помощью передвижного
компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального клапана. Схема
кислотной обработки в динамическом режиме с использованием
передвижного компрессора показана на рис. 124.
Кислотная обработка пласта проводится практически в той
же последовательности, что и при использовании струйного на-
соса.
Способ кислотной обработки в динамическом режиме ши-
роко применяется на сложнопостроенных месторождениях с кар-
бонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обрабо-
ток с высокими технологическими и экономическими показате-
лями. Продолжительность эффекта от обработки до 1100 суток.
Добыто дополнительно 405522 тонны нефти.
4. Гидравлический разрыв пласта
Для увеличения проницаемости призабойной зоны продук-
тивного пласта, наряду с другими способами, применяется гид-
равлический разрыв пласта (ГРП).
Гидравлический разрыв пласта - технологический процесс
увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного
пласта за счет образования трещин или расширения и углубления
в нем естественных трещин. Для этого в призабойную зону пла-
ста закачивается жидкость под высоким давлением, превышаю-
щим горное давление и прочностные свойства породы пласта.
В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью зака-
чивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкну-
лись трещины после снятия давления на пласт.
Гидравлический разрыв пласта происходит, как правило,
при давлении ниже полного горного давления для глубоких сква-
444
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 124. Последовательность проведения кислотной обработки
в динамическом режиме с использованием передвижного ком-
прессора и клапана: а - расположение подземного оборудования
в скважине, замещение скважинной жидкости на кислотный раствор; б -
продавка кислотного раствора в пласт; в - спуск шарового отсекателя, вы-
теснение воздухом скважинной жидкости в межтрубное пространство; г -
отток кислотного раствора из пласта за счет создавшейся депрессии; д -
закачка кислотного раствора в пласт продавочной жидкостью; 1 - НКТ; 2 -
корпус клапана; 3 - пакер; 4 - шаровой отсекатель
жин и равным или несколько большим, чем полное горное давле-
ние, для скважин небольшой глубины. Чаще всего давление раз-
рыва на забое скважины превышает в 1,5-2 раза гидростатиче-
ское давление.
Трещины, образовавшиеся в процессе гидравлического раз-
рыва пласта шириной 2-4 мм, могут достигать в длину несколь-
ких десятков метров и, соединяясь между собой и с другими
трещинами, значительно увеличивают проницаемость призабой-
ной зоны продуктивного пласта. Гидравлический разрыв пласта
является одним из эффективных способов повышения дебитов
скважин. Дебиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более
раза. Однако в промысловой практике имеются случаи увеличе-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 445
ния дебитов нефти по скважинам после ГРП в десятки и более
раз. Гидравлический разрыв пласта не только интенсифицирует
выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины,
но и зачастую существенно расширяет эту зону, приобщая к вы-
работке слабодренируемые пропластки, за счет чего увеличива-
ется конечное нефтеизвлечение.
Гидравлический разрыв пласта применяется:
- для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно за-
грязненной призабойной зоной за счет создания трещин;
- с целью обеспечения гидродинамической связи скважины
с системой естественных трещин пласта и расширения зо-
ны дренирования;
- для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и пере-
вода забалансовых запасов нефти в промышленные;
- при вводе в разработку сложнопостроенных и неоднород-
ных пластов с целью увеличения темпов отбора нефти
и повышения конечного нефтеизвлечения;
- для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
- для увеличения приемистости нагнетательных скважин;
- в скважинах с высоким пластовым давлением, но с низкой
проницаемостью пласта.
Не рекомендуется проводить гидравлический разрыв пла-
ста в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газо-
нефтяных зон, в которых возможно ускоренное конусообразова-
ние и прорыв воды и газа в добывающие скважины; в истощен-
ных пластах с низкими остаточными запасами, а также в карбо-
натных коллекторах с хаотичной трещиноватостью. Гидроразрыв
пласта производят в следующем порядке. В скважину спускаются
насосно-компрессорные трубы (НКТ), а выше кровли продуктив-
ного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП,
устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с це-
лью очистки забоя от глины и механических примесей. При необ-
ходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обра-
ботку, дополнительную перфорацию и т.д. Затем в скважину по
насосно-компрессорным трубам нагнетается жидкость разрыва
в объемах, необходимых для создания на забое давления, необхо-
446
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
димого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения
обсадной колонны от воздействия высокого давления, создавае-
мого насосами во время ГРП. Пакер устанавливается над пластом
или пропластком, где проводится ГРП. Он полностью разобщает
зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины.
При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действу-
ет только на пласт или пропласток и на нижнюю часть пакера.
В процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют
большие усилия от создаваемого давления, и если не принимать
соответствующие меры, то пакер вместе с насосно-компрес-
сорными трубами будет подниматься вверх. Чтобы не допустить
этого, на НКТ устанавливается гидравлический якорь (устройст-
во, не допускающее смещение пакера). Создаваемое в НКТ дав-
ление при закачке жидкости в скважину передается на поршни
гидравлического якоря, они выходят из своих гнезд и прижи-
маются к обсадной колонне. При этом чем выше давление, тем
с большей силой поршни прижимаются к эксплуатационной ко-
лонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в эксплуа-
тационную колонну и препятствуют перемещению НКТ с паке-
ром.
Жидкости для гидравлического разрыва пласта разделяются
на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель
и продавочная жидкость.
Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни
фазовую проницаемость породы продуктивного пласта. В этой связи
при гидравлическом разрыве пласта в нефтяных скважинах приме-
няются жидкости на углеводородной основе, а в нагнетательных -
на основе воды. Однако в скважинах с карбонатными коллекторами
в качестве рабочих жидкостей могут быть использованы водные
растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе.
Жидкость разрыва пласта должна хорошо проникать в пласт
и в естественно существующие в нем трещины. Жидкости разры-
ва в основном применяются:
1) углеводородные;
2) водные растворы;
3) эмульсии.
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 447
Указанные жидкости приведены в таблице 17.
Таблица 17. Рабочие жидкости при ГРП
Углеводородные жидкости Водные растворы Эмульсии
1. Дегазированная 1 нефть 1. Сульфат-спиртовая барда (ССБ) 1. Гидрофобная водо- нефтяная эмульсия
| 2. Амбарная нефть 2. Раствор соляной ки- слоты 3. Гидрофильная водо- нефтяная эмульсия
| 3. Мазут или его смеси с нефтями 3. Загущенные раство- ры соляной кислоты 3. Нефтекислотные эмульсии
4. Дизельное топливо (или керосин), загу- щенное специальными реагентами 4. Загущенная различ- ными реагентами вода 4. Керосинокислотные эмульсии
В нефтяных скважинах, которые переводятся в нагнетатель-
ные, при ГРП могут быть использованы жидкости на водной ос-
нове.
Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторон-
них механических примесей, а при соприкосновении с породой
и пластовой жидкостью не должны образовывать нерастворимых
осадков.
Наибольшее предпочтение при ГРП должно отдаваться
жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях.
Во время проведения ГРП вязкость рабочих жидкостей должна
быть стабильной. Чаще всего жидкости на углеводородной осно-
ве применяют при ГРП в нефтедобывающих скважинах. В нагне-
тательных скважинах в качестве жидкости разрыва применяют
чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компо-
ненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид (ПАА),
сульфат-спиртовая барда (ССБ), карбоксилметилцеллюло-
за (КМЦ). Применяя жидкости на водной основе, следует учиты-
вать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые гли-
нистые компоненты пластов при соприкосновении с водой набу-
хают. В таких случаях в жидкости на водной основе добавляют
химические реагенты, которые стабилизируют глины при смачи-
вании. Эмульсии приготавливаются механическим перемешива-
448 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
нием компонентов насосами с добавкой в них химических реа-
гентов.
Жидкость-песконосителъ применяется для подачи песка
с поверхности в образуемые в пласте трещины. Жидкость-
песконоситель должна быть не фильтрующейся или с быстро
снижающейся фильтруемостью, а также должна обладать высо-
кой пескоудерживающей способностью. В качестве жидкостей-
песконосителей применяются те же жидкости, что и для разрыва
пласта.
Наполнитель служит для заполнения образовавшихся тре-
щин и недопущения их смыкания при снятии давления. Для за-
крепления трещин, образуемых во время гидравлического разрыва
пласта, применяется кварцевый песок с размером зерен 0,4—1,2 мм.
Песок должен быть чистым, не загрязненным пылевидными или
глинистыми частицами. При первых ГРП следует вводить в каж-
дую трещину не менее 1,5-2 т песка.
При закачке в пласт больших количеств песка (более 15-20 т)
с целью более глубокого проникновения его по трещинам, пер-
вые порции песка (30-40%) закачивают мелкозернистым песком
мелкой (0,4-0,6 мм) фракции с последующим переходом на за-
качку песка более крупной фракции. Применяемые на практике
концентрации песка в жидкости-песконосителе меняются в пре-
делах от 200 до 1000 г/л и зависят от пескоудерживающей спо-
собности жидкости и технических возможностей применяемых на-
сосов. Кварцевый песок имеет большую плотность (2650 кг/м3), ко-
торая значительно отличается от плотности жидкости, вследствие
чего песок преждевременно оседает из потока жидкости и за-
трудняет заполнение трещин. Кроме того, его плотность на смя-
тие в ряде случаев бывает недостаточной. С учетом этого приме-
няют в качестве наполнителя стеклянные шарики, зерна агломе-
рированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха, проппа-
нат и др. Плотность стеклянных шариков близка к плотности
кварцевого песка (2650 кг/м3), но они прочнее и меньше вдавли-
ваются в породу. Плотность порошка агломерированного бокси-
та 1400 кг/м3. В последнее время применяются наполнители из
особо прочных искусственных синтетических полимерных ве-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 449
ществ, имеющих плотности 1100 кг/м3 песконосителя. В настоя-
щее время на промыслах при ГРП для закрепления трещин
в пласте применяют вещество, называемое проппанат, которое
состоит из керамического материала, в составе которого
71% AI2O3 и 29% РегО3. Размер зерен от 0,4 до 4 мм. Перед ГРП
необходимо устанавливать зависимость приемистости скважины
от давления нагнетания рабочей жидкости. Для этого включается
в работу на первой или второй скорости один из насосных агре-
гатов, и закачивают жидкость разрыва в скважину до тех пор, по-
ка не установится давление на устье. Измеряется давление и рас-
ход жидкости при этом давлении. После этого темп нагнетания
жидкости увеличивается, вновь замеряется давление и расход
жидкости. При увеличении темпа нагнетания жидкости опреде-
ляется зависимость расхода жидкости от давления, по которой
определяется момент разрыва пласта и ожидаемое давление на-
гнетания песчано-жидкостной смеси.
Если коэффициент приемистости, то есть отношение расхо-
да жидкости к давлению нагнетания, при максимальном расходе
жидкости возрастает в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом
приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей
скорости, то в пласте образовались трещины и можно приступать
к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае, когда раз-
рыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнета-
ния жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют
с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей
минимальной фильтруемостью.
После установления факта разрыва пласта с целью даль-
нейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них реко-
мендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачи-
вать 3-4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязко-
сти. На практике нередко применяют поинтервальный гидрораз-
рыв. При поинтервальном ГРП намеченный для образования
трещин интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами
и якорем, и жидкость разрыва нагнетается в намеченный интер-
вал продуктивного пласта. После разрыва пласта или пропластка
пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго
450 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
интервала, который обрабатывается как самостоятельный, и так
далее. Поинтервальный гидроразрыв применяется, когда несколь-
ко пластов или пропластков разрабатываются общим фильтром,
а пласты и пропластки изолированы друг от друга слоями непро-
ницаемых пород.
Применяется также направленный гидроразрыв пласта.
При направленном гидроразрыве пласта с помощью пескоструй-
ной перфорации производится дополнительная перфорация в за-
данном интервале продуктивного пласта, в котором планируется
получить трещины гидроразрыва. При этом применяются как
«точечная» гидропескоструйная перфорация, так и щелевая. По-
сле проведения дополнительной пескоструйной перфорации про-
изводится гидравлический разрыв пласта по обычной техноло-
гии.
В последнее десятилетие в нашей стране гидроразрыв пла-
ста получил более широкое применение за счет совершенствова-
ния существующих и создания новых технологий ГРП.
Одной из эффективных новых технологий ГРП является
технология осаждения проппаната на конце трещины (или конце-
вое экранирование трещины (TSO)), которая позволяет целена-
правленно увеличивать ширину трещины, останавливая ее рост
в длину, за счет чего значительно увеличивается проводимость.
Для интенсификации выработки запасов из низкопроницаемых
слоев и снижений риска попадания трещины в водоносные или
газоносные пласты применяется технология селективного гидро-
разрыва.
Для предотвращения выноса проппаната из трещины созда-
на технология PropNET, в которой предусматривается закачка
в пласт одновременно с проппанатом специального гибкого стек-
ловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами
проппаната, обеспечивает максимальную устойчивость проппа-
натной пачки. Разработаны и применяются низкополимерные
жидкости разрыва LOWGuar и система добавок к деструктору
Clean FLOW для снижения остаточного загрязнения трещины.
Наиболее широкое распространение имеет локальный гид-
роразрыв для снижения сопротивления призабойной зоны и уве-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 451
личения эффективного радиуса скважины. При локальном гидро-
разрыве пласта достаточно создать трещины длиной 10-20 м, за-
качать в них десятки м3 жидкости и единицы тонн проппаната,
дебит скважин при этом увеличивается в 2-3 раза. Одним из наи-
более быстро развивающихся методов интенсификации добычи
нефти в настоящее время является гидравлический разрыв пласта
в средне- и высокопроницаемых пластах.
В высокопроницаемых пластах главным фактором увеличения
дебита скважин является ширина трещины, а в низкопроницаемых -
длина трещины. Для создания широких трещин применяется техно-
логия TSO, при которой снижается объем жидкости гидроразрыва
до 1-5 м3 с одновременным увеличением проппаната до 20 т и бо-
лее. Осаждение проппаната на конце трещины препятствует увели-
чению длины трещины. При дальнейшей закачке жидкости, содер-
жащей проппанат, ширина трещины увеличивается до 25 мм, тогда
как при обычном ГРП ширина трещин составляет не более 2-4 мм, и
эффективная проводимость трещины повышается до 500-3000 мкм2.
На основании проведения опытно-промышленных работ выявлено,
что в пластах с проницаемостью 0,01-0,05 мкм2 оптимальная длина
закрепленной трещины обычно составляет 40-60 м, и увеличение
длины закрепленной трещины не приводит к увеличению дебита
жидкости. Объем закачки при этом составляет десятки-сотни м3
жидкости и десятки тонн проппаната. При проницаемости пласта
около 0,001 мкм2 оптимальная длина закрепленной трещины равна
100-200 м, объем закачки жидкости - сотни кубических метров и
100-200 т проппаната.
Для ввода в промышленную разработку газовых залежей
с коллекторами сверхнизкой проницаемости (менее 10”4 мкм2)
применяют технологию массированного ГРП. При применении
этой технологии образуются трещины длиной около 1000 м с за-
качкой жидкости от сотен до тысяч кубометров и от сотен до ты-
сяч тонн проппаната. Дебит увеличивается при этом в 3-10 раз.
Получают развитие технологии проведения гидравлическо-
го разрыва пласта в горизонтальных скважинах.
Определение мест образования трещин. На практике ме-
сто образования трещин в продуктивном пласте определяется не-
452
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
сколькими методами. Один из них основан на активизации ра-
диоактивными изотопами песка или иного гранулированного
материала, используемого при гидравлическом разрыве песка.
Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-
песконоситель на завершающей стадии закрепления трещин.'
Сравнивая результаты гамма-каротажа, проведенного до и после
гидроразрыва, определяют место нахождения активированного
песка. Против зоны разрыва пласта при повторном гамма-
каротаже фиксируются повышенные значения интенсивности
гамма-излучения.
Второй метод основан на сравнении результатов глубинных
измерений дебитомерами или расходомерами, проводимых до
и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в неф-
тяной скважине или приемистости в нагнетательной скважине
определяют зоны образования трещин.
Техника для гидравлического разрыва пласта. Перед
гидроразрывом пласта устье скважины оборудуется специальной
арматурой типа 1АУ-700 или 2АУ-700, к которой подключаются
агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва.
К основному оборудованию для ГРП относятся:
- насосные агрегаты 4АН-700 или 5АН-700;
- пескосмесительные установки типа ЗПА или 4ПА;
- автоцистерны для перевозки жидкостей ЦР-20;
- агрегаты для перевозки блока манифольда 1БМ-700;
- агрегаты для перевозки наполнителя и т.д.
Насосные агрегаты (4АН-700 и 5АН-700) изготавливаются
в износостойком исполнении, монтируются на шасси трехосных
грузовых автомобилей КРАЗ-257, максимальное давление этих
агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с. В качестве привода силовому
агрегату используется дизельный двигатель мощностью 588 кВт.
Двигатель установлен на платформе автомобиля и через коробку
скоростей связан с приводным валом силового насоса.
Для смешивания жидкости-пескосмесителя с песком (или
другим наполнителем) применяются пескосмесительные уста-
новки типа ЗПА или 4ПА, смонтированные на автомобилях с вы-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 453
сокой проходимостью. Смешение песка с жидкостью и подача
смеси на прием насосных агрегатов механизированы.
Пескосмесительный агрегат 4ПА имеет грузоподъем-
ность 50 т. Агрегат оборудован загрузочным шнеком. В этих аг-
регатах готовится смесь песка с жидкостью необходимой концен-
трации.
Перевозка жидкостей, потребных при ГРП, осуществляет-
ся в автоцистернах. При ГРП чаще используются автоцистерны
ЦР-20, которые монтируются на автоприцепах 4МЗАП-552
и транспортируются седельными тягачами КРАЗ-258. Кроме
автоцистерны на шасси прицепа монтируется двигатель
ГАЗ-51, центробежный насос 8К-18 и трехплунжерный на-
сос 1В. Насосы приводятся в действие через коробку скоростей
и редукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость
17 м3, поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева
жидкости с помощью паропередвижной установки (ППУ) в
зимнее время. Трехплунжерный насос 1В снабжен воздушным
компрессором, имеет подачу 13 л/с, максимальное давление
1,5 МПа при 140 ходах в минуту. Центробежный насос 8К-18
имеет подачу 60-10 л/с (по воде), напор до 20 м и предназначен
для подачи жидкости в пескосмесительный агрегат. Блок ма-
нифольда 1БМ-700 высокого давления (70 МПа) с подъемной
стрелой для погрузки и разгрузки деталей манифольда предна-
значается для обвязки выкидных линий нескольких насосных
агрегатов высокого давления и присоединения их к арматуре
устья скважины.
Манифольдный блок транспортируется на специально изго-
тавливаемой платформе вездеходного автомобиля. Для дистан-
ционного контроля за процессом ГРП применяется станция кон-
троля и управления. Эта станция комплектуется контрольно-
измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой,
а также громкоговорителями и усилителями для звуковой и теле-
фонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями.
Для соблюдения техники безопасности все агрегаты оснащаются
искрогасителями и располагаются радиаторами от скважины,
чтобы можно было беспрепятственно отъехать при аварийной
454
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
или пожарной опасности. Это особенно важно, когда ГРП прово-
дится с использованием жидкостей на нефтяной основе.
В последнее время применяются агрегаты для перевозки на-
полнителя и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму
специальному агрегату-смесителю, снабженному шнековыми
винтами, насосом, подающим жидкость-песконоситель в смеси-
тельную камеру, и различными дополнительными механизмами,
автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зави-
симости от требуемой концентрации и темпов закачки песконо-
сителя в скважину. Бункерный агрегат и смесительная машина
монтируется на шасси тяжелогрузных автомобилей. Совершенст-
вуются и создаются новые технологии ГРП. Вместе с этим со-
вершенствуются и создаются новые, более эффективные агрегаты
и оборудование для ГРП.
5. Технология обработки призабойной зоны скважин
на основе жидкофазного окисления легких
углеводородов в пластовых условиях
Технология предназначена для интенсификации процесса
комплексного воздействия на продуктивные пласты карбонат-
ных коллекторов, насыщенных высоковязкой парафинистой
нефтью.
Широкомасштабные промысловые испытания проведены
на нефтяных месторождениях Удмуртии, на основе которых
осуществлено ее технологическое совершенствование с после-
дующей разработкой нескольких вариантов использования. Тео-
ретические и экспериментальные исследования процессов окис-
ления легких углеводородов в пористой среде с участием ини-
циаторов и катализаторов окисления позволили разработать
принципиально новую технологию воздействия на карбонатный
коллектор в призабойной зоне, основанную на инициировании
реакции окисления легких жидких углеводородов за счет хими-
ческой экзотермической реакции окисления изомасленного аль-
дегида кислородом воздуха в присутствии азотной кислоты, не-
посредственно в продуктивном пласте.
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 455
В результате образуется оксидат, представляющий собой
смесь карбоновых кислот (муравьиной, уксусной, пропионовой,
масляной и др.), кетонов, спиртов, альдегидов, эфиров и выделя-
ется одновременно значительное количество теплоты, что обес-
печивает комплексное воздействие на нефтесодержащий карбо-
натный коллектор.
Сырьем для получения оксидата могут являться как отдель-
ные легкие углеводороды C3-Ci2, так и их смеси, а также конден-
сат газоконденсатных месторождений. Соответствующим подбо-
ром сырья и технологических параметров можно регулировать
скорость образования оксидата, а также менять его состав в ши-
роком диапазоне. Сущность ЖФО (жидкофазное окисление) за-
ключается в следующем.
В скважину закачиваются легкие жидкие углеводороды Cj-Ci2
или их смесь в количестве от 0,1 до 5 м3 на один метр продуктив-
ного карбонатного пласта. После этого в скважину закачивают
альдегид (ацетатальдегид или изомасляный альдегид) в количест-
ве от 0,1 до 1,5 м3 на 1 м продуктивного пласта.
Во избежание взаимодействия альдегида с азотной кислотой
в стволе скважины для их разобщения закачивают 0,2-2 м3 фрак-
ций легких углеводородов C3-Ci2. Затем в скважину закачивают
водный раствор азотной кислоты, которая является окислителем
альдегида на этапе инициирования и стабилизации реакции. Ко-
личество закачиваемой азотной кислоты составляет от 1 до 10 м3
на 1 м продуктивного пласта с концентрацией от 2% до 25%.
После этого в скважину с помощью компрессора УКП-80
или КС-100 закачивается воздух, кислород которого является
окислителем для дальнейшего проведения процесса. На окисле-
ние 1 м3 фракций легких углеводородов C3-Ci2 требуется око-
ло 2500 м3 воздуха.
После завершения подачи на забой воздуха скважину за-
крывают на 2-3 суток для завершения прохождения химических
реакций. По окончании реагирования из скважины «стравливает-
ся» (выпускается) отработанный газ, в скважину спускается глу-
биннонасосное оборудование по прежней схеме, и скважина
запускается в эксплуатацию. В призабойной зоне пласта (ПЗП)
456 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
происходят в совокупности несколько процессов. Образующаяся
при реакции жидкофазного окисления (ЖФО) группа раствори-
телей и выделившееся тепло растворяют асфальтосмолопарафи-
нистые отложения (АСМО) при их наличии в ПЗП и разрушают
граничный слой нефти на контакте с породообразующими мине-
ралами. Вследствие этого образуются участки, свободные для
доступа группы карбоновых кислот к породе, в результате чего
улучшаются условия для их химического взаимодействия.
Промышленные испытания технологии ЖФО проводились в
Удмуртии с 1981 года в сложных условиях на Гремихинском
нефтяном месторождении. Особенностями данного месторожде-
ния являются:
- сложное геологическое строение (многопластовое, неодно-
родное как по площади, так и по толщине, разный тип кар-
бонатных коллекторов: поровый, трещинно-поровый);
- карбонатные коллекторы насыщены высоковязкой нефтью
(125 (мПа-c)), в нефти высокое содержание парафина, смол,
серы и так далее;
- пористость 0,19;
- проницаемость 0,105 мкм2;
- коэффициент расчлененности 8,75.
Первая обработка на этом месторождении проводилась
в продуктивном пласте А4, на скважине 282, общая эффективная
толщина пласта 13 м. В разрезе скважины 9 нефтенасыщенных
пропластков толщиной от 0,8 до 3 м в интервале 1201,8-1227,6 м.
Пластовое давление 7,42 мПа. В скважину спущен насос НГН-2-43.
Дебит скважины до проведения в скважине ЖФО составлял 1,7
т/сут, обводненность -10,8%.
В процессе проведения технологии ЖФО в скважину зака-
чано 12 м3 гексановой фракции, 1,5 м3 изомасляного адельгида
и 3 м3 азотной кислоты 8-процентной концентрации. Затем
в скважину с помощью компрессора УКП-80 произведена закачка
воздуха, после чего скважина была закрыта на реагирование в те-
чение трех суток. За счет обработки призабойной зоны скважины
282 методом ЖФО (жидкофазного окисления) дебит скважины
по нефти увеличился с 1,7 до 5 т/сут.
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 457
Результаты исследований по изменению коэффициента про-
дуктивности до и после обработки призабойной зоны показыва-
ют, что коэффициент продуктивности пласта в призабойной зоне
скважин после ЖФО увеличивается в среднем в два раза. По про-
веденным 146 обработкам в добывающих скважинах на разных
месторождениях с различными геолого-физическими условиями
в карбонатных коллекторах был получен значительный техноло-
гический и экономический эффект. Средняя эффективность од-
ной обработки по 146 скважинам составила 800 тысяч тонн неф-
ти, удельный эффект по дебиту от 2,2 до 9 т/сут. (дебиты скважин
по нефти до проведения ЖФО составляли от 0,5 до 1,7 т/с). Про-
должительность эффекта от 360 до 725 суток. Преимущест-
ва ЖФО в сравнении с традиционными кислотными обработками
следующие:
1) реакция жидкофазного окисления легких углеводородов яв-
ляется экзотермической, в результате чего в продуктивном
пласте образуется значительное количество тепла (22000 кДж
на 1 кг окисленного углеводорода);
2) продуктом окисления является вещество, состоящее из кар-
боновых кислот и растворителей, при этом растворители
разрушают пленку нефти в порах и трещинах породы про-
дуктивного пласта, а кислотная группа, входя в химическое
взаимодействие с карбонатным коллектором, увеличивает
его проницаемость и пористость. Образующиеся при этом
соли карбоновых кислот являются водорастворимыми
и легко выносятся на поверхность;
3) образование и нейтрализация кислот происходит непосред-
ственно в пласте;
4) наличие в продуктах окисления уксусной кислоты способ-
ствует удалению из призабойной зоны окисных соединений
железа, так как в результате их химического взаимодейст-
вия образуются водорастворимые соли;
5) полученные продукты жидкофазного окисления (ЖФО)
легких углеводородов являются водорастворимыми, а также
снижают поверхностное натяжение нефти на границе
458
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
с твердой фазой, то есть обладают поверхностно-актиными
свойствами;
6) средняя продолжительность эффекта ЖФО увеличивается
по сравнению с кислотными обработками в 2-3 раза;
7) коэффициент продуктивности пласта в призабойной зоне
скважин увеличивается в два раза и более;
8) технология ЖФО является технологией комплексного воз-
действия на карбонатный пласт (кислоты, растворители,
температура, поверхностно-активные вещества и так далее);
9) технология ЖФО является не только эффективной для уве-
личения текущих дебитов нефти по скважинам, но и являет-
ся эффективной технологией для увеличения конечного
нефтеизвлечения.
При осуществлении процесса окисления легких жидких уг-
леводородов кислородом воздуха в ПЗП одним из самых слож-
ных, с технологической точки зрения, являются операции, свя-
занные с нагнетанием реагентов в пласт.
Во избежание возможности образования взрывоопасных
смесей в скважине при ОПЗ закачка реагентов должна произво-
диться последовательно. Из-за неоднородности коллектора
и большого различия в физико-химических свойствах фильт-
рующих флюидов в пласте не создаются благоприятные условия
для участия в химической реакции закачиваемых реагентов.
Оптимальной с точки зрения химического воздействия при обес-
печении необходимой безопасности является одновременно-
раздельная закачка легких углеводородов и воздуха с осуществ-
лением интенсивного перемешивания на забое скважины при по-
ступлении в пласт.
С этой целью разработана технология приготовления смеси
воздуха с легкими углеводородами на основе использования
эжектора, устанавливаемого в призабойной зоне скважины.
На рис. 125 изображена общая компановка основных узлов и аг-
регатов, обеспечивающих ее работоспособность. Для получения
в пласте газообразной смеси необходимо компрессор 1 для закач-
ки воздуха подключать при помощи наземных коммуникаций 2
к насосно-компрессорным трубам 4, а насосный агрегат 3 для
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 459
закачки легких углеводородов - к межтрубному пространству
скважины 5. Продуктивный пласт разобщен по межтрубному
пространству пакером 7. Над пакером установлен забойный ин-
жекторный смеситель 6 с предохранительными клапанами. Уст-
ройство (рис. 126) состоит из корпуса инжектора 1, профилиро-
ванного сопла 2 и предохранительных клапанов 3. Корпус инжек-
тора 1 имеет приемные каналы 4, приемную камеру 5, камеру
смешения 6 и диффузор 7. Предохранительный клапан 3 состоит
из металлического корпуса, внутри которого расположен запор-
ный шарик, прижимаемый пружиной. Предохранительные клапа-
ны 3 привариваются к корпусу инжектора 1 так, чтобы отверстия
в их корпусах совпадали с приемными окнами 4. Это устройство
позволяет получать непосредственно в призабойной зоне мелко-
дисперсные смеси двух реагентов при их раздельной транспорти-
ровке к забою скважины. Воздух из компрессора по НКТ попада-
ет в забойный инжекторный смеситель (рис. 125). Проходя через
профилированное сопло 2 (рис. 126), закрепленное в верхней час-
ти корпуса инжектора 1, скорость газа резко возрастает, в связи
с чем давление в приемной камере 5 понижается. Во избежание
проникновения закачиваемого газа в межтрубное пространство
скважины через инжекторный смеситель, последний оборудован
предохранительными клапанами 3. Клапаны открываются только
тогда, когда давление в межтрубном пространстве больше давле-
ния в приемной камере 5. Тогда жидкий реагент, закачиваемый
по межтрубному пространству скважины, попадает в забойный
инжекторный смеситель и, пройдя через приемный клапан 4
и камеру 5, увлекается струей газа в камеру смешения 6, где про-
исходит наиболее интенсивное перемешивание, диспергирование
флюидов. Далее смесь попадает в диффузор 7, где кинетическая
энергия струи трансформируется в потенциальную энергию дав-
ления.
После выхода из инжекторного забойного смесителя мелко-
дисперсная смесь поступает в призабойную зону пласта. Расчет
струйного аппарата, а также параметров его работы, обеспечи-
вающих получение смеси с заданным содержанием компонентов
460
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 125. Технологическая схема одновременно-раздельной пода-
чи реагентов на забой скважины: 1 - компрессор; 2 - наземные ком-
муникации; 3 - насосный агрегат; 4 - НКТ; 5 - межтрубное пространство
скважины; 6 - инжекторный смеситель; 7 - пакер
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 461
Рис. 126. Схема забойного инжекторного смесителя: 1 - корпус
инжектора; 2 - профилированное сопло; 3 - предохранительные клапаны;
4 - приемные каналы; 5 - приемная камера; 6 - камера смешения; 7 - диф-
фузор
462
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
и степени дисперсности, производится по методике, разработан-
ной на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторож-
дений МИНГ им. И.М. Губкина. Описанное устройство для осу-
ществления технологии обработки призабойной зоны пласта име-
ет ряд преимуществ. Его использование позволяет проводить ин-
тенсивное перемешивание двух реагентов непосредственно на
забое скважины, причем транспортировка этих реагентов к за-
бою скважины осуществляется раздельно. Это имеет большое
значение, так как улучшает условия протекания реакции и ис-
ключает коррозию труб. При образовании в результате химиче-
ской реакции коррозийноактивных веществ их воздействию бу-
дет подвергаться только забой скважины. Герметичность НКТ
предотвращает возможность возникновения в стволе скважины
взрывоопасных смесей. Протекание экзогенной реакции на за-
бое скважины повышает использование теплоты в продуктив-
ном пласте. Осуществление технологии не требует специаль-
ных технических средств (агрегатов, оборудования и т.д.). Ис-
ключением является инжектор-смеситель, который прост по
устройству и может быть изготовлен в условиях промысловых
механических мастерских.
Необходимо иметь в виду, что эффективность технологии
зависит не только от соблюдения режима обработки, но и от гео-
логических условий. При проведении любого варианта оксидат-
ной обработки призабойной зоны скважин особое внимание
должно уделяться мероприятиям по предотвращению возможных
условий образования в скважине взрывоопасной смеси.
6. Технология увеличения конечного нефтеизвлечения
из карбонатных коллекторов с применением оксидата
Успешное промышленное проведение обработок карбонат-
ных коллекторов продуктами жидкофазного окисления легких
жидких углеводородов (С3-С12), полученных непосредственно
в пласте, и достигаемая при этом высокая эффективность позво-
лили провести теоретические и экспериментальные исследования,
обосновать и создать новый метод повышения степени нефтеизв-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 463
лечения на месторождениях с карбонатными коллекторами (патент
№ 1572089), суть которого заключается в следующем. В пласт
последовательно закачиваются расчетное количество оксидата,
образующего оторочку, затем нефтерастворимые легкие углево-
дороды, вновь оксидат и в конце - воду. Известен способ, когда в
нефтенасыщенный пласт в качестве вытесняющего агента зака-
чивают легкие углеводороды. Недостатком данного метода явля-
ется то, что из-за высокой подвижности легких углеводородов
и больших вязкостных различий происходит быстрый прорыв
вытесняющего агента к добывающим скважинам, вследствие чего
не достигается высокий охват пласта воздействием, что в конеч-
ном итоге не позволяет получать высоких коэффициентов нефте-
извлечения. Кроме того, закаченные в пласт легкие углеводороды
не могут быть в последующем полностью извлечены сущест-
вующими методами, что приводит к потере дорогостоящего про-
дукта. В новой технологии с использованием оксидата перечис-
ленные недостатки отсутствуют.
Основным преимуществом новой технологии является то,
что закачиваемая оторочка оксидата оказывает комплексное воз-
действие на продуктивный пласт и насыщающую его нефть.
Процесс вытеснения нефти осуществляется в следующей после-
довательности. Вначале в пласт закачивается расчетное количе-
ство первой порции оксидата, который разрушает пограничный
слой пленочной нефти на поверхности пород и переводит его
в подвижное состояние. Одновременно с этим карбоновые кисло-
ты, входящие в состав оксидата, реагируют с карбонатным кол-
лектором, освобожденным от блокирующей поверхности пород
нефтяной пленки. В результате этого улучшаются условия про-
хождения реакции кислот с породой и, как следствие, улучшается
гидродинамическая характеристика пласта. Немаловажным фак-
тором при этом является снижение вязкости нефти и повышение
ее подвижности за счет нагрева от выделенного тепла во время
реакции оксидата с породой и растворения в ней выделяющегося
при этом СО2.
В то же время водный раствор оксидата с нейтрализованной
кислотной группой представляет собой высоковязкую систему
464
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
(10-15 мПа-c), обладающую поверхностно-активными свойства-
ми. Таким образом, в процессе перемещения по пласту оторочка
оксидата меняет свои физико-химические свойства в соответст-
вии с заданными режимами вытеснения, что приводит к много-
кратному комплексному воздействию на залежь нефти. Это не
только улучшает вытеснение из пористой среды, но и существен-
но увеличивает охват пласта воздействием. Закачиваемая затем
порция легких углеводородов (нефтерастворителя) растворяется
с пластовой нефтью и способствует вымыванию остаточной нефти.
Следующая расчетная порция оксидата, воздействуя по опи-
санной выше схеме, вытесняет из пористой среды смесь легких
углеводородов и растворенной в них остаточной нефти, обла-
дающей малой вязкостью и высокой подвижностью. Взаимодей-
ствие второй порции оксидата, обеспечивая многофакторное
комплексное вытеснение, позволяет практически извлечь остав-
шиеся в пласте легкие углеводороды и нефть. Так как оксидат
неограниченно растворим в воде, то последующая закачка воды
приводит не только к продвижению оторочки, но и к почти пол-
ному вымыванию оставшегося в пласте оксидата.
С целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения до
и после закачки оторочки в виде нерастворимых легких углево-
дородов осуществляется закачка порций водных растворов кар-
боновых кислот и кислородсодержащих органических раствори-
телей в количестве от 0,3% до 50% от порового объема пласта.
С учетом полного соблюдения режимов закачки агентов воздей-
ствия при осуществлении данной технологии можно достичь ко-
эффициента нефтеизвлечения 0,65 и выше.
7. Метод щелевой разгрузки продуктивного пласта
в призабойной зоне скважин
Во ВНИМИ и ВНИИОкеаногеология на основе анализа гео-
лого-разведочных работ и эксплуатации нефтяных месторожде-
ний выявлено (особенно на больших глубинах), что концентра-
ции напряжений в призабойной зоне влияют на процессы фильт-
рации и интенсивность притоков нефти и газа в скважину.
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 465
Основной причиной снижения проницаемости призабойной
зоны пласта (ПЗП) во время первичного вскрытия продуктивного
пласта является нарушение его равновесно-нагруженного состоя-
ния, под влиянием которого происходит перераспределение кон-
центраций напряжений. В зависимости от литолого-петрографи-
ческой характеристики горных пород и глубины залегания пласта
тангенциональные напряжения в прифильтровой зоне могут воз-
расти в несколько раз. Под действием таких высоких нагрузок
гидропроводность ПЗП существенно снижается не только за счет
смыкания микротрещин в порово-трещинном коллекторе, но
и за счет защемления в них кальматационного материала бурово-
го раствора. Поэтому нередки случаи, когда даже при наличии
достаточно хорошего коллектора приток нефти к забою скважин
слабый или отсутствует.
Для получения проницаемости, близкой к естественной,
применяют гидроударный метод воздействия, торпедирование
скважин, гидравлический разрыв пласта. Каждый из перечислен-
ных методов имеет свои преимущества и недостатки.
При проведении гидравлических ударов и торпедировании
скважин с помощью химических взрывчатых веществ величина
трещин во многом зависит от типа коллекторов и, как правило, не
является значительной. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
лишен этого недостатка. В то же время большим недостат-
ком ГРП является отсутствие действенных способов контроля
и управления за созданием трещин и их направленности. В неод-
нородных пластах трещины возникают в наиболее проницаемой
части пласта. Ориентация трещины определяется сложно-
напряженным состоянием пород и направлением их естественной
трещиноватости и часто не может быть предсказана. Непредска-
зуемость трещинообразования может привести к преждевремен-
ному прорыву вод за счет выхода трещины в зону ВНК или по-
дошвенных вод. Работниками ВНИМИ, ВНИИОкеанология, ОАО
«Удмуртнефть» (патент № 1167925, 18.04.83) создан и внедрен в
промышленных масштабах метод щелевой разгрузки продуктив-
ного пласта, заключающийся в создании двух вертикальных,
диаметрально противоположных щелей в продуктивном пласте
466
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
скважины. Метод обеспечивает надежную гидродинамическую
связь с пластом, снижение напряжений и увеличение проницае-
мости пород в призабойной зоне, увеличение площади фильтра-
ции, высокое совершенство вскрытия пласта, увеличение дебитов
скважин и, в конечном счете, повышение конечного нефтеизвле-
чения.
Метод может использоваться в сочетании с кислотными
и другими обработками ПЗП в добывающих и нагнетательных
скважинах. Он может быть использован для выравнивания про-
филя приемистости скважин. Эффективность метода щелевой
разгрузки пласта зависит от правильного выбора объекта обра-
ботки.
Выбор объекта проводится на основании детального изуче-
ния промыслово-геофизических материалов как непосредственно
по скважине, так и по месторождению в целом.
Для получения устойчивого во времени эффекта от щелевой
разгрузки пласта необходимо выбирать интервалы, не заклю-
чающие в себе пластичных прослоев. Наличие в кровле и подош-
ве выбранного интервала каверн, превышающих диаметр долота
в 2-2,5 раза, на расстоянии до 6-15 м вызывает эффект переме-
щения кольцевой зоны концентрации напряжений от скважины
в глубь массива и при ограниченной глубине щелей препятствует
снижению напряжений и повышению проницаемости пород
в ПЗП.
Целесообразно проводить щелевую разгрузку при неболь-
шой по размерам (1-2 м) зоне кальматации, особенно при значи-
тельном снижении проницаемости пород в этой зоне. Тогда даже
полная потеря гидравлической связи скважины с пластом не пре-
пятствует успешному использованию метода щелевой разгрузки.
Наиболее благоприятными для использования метода являются
терригенные поровые коллекторы с низкой проницаемостью
и высокой глинистостью. Следует отметить, что вскрытие и ос-
воение таких коллекторов традиционными методами часто весь-
ма затруднительно. Другая группа коллекторов, благоприятных
для щелевой разгрузки - порово-трещинные и трещинные кол-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 467
лекторы, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно
ориентированными трещинами; проницаемость трещинных кол-
лекторов в значительно большей степени зависит от напряжений,
чем проницаемость поровых коллекторов.
В трещинных коллекторах размеры ПЗ обычно значительно
больше, чем в поровых, поэтому проведение щелевой разгрузки
пласта целесообразно комбинировать с последующей кислотной
обработкой для увеличения глубины воздействия на пласт.
Предварительное проведение щелевой разгрузки позволит
снизить давление, необходимое для закачки реагентов в пласт
при кислотной обработке. При выборе объекта для щелевой раз-
грузки необходимо учитывать наличие зумпфа (30-40 м). Созда-
ние вертикальных щелей, так же как и точечная гидропескост-
руйная перфорация, характеризуется минимальным нарушением
герметичности цементного кольца выше и ниже интервала
вскрытия пласта, что позволяет рекомендовать метод щелевой
разгрузки при малом расстоянии между интервалом вскрытия
и водо-нефтяным контактом.
8. Оборудование, применяемое при щелевой разгрузке
пласта
Основное наземное оборудование, применяемое для щеле-
вого вскрытия пласта, включает блок манифольдов 1БМ-700,
насосные агрегаты 4АН-700, ЦА-320, пескосмеситель УПС-50.
Обвязка наземного оборудования осуществляется по схеме
(рис. 127) трубами манифольда высокого давления с помощью
шарнирных колонн быстроразъемных соединений.
Щелевая гидропескоструйная перфорация проводится в сле-
дующей последовательности:
1. Исследование скважины и составление плана работ.
2. Подготовка скважины: промывка забоя и шаблонирование
эксплуатационной колонны.
3. Опрессовка двигателя гидропескоструйной перфорации
(ГПП) и определение скорости перемещения штока при рас-
четном рабочем переходе давления на насадках.
468
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 127. Схема обвязки устьевого и скважинного оборудования
при щелевой пескоструйной перфорации: 1 - насосные агрегаты
4АН-700; 2 - блок манифольдов БМ-700; 3 - пескосмеситель УСП; 4 - це-
ментировочный агрегат ЦА-320; 5 - емкость; 6 - шламоулавливатель
(фильтр); 7 - сальниковая головка; 8 - НКТ; 9 - гидравлический якорь;
10 - глубинный двигатель; 11 - перфоратор; 12 - пласт
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 469
4. Спуск перфоратора в скважину, опрессовка и привязка пер-
форатора к верхней точке нижнего из запланированных ин-
тервалов по РК. Спускаемая компановка: перфоратор, дви-
гатель, опрессовочный клапан, свинцовый клапан, репер.
5. Скважина оборудуется устьевым сальником.
6. Производится обвязка и опрессовка поверхностного обору-
дования.
После проведения указанных работ проводят прямую про-
мывку через перфоратор агрегатом 4АН-700. При установившем-
ся стабильном режиме работы насосного агрегата в рабочую
жидкость вводят песок.
Регулировкой ввода песка пескосмесителем добиваются
концентрации 70-100 г/л.
С учетом гидравлических потерь в системе на устье скважи-
ны поддерживается давление на 5-7 МПа выше расчетного.
По мере износа насадок и падения давления подключается в ра-
боту второй агрегат 4АН-700. Песчаножидкостная смесь забира-
ется агрегатами 4АН-700 и подается через блок манифоль-
да 1БМ-700 и фильтры в скважину. Из скважины песчано-
жидкостная смесь проходит через фильтры на УСП-50. По мере
поглощения жидкости пластом агрегатом ЦА-320 из амбара или
емкости добавляют ее в бункер УСП-50. После окончания цикла
щелевого вскрытия первого интервала переходят к следующему
интервалу, для чего производят завод перфоратора в исходное
положение обратной промывкой ЦА-320 и установку перфорато-
ра в верхней точке второго интервала. Давление при обратной про-
мывке составляет 5-7 МПа, время выдержки давления 3-4 мин. За-
тем производят переключение на прямую циркуляцию от 4АН-700.
После окончания щелевого вскрытия пласта в последнем запла-
нированном интервале или выработке ресурса насадок перфора-
тора, выражающейся в увеличении на 30-50% производительно-
сти агрегатов, необходимой для поддержания заданного давления
на устье скважины, производят промывку агрегатом ЦА-320 до
полного прекращения выноса песка.
Если щелевое вскрытие не закончено, то после подъема
и смены насадок перфоратора продолжают работы в указанной
470 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
выше последовательности. После окончания операции по вскры-
тию и подъему перфоратора производят спуск пера для вымыва
песка. Увеличение продуктивности пласта после щелевого
вскрытия не исключает применения других методов воздействия.
После щелевой резки можно проводить соляно-кислотную обра-
ботку, обработку оксидатом и т.д. Оценка эффективности произ-
Рис. 128. Устройство дви-
гателя перфоратора
водится сопоставлением результа-
тов исследования скважины до и
после проведения операции.
Для вертикального перемеще-
ния гидропескоструйного перфора-
тора в скважине используются за-
бойные двигатели ДП, ГДП. В на-
стоящее время применяется забой-
ный двигатель перфоратора ДПм,
предназначенный для непрерывного
перемещения с заданной скоростью
гидропескоструйного перфоратора
в вертикальном направлении при
создании щелей в ПЗП. Направле-
ние перемещения сверху вниз. Усо-
вершенствованная конструкция дви-
гателя показана на рис. 128.
Двигатель перфоратора (рис.
128) представляет собой гидравли-
ческий поршневой привод, работа
которого основана на использова-
нии давления рабочей жидкости.
Двигатель перфоратора состоит из
герметичного цилиндра 1, внутри
которого перемещается поршень 2,
снабженный двумя полыми штока-
ми 3 и 4. Цилиндр верхней частью
крепится к колонне НКТ 5 патруб-
ком 6. Верхний и нижний шток про-
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 471
ходит через сальниковые уплотнения 7, которые обеспечивают
герметичность цилиндра. Поршень 2 снабжен дозирующим уст-
ройством, представляющим собой калиброванный канал 8. Уп-
лотнение поршня 9 играет роль обратного клапана и при движе-
нии поршня вверх свободно пропускает масло в нижнюю по-
лость цилиндра. На нижнем штоке 4 крепится перфоратор 10.
Перфоратор имеет две диаметрально расположенные насадки И,
верхнее и нижнее седло шарикового клапана 12. Работает двига-
тель следующим образом. При создании перепада давления на
насадках давление рабочей жидкости через шток и поршень сжи-
мает масло под поршнем, которое перетекает по каналу 8 из ниж-
ней части цилиндра в верхнюю. При этом поршень вместе
с перфоратором двигается вниз с заданной скоростью. Возврат
поршня осуществляется обратной промывкой. При этом шарико-
вый клапан перфоратора садится в верхнее седло, перекрывая ка-
нал. При повышении давления в затрубном пространстве перфо-
ратор перемещается вверх, а масло из верхней полости перетека-
ет в нижнюю.
На стадии промышленных испытаний метода щелевой
разгрузки, проведенных на скважинах «Удмуртнефти», была
существенно изменена конструкция двигателя и перфоратора.
За счет этого глубина щелевых каналов увеличилась в 1,5-2
раза. Наиболее эффективной формой, обеспечивающей сни-
жение гидравлических сопротивлений в перфорационных от-
верстиях, способствующих увеличению глубины проникнове-
ния абразивной жидкости в пласт, являются вертикальные
щели. При расчете ширины щели учитываются не только тре-
бования по снижению сопротивления гидравлической струи,
но и необходимая ее величина для разгрузки горных пород.
С учетом этого требования ширина щели определяется по вы-
ражению:
J = l,6^a, (115),
472 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
где р - плотность горных пород; Н - глубина залегания продук-
тивного пласта скважины; Е - модуль упругости горных пород;
а = 'll - d; I - глубина щели; d - диаметр скважины.
Вычисленная по данной формуле ширина щели составляет
15 мм. При этом не происходит полного смыкания щели после
разгрузки горных пород. Увеличение ширины щели не увеличи-
вает эффективность щелевой разгрузки пласта.
Расчет технологических параметров. Технология прове-
дения вертикальных щелей в ПЗП аналогична технологии, при-
меняемой при точечной гидропескоструйной перфорации. Ком-
поновка, состоящая из пескоструйного перфоратора с центрато-
ром и забойного двигателя перфоратора, спускается в скважину на
насосно-компрессорных трубах. Допустимое устьевое давление
определяется из соотношения:
Р = Рс!Р (П6)
у kf7
где Рстр - страгивающая нагрузка резьбовых соединений; Н -
глубина подвески перфоратора; qx - вес трубы с муфтами в жид-
кости; К - коэффициент безопасности; FT - площадь проходного
сечения труб.
Концентрация песка выбирается в пределах 50-100 г/л. Пе-
репад давления на насадках для эффективного разрушения об-
садной колонны, цементного камня и породы должен составлять
10-15 МПа (для насадок диаметром 6 мм) и 15-20 МПа (для на-
садок диаметром 4,5 мм). Учитывая износ насадок в процессе ра-
боты, рекомендуется перепад давления 20 и 25 МПа для насадок
6 и 4,5 мм соответственно. По выбранной весовой концентрации
песка рассчитывается его объемная концентрация С и удельный
вес песчаножидкостной смеси /см:
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 473
(И8)
где Со - весовая концентрация песка в рабочей смеси; /п -
удельный вес песка;
Гем =С(7п -/ж)+Гк>
где /ж - удельный вес рабочей жидкости.
Затем рассчитывается расход песчано-жидкостной смеси
через насадки:
Q=>
где п - число насадок; (р = 0,82 - коэффициент скорости (для на-
садок равный коэффициенту расхода ip = 0,82); /н - площадь се-
чения отверстия насадок; ДР - перепад давления на насадках; g -
ускорение свободного падения.
Расчет рабочего давления на устье скважины производится
по формуле:
(119)
Руег = Р + Рт + Рп+Рф + Р0,
где Р - перепад давления на насадках; Рт - потери давления
в НКТ и затрубном пространстве; Рп - потери давления в перфо-
рированной полости; /ф - потери давления на фильтрах; Ро - по-
тери давления в обвязке оборудования.
Полученное по формуле (119) рабочее давление нагнетания
не должно превышать допустимого устьевого давления, рассчи-
танного по формуле (116). Число рабочих агрегатов рассчитыва-
ется по формуле
N _ Qp6&
р тЛ ’
где Q - расход песчано-жидкостной смеси; Руст - рабочее давле-
ние на устье; Т) = 0,7-0,9 - коэффициент технического состояния
насосных агрегатов; qa - производительность насосного агрегата;
Ра - давление насосного агрегата.
(120)
474 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рассчитанное по формуле (120) число рабочих насосных
агрегатов округляется до целого числа в большую сторону.
Число резервных агрегатов принимается, исходя из техническо-
го состояния, в количестве 50-100% от числа рабочих агрега-
тов.
К подземному оборудованию относят гидропескоструйный
перфоратор, двигатель перфоратора и колонну НКТ. При прове-
дении щелевой разгрузки применяются гидропескоструйные (аб-
разивные) перфораторы АП-бм; ПЗК; БГПМД. При создании
одиночных щелей применяется перфоратор АП-бм, в котором ус-
танавливают четыре насадки, причем одна пара насадок распо-
ложена диаметрально противоположно другой. Расстояние между
насадками в паре 10 сантиметров, что обеспечивает наиболее вы-
сокий к.п.д. щелевой перфорации.
Для вертикального перемещения гидропескоструйного пер-
форатора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДП
или гидроподъемные конструкции ВПИГНИ.
В качестве абразивного материала при создании щелей
в ПЗП используется кварцевый песок с размерами зерен 0,2-1 мм
и содержанием кварца не менее 50%. При выборе жидкости-
песконосителя учитываются физико-химические свойства пласта
и насыщающих его флюидов, а также технологические парамет-
ры процессов. Жидкость должна удовлетворять следующим ос-
новным требованиям: абразивная жидкость не должна ухудшать
коллекторских свойств пласта; проведение операции не должно
вызывать выброс нефти и газа (открытое фонтанирование); жид-
кость не должна быть дефицитной и дорогой. Состав жидкости-
песконосителя для конкретных условий подбирают в лаборато-
рии. При щелевой разгрузке пласта в терригенных коллекторах
в качестве рабочей жидкости используют дегазированную нефть,
водные растворы хлористого натрия, хлористого кальция и хло-
ристого магния с добавлением 0,3-0,5 % поверхностно-активных
веществ (сульфанол, дисольван) и 3,5-5% карбоксиметил-целлю-
лозы (КМЦ).
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 475
При проведении щелевой разгрузки в карбонатных коллек-
торах рабочую жидкость готовят на пластовой воде. Данный ме-
тод был осуществлен на 49 добывающих и нагнетательных сква-
жинах различных месторождений в Удмуртии. Удельный эф-
фект на одну обработку по добывающим скважинам составил
1365 тонн, по нагнетательным - в пересчете на нефть - 706 тонн,
средний по всем скважинам - 1002 тонны. Срок продолжитель-
ности эффекта превышает 4 года. Средний дебит скважин по
нефти увеличивается в 3-5 раз.
9. Вибрационные и акустические методы воздействия
на нефтяные и газовые пласты
Идея использования колебаний для повышения нефтеизвле-
чения впервые была выдвинута М.Л. Сургучевым, О.Л. Кузнецо-
вым и Э.М. Симкиным.
Работы по вибрационным и акустическим методам воздей-
ствия на нефтяные и газовые пласты были начаты еще в 1962 го-
ду нашими учеными О.Л. Кузнецовым и Э.М. Симкиным в ин-
ституте нефти АН СССР, а с 1993 года вместе с ними и
Д. Чилингером из Южно-Калифорнийского университета
(США). Они были пионерами в обосновании, проведении экспе-
риментальных лабораторных и промысловых исследований, соз-
дании новых технологий вибрационного и акустического методов
воздействия на нефтяные и газовые пласты.
Как уже отмечалось, проницаемость призабойной зоны
пласта постоянно изменяется в худшую сторону. Ухудшение
проницаемости начинается в процессе бурения из-за фильтра-
ции глинистого раствора в пласт и образования глинистой кор-
ки толщиной 2-3 мм, а также за счет более глубокого проник-
новения глинистого раствора при нарушениях технологических
процессов бурения (при высоких скоростях спуска бурового
инструмента может произойти гидроразрыв пласта с образова-
нием трещин и поступлением в них глинистого раствора, с по-
476 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
следующим его замещением в пласте при выравнивании давле-
ния).
Фильтраты буровых растворов могут проникать в продук-
тивные пласты на большие расстояния (0,1-3 м). Ухудшение
проницаемости призабойной зоны пласта происходит в процессе
спуска эксплуатационной колонны, ее цементации, перфорации
и освоения скважин.
Дальнейшее ухудшение проницаемости призабойной зоны
происходит и в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетатель-
ных скважин по многим причинам.
Снижение проницаемости призабойной зоны в нефтяных
и нагнетательных скважинах приводит к значительному сни-
жению дебитов нефти и приемистости нагнетательных сква-
жин, а иногда к их полной остановке, что в конечном итоге в
значительной степени влияет на конечное нефтеизвлечение и
экономические показатели разработки нефтяных месторож-
дений. Для улучшения или восстановления проницаемости
призабойной зоны пласта и повышения нефтеизвлечения в
настоящее время применяются различные методы и техноло-
гии.
Среди их множества в последние годы все более находят
применение вибрационные и акустические технологии. В основе
этих технологий лежат колебательные процессы. Физические ос-
новы применения колебаний для воздействия на нефтяные пла-
сты были созданы в начале 80-х годов.
Созданы различные варианты базовых технологий и техни-
ческих решений для реализации их в промысловых условиях.
Вибрационные и акустические методы могут быть использованы
для решения следующих задач:
- повышение продуктивности нефтяных и нагнетательных
скважин, в которых применение традиционных методов
оказывалось технически невозможным или малоэффектив-
ным;
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 477
- увеличение нефтеизвлечения из обводненных малопродук-
тивных пластов.
Вибрационные и акустические технологии повышения
продуктивности скважин просты в использовании и не дороги
по затратам. В основе этих технологий лежат различные спосо-
бы передачи энергии от скважинных источников колебаний в
продуктивный пласт по скважинной жидкости. Колебания в
жидкости быстро затухают на расстоянии до 1 м от стенок
скважины. Но этих колебаний вполне достаточно для эффек-
тивной очистки призабойной зоны скважины от грязи и кальма-
тирующих веществ. Одновременно под действием колебаний
устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти
и воды, инициируется фильтрация флюидов в низкопроницае-
мых зонах, повышается охват пласта по толщине и по прости-
ранию. Эффективный охват продуктивного пласта по площади
вокруг инициирующей скважины (источника колебаний) может
достигать 12 км2. Число скважин, одновременно охваченных
воздействием колебаний, достигает 25-50 в зависимости от ве-
личины сетки скважин. В промысловых условиях наибольшее
применение получил вибросейсмический метод, суть которого
заключается в циклическом площадном воздействии на пласт
низкочастотными колебаниями в диапазоне частот, соответст-
вующих резонансу пласта. Годовая добыча нефти по опытным
участкам в результате вибросейсмического воздействия увели-
чилась в среднем на 60%. Продолжительность эффекта - от 6 до
18 месяцев. Увеличение охвата пласта по толщине - на 30-35%.
Эффективность вибровоздействия заключалась не только в уве-
личении добычи нефти, но и снижении обводненности в добы-
вающих скважинах на 20-35%. Разработана и применяется тех-
нология акустического воздействия. Для вибрационных и аку-
стических технологий применяются следующие методы воздей-
ствия:
- пороховые и термогазохимические генераторы давления;
- электрогидравлические источники колебаний;
478
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- волновые струйные генераторы депрессий давления;
- скважинные гидровибраторы;
- гидро- и электроакустические источники колебаний.
В середине 90-х годов впервые была разработана аппара-
тура АВ (акустического воздействия) нового поколения с ис-
пользованием научно-технического потенциала оборонной
гидроакустики. Применение гидроакустических технологий
позволило повысить акустическую мощность с 150-200 Вт до
1,5-3,0 кВт.
В настоящее время разработаны и применяются ряд сис-
тем акустического воздействия на нефтяные скважины нового
поколения. К ним относятся излучатели АИ-1, АИ-2, АИ-3
(табл. 18) и генераторные устройства ГУ-03, ГУ-04, ГУ-05
и ГУ-06 (табл. 19). Это приборы большой мощности 1,5-
3,0 кВт с частотой 15-45 кГц.
Таблица 18. Основные технические характеристики акустических
излучателей скважинных приборов
АИ-1 АИ-2 АИ-3 АИ-ЗМ АИ-4
Конструкция ак- тивной части Цилиндр Стержень Стержень Цилиндр Цилиндр
Диаметр, мм 107 40 57 57 96
Длина, мм 1600 2000 2010 2100 1800
Длина акустиче- ской части, мм 560 900 900 860 560
Рабочие частоты, кГц 13-18 11-15 13-15 20-24 9-11
КПД электроаку- стического пре- образователя, % 70 35 40 70 70
Акустическая мощность, кВт 3,0 0,8 1,5 2,5 3,0
Удельная акусти- ческая мощность, Вт/см2 2,0 2,8 3,6 2,0 2,0
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 479
Таблица 19. Основные технические характеристики наземных ге-
нераторных устройств
ГУ-03 ГУ-04 ГУ-05 ГУ-06
Суммарный объем, дм3 80 90 160 100
Масса, кг 50 65 110 80
Напряжение электропитания 380В 50 Гц 380В 50 Гц 380В 50 Гц 380В 50 Гц
Максимальная выходная мощ- ность, А 10 15 30 15
Максимальная выходная мощность, кВт 6 8 15 8
Технологическая скважина 3 2 2 1
Диапазон рабочих частот, кГц 10-30 8-26 8-26 10-60
Выходное напряжение, В 500-700 500-1000 600-1200 600-1800
Данное оборудование позволяет:
- реализовать в скважинных условиях акустические мощ-
ности в интервале 2-3,6 Вт/см2;
- значительно увеличить концентрацию акустической
мощности в пласт за счет оптимизации диаграммы на-
правленности;
- обеспечить оптимальное управление режимами обработ-
ки за счет наличия обратной связи в системе скважин-
ный прибор - наземная аппаратура.
Условия применения и эксплуатации указанного обору-
дования для акустического воздействия на нефтяных скважи-
нах следующие:
- максимальная глубина погружения излучателей в сква-
жину - 5000 м;
- максимальное рабочее давление в скважине - 900 атм;
- максимальная рабочая температура - 150° С;
- температура окружающего воздуха на поверхности -
от-50° С до +50° С;
480 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- время одной обработки скважины - от 2 до 20 часов
в зависимости от состояния и характеристик скважин.
Акустический метод воздействия был испытан в промыш-
ленных масштабах на многих месторождениях Западной Сибири,
Татарии, Удмуртии и других нефтяных районов, где получены
высокие технологические и экономические результаты.
Глава XVI
Воздействие на нефтяной пласт теплом
Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом
с целью более эффективной выработки запасов нефти возникла
давно. В 20-30-е годы прошлого столетия выдающиеся ученые
отечественной нефтяной геологии И.М. Губкин, А.Д. Архангель-
ский и Д.В. Голубятников предсказывали большую роль тепло-
вых методов при разработке месторождений высоковязких неф-
тей. Основоположниками фундаментальных теоретических и экс-
периментальных исследований термогидродинамических процессов
в нефтяных пластах в нашей стране были А.Б. Шейман,
И.А. Чарный, Л.И. Рубинштейн и другие. Большой вклад в развитие
тепловых методов добычи высоковязких нефтей внесли ученые
Г.Е. Малофеев, Ю.В. Желтов, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман,
Н.Л. Раковский, К.А. Оганов, Н.К. Байбаков, AJ*. Гарушев,
А.Х. Мирзаджанзаде, ЯА.. Мустаев, И.М. Аметов и другие.
Практика освоения месторождений высоковязкой нефти как
у нас в стране, так и за рубежом показала, что наиболее эффек-
тивными способами теплового воздействия на пласты с высоко-
вязкой нефтью являются паротепловая обработка призабойной
зоны добывающих скважин (ПТОС), нагнетание пара в пласт, пе-
регретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ)
и внутрипластовое горение (ВГ). Тепловые (термические) методы
постоянно совершенствуются. В настоящее время существуют
несколько способов, но наибольшее развитие получили способы
нагнетания теплоносителя в пласт.
Воздействие на пласт теплоносителем приводит к проявле-
нию целого ряда факторов, способствующих увеличению нефте-
извлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой неф-
ти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение
поверхностного натяжения и другое.
482 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Термический метод - это метод интенсификации добычи
нефти, при котором проявляются гидродинамическое воздейст-
вие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт,
и термодинамическое, когда возникают сложные условия влия-
ния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но
и температура. Известно, что нефтеизвлечение зависит от соот-
ношения вязкостей нефти и воды:
Многие авторы на основе анализа зависимости вязкостной харак-
теристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение
температуры приводит к существенному увеличению коэффици-
ента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее
технологически эффективной может быть при использовании те-
пловых методов.
Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт
в значительной степени зависит от правильности выбора рабоче-
го агента, способствующего более высокой степени нефтеизвле-
чения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта
воздействия. На основе анализа результатов исследования по вы-
теснению нефти паром и горячей водой следует, что без глубоко-
го изучения нефтяного месторождения и существующего уровня
развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей
воде. Все зависит от геологического строения месторождения,
физико-химических свойств нефти и конкретных условий с уче-
том экономических показателей и перспектив разработки место-
рождения. Насыщенный водяной пар по сравнению с горячей во-
дой имеет большую энтальпию, то есть большее теплосодержа-
ние, и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов
количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме того,
при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется ме-
ханизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приво-
дит к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Однако толь-
ко на этом основании однозначного вывода о преимуществе пара
над горячей водой делать нельзя. В некоторых случаях нагнета-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
483
ние горячей воды может оказаться предпочтительней нагнетания
пара. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом
физико-химических свойств нефти и геолого-физических свойств
породы коллектора. Если при добыче легкой нефти большое зна-
чение имеет термическое расширение, то есть величина вязко-
сти /z0 при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой
нефти наоборот - величина резко падает с ростом температу-
ры, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффек-
тивность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой
диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение ве-
личины вязкости нефти //0 и другое. При воздействии на пласт
горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная
эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды
эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устой-
чивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды,
что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти,
в которых содержится большое количество парафино-асфальтено-
смолистых веществ, как правило, относятся к неньютоновским
системам. Фильтрация их в пористой среде затруднена из-за нали-
чия начального градиента давления, что является одной из причин
низкого нефтеизвлечения из таких залежей. Исследованиями ус-
тановлено, что повышение температуры нефти сопровождается
значительным уменьшением градиента динамического давления
сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования
свойств аномальных нефтей при различных температурах показа-
ли, что наибольшие изменения реологических параметров нефти
наблюдаются при температурах до 50° С, дальнейшее же увели-
чение же температуры более 50° С сопровождается незначитель-
ными изменениями вязкости нефти.
При выборе теплоносителей следует руководствоваться
и экономическими соображениями. Так, к воде, используемой
для выработки пара в парогенераторах, предъявляются более вы-
сокие требования, чем к воде, используемой в обычных водо-
грейных установках. Например, при выработке пара со степенью
сухости пара Х=0,7 концентрация остающихся в воде солей
484
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
увеличивается в 3,5 раза, при X =0,8 - возрастает в 5 раз, при
X =0,9 - в10 раз. Таким образом, затраты на подготовку воды
для парогенератора будут значительно выше, чем для водогрей-
ных установок, так как использование солесодержащей воды в
них невозможно из-за конструктивных особенностей.
Таким образом, в зависимости от конкретных условий гео-
логического строения залежи, физико-химических свойств нефти,
экономических результатов применение горячей воды в качестве
теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теп-
лоносителей. Г.Е. Малофеев установил, что тепловой эффект от
нагнетания горячей воды тем больший, чем больше толщина пла-
ста и выше скорость фильтрации, то есть, с точки зрения эффек-
тивности использования вводимого в пласт тепла, наиболее
предпочтительными являются пласты толщиной более шести
метров. При меньшей толщине длительное воздействие на пласт
теплом неэффективно вследствие высоких теплопотерь через
кровлю и подошву пласта.
Установлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоно-
сителя эффективность прогрева однородного пласта увеличива-
ется. В слоисто-неоднородном пласте эффективность прогрева
определяется потерями тепла в окружающие пласт породы и по-
терями тепла с добываемой жидкостью. При низком темпе ввода
теплоносителя возможны значительные потери тепла в окру-
жающие породы, при высоких темпах увеличиваются потери
с добываемой жидкостью, поэтому изменения коэффициента вы-
теснения в зависимости от скорости нагнетания теплоносителя
может быть различным и в зависимости от конкретных условий.
По результатам исследования влияния температуры на капилляр-
ную пропитку сделан вывод, что пропитка увеличивается с воз-
растанием температуры, но мало зависит от темпа нагнетания.
В любом случае пропитка эффективнее при малых скоростях пе-
ремещения фронта вытеснения.
В России и за рубежом накоплен немалый практический
опыт по применению теплоносителей с целью повышения конеч-
ного нефтеизвлечения. Нагнетание пара и горячей воды в опыт-
но-промышленных и промышленных масштабах применяется
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
485
на нефтяных месторождениях о. Сахалин, в Казахстане, Коми,
Удмуртии, Краснодарском крае и так далее.
Обширные исследования и промышленное внедрение теп-
ловых методов проводились за рубежом. В бывшем СССР опыт-
но-промышленное испытание и промышленное внедрение тепло-
вых методов повышения нефтеизвлечения осуществлялось на
49 объектах. Крупномасштабные работы проводились на место-
рождениях Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Усинское (Коми)
и Гремихинское (Удмуртия). Известно, что залежь - это нефтена-
сыщенный пласт или гидродинамически единая система нефтена-
сыщенных пластов. При классификации залежей по характери-
стикам пластовых нефтей особая роль отводится одному из фи-
зических параметров ее свойств - динамической вязкости. Дина-
мическая вязкость пластовой нефти является одним из главных
определяющих факторов активности ее фильтрации по порам
и трещинам нефтенасыщенного коллектора в процессе разработ-
ки залежи. От величины вязкости пластовой нефти зависят деби-
ты нефти в добывающих скважинах и показатели конечного неф-
теизвлечения. В настоящее время условно залежи нефти в зави-
симости от их динамической вязкости подразделяют на:
- залежи маловязких нефтей, когда величина вязкости не пре-
вышает 10 мПа-c в пластовых условиях;
- залежи с повышенной вязкостью нефти - от 10 до 30 мПа-с;
- залежи вязких нефтей - 30-50 мПа-с;
- залежи высоковязких нефтей - более 50 мПа-с.
Тепловые методы разработки нефтяных месторождений де-
лятся на два различных вида. Первый, наиболее широко приме-
няемый в России и за рубежом, основан на нагнетании (с поверх-
ности) теплоносителей в нефтяные пласты, и второй, основанный
на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем ини-
циирования горения коксовых остатков в призабойной зоне на-
гнетательных скважин (с применением забойных нагревательных
устройств) с последующим перемещением фронта горения путем
нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное
горение). Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты
имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая
486 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочка-
ми. Такая разновидность получила в зависимости от вида ис-
пользуемого теплоносителя наименование паротеплового воз-
действия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ).
Вторая - на паротепловой обработке призабойной зоны пласта
добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве тепло-
носителя используется насыщенный водяной пар. В качестве те-
плоносителя для теплового воздействия на нефтяной пласт
обычно используется насыщенный водяной пар или горячая вода
с высокими температурными параметрами. Эти агенты обладают
высокими параметрами по теплосодержанию, они экологически
чистые, технически и технологически хорошо освоены промыш-
ленностью. Пар при условиях, близких к стандартным (нормаль-
ным), обладает значительно большим теплосодержанием (эн-
тальпией), чем горячая вода. Однако с повышением давления,
то есть при режимах нагнетания теплоносителя на залежах неф-
ти, различие теплосодержания между паром и водой той же тем-
пературы значительно сокращается. Оценивать преимущество
пара или воды как агента воздействия на пласт только по их те-
плосодержанию, как делают некоторые авторы, ошибочно и не-
допустимо. При выборе теплоносителя как агента воздействия на
нефтяной пласт необходимо исходить из учета особенностей тех-
нической вооруженности (типа парогенераторов, наличия термо-
изолированных насосно-компрессорных труб, теплоизолирующих
материалов для изоляции поверхностных трубопроводов), геолого-
физической характеристики и свойств пластовой нефти объекта
разработки и применяемой технологии нагнетания теплоносителя.
Важнейшая особенность теплового метода заключается в передаче
тепловой энергии в нефтяной пласт с постепенным повышением
его температуры.
Передача тепловой энергии осуществляется через систему
паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя. Для
приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется
значительный расход топлива для теплогенерирующих устано-
вок. В качестве топлива используется природный или попутный
нефтяной газ, тяжелые фракции перегонки нефти или нефть.
В применяемых отечественных парогенераторных установках ти-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
487
па УПГ 9/120 и УПГ 60/160 для приготовления теплоносителя
с температурой 260° С, при суточной номинальной производи-
тельности УШ 9/120 - 212 т теплоносителя и УПГ 60/160 - 1440 т
потребное количество природного газа составит, соответственно,
8,4 и 55,7 тыс. м3 или мазута 7,3 и 48,8 т. Из этого следует, что
теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнитель-
но высокую стоимость, а поэтому его расход при разработке за-
лежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии
с достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной
из важных задач при тепловых методах является снижение объе-
мов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получения
при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических
показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд
нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины форми-
руется динамическая (постепенно расширяющаяся) тепловая зо-
на. При этом в связи с существующими систематическими поте-
рями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружаю-
щую его среду (через кровлю и подошву продуктивного пласта)
процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть форми-
руются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холод-
ного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теп-
лового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает
от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при
проектировании систем разработки залежей учитывать динамику
расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, опреде-
лять формы сеток скважин и расстояния между скважинами.
Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую нагне-
тательную скважину определяются расчетным путем, исходя из
необходимости прогрева продуктивного пласта от нагнетатель-
ной скважины до окружающих добывающих скважин.
1. Паротепловое воздействие на пласт (ПТВ)
и воздействие горячей водой (ВГВ)
Применяемый традиционный способ паротеплового воздейст-
вия на нефтяной пласт заключается в закачке расчетного объема
теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепло-
488 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
вой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторо-
ну добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой.
Увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при
нагнетании в него теплоносителя происходит за счет изменения
свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в результате повы-
шения температуры. С увеличением температуры вязкость нефти,
ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость
паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение.
В качестве рабочего агента применяется водяной пар или горячая
вода, которые обладают высокой удельной теплоемкостью
и хорошими нефтевытесняющими способностями.
В процессе закачки пара нефтяной пласт нагревается в пер-
вую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразо-
вания. При этом пар, поступая в поровое пространство, конден-
сируется. Нагрев пласта в дальнейшем осуществляется уже за
счет использования теплоты горячего конденсата, вследствие че-
го конденсат охлаждается до начальной температуры пласта. При
вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения уг-
леводородов за счет снижения их парциального давления.
Снижение парциального давления связано с наличием в зоне
испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие
компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где
они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, об-
разуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополни-
тельное увеличение нефтеизвлечения. При температуре 375° С
и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться)
до 10% нефти плотностью 934 кг/м3. При паротепловом воздей-
ствии в пласте образуются три зоны:
1) зона вытеснения нефти паром;
2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытес-
нения нефти водой в неизотермических условиях;
3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит
вытеснение нефти водой пластовой температуры.
Все эти зоны испытывают взаимное влияние. Повышение
нефтеизвлечения из продуктивного пласта при закачке пара дос-
тигается за счет снижения вязкости нефти, в результате чего
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
489
улучшается охват пласта воздействием; за счет расширения нефти,
перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что по-
вышает коэффициент вытеснения. Вязкость нефти значительно
снижается с увеличением температуры, особенно в интервале
30-80° С. Сравнительно высокая скорость снижения вязкости
нефти наблюдается при начальном увеличении температуры
(выше пластовой). С повышением температуры вязкость нефти
уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также
положительно влияет на повышение нефтеизвлечения. Сниже-
ние вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению ко-
эффициента подвижности нефти, что существенно влияет на ко-
эффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине
пласта, так и по площади.
На рис. 129 приведены кривые зависимости объемного ко-
эффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры
для тяжелой и легкой нефти.
Как видно, коэффициент охвата увеличивается интенсивнее
для тяжелой нефти.
Температура, °C
Рис. 129. Зависимость остаточной нефтенасыщенности (а) и объ-
емного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом (б) от
температуры пластового флюида (проницаемость пласта 1 мкм2,
начальная водонасьпценность 25%, водонефтяной фактор бо-
лее 50): 1,2- нефть плотностью, соответственно, 876 и 986 кг/м3.
490
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В процессе закачки пара нефть в зависимости от ее состава
может расширяться, за счет чего появляется дополнительная
энергия для вытеснения пластовых жидкостей.
При вытеснении легко испаряющейся нефти высокотемпе-
ратурным паром более легкие фракции нефти переходят в паро-
вую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне
пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой
зоны вал растворителя или смешивающийся вал.
Увеличению нефтеизвлечения при паротепловом воздейст-
вии могут способствовать эффект газонапорного режима, изме-
нение относительных проницаемостей и их подвижностей и др.
По мере продвижения через пласт пар нагревает породу
и содержащуюся в ней нефть и вытесняет ее по направлению
к добывающим скважинам.
Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителя-
ми зависит от термодинамических условий пласта, свойств
пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии
и других факторов и может изменяться в широких пределах.
На механизм вытеснения нефти (жидкости) существенно влияют
поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повы-
шением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя
поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых
каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увели-
чивается. Лабораторными исследованиями установлено, что ка-
пиллярная пропитка образцов керна происходит как при низких,
так и при высоких температурах. В то же время с повышением
температуры капиллярная пропитка их происходит значительно
быстрее. При принятии решения об использовании паротеплово-
го воздействия необходимо учитывать, что нефтенасыщенная
толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Про-
цесс вытеснения нефти паром (в случае если толщина пласта ме-
нее 6 м) будет неэкономичным из-за значительных потерь тепло-
ты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не
должна превышать 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважи-
ны, которые достигают примерно 3% на каждые 100 м глубины
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
491
скважины, и больших технических трудностей по обеспечению
прочности колонны.
Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте
превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то
процесс паротеплового воздействия будет неэффективным и не-
экономичным. Проницаемость пласта не должна быть менее
0,1 мкм2.
Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют не-
сколько факторов. Влияние отдельных факторов на нефтеизвле-
чение при вытеснении нефти паром примерно принято считать
следующее:
- за счет снижения вязкости нефти;
- за счет эффекта термического расширения;
- за счет эффекта дистилляции;
- за счет газонапорного режима;
- за счет увеличения подвижности нефти.
В процессе закачки теплоносителя (ПТВ, ВГВ) в продук-
тивный пласт неизбежны большие потери теплоты, а также тем-
пературы теплоносителя при его закачке от устья до забоя
скважины. Одним из важнейших параметров является энталь-
пия (теплосодержание на единицу массы) теплоносителя, непо-
средственно поступающего в продуктивный нефтяной пласт. Для
определения энтальпии необходимо знать тепловые потери в на-
земных коммуникациях (от парогенераторов до устья паронагне-
тательной скважины), в стволе скважины, а также тепловые поте-
ри в продуктивном пласте. Учитывая, что точность определения
теплопотерь низкая, пользуются упрощенными (приближенны-
ми) расчетами. Пар или нагретая вода подается в скважины
по поверхностным теплоизолированным трубопроводам или
по трубопроводам, заглубленным в землю. При стационарном
режиме течения теплоносителя в трубопроводе процессы конвек-
тивного теплообмена (перенос тепла) на поверхности трубы
сравнительно быстро стабилизируются и устанавливаются ста-
ционарный тепловой и гидродинамический режимы течения
внутри трубопровода.
492 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В случае заглубления трубопровода в землю (без термоизо-
ляции) окружающая среда может практически неограниченно по-
глощать отдаваемую трубопроводом теплоту. Снижение темпе-
ратуры (охлаждение) горячей воды при закачке в пласт можно
рассчитать по упрощенной расчетной схеме А.Ю. Намиота:
T(Z,t) = Т0 + ^-(j3Z-T) + (T6 -То +^)ехр(-Дг), (121),
А7 А7
где T(z,t) - соответствующая температура на заданной глубине z
через t часов после начала закачки горячей воды, °C; То - приве-
денная к устью скважины температура нейтрального слоя зем-
ли, °C; Ту - температура закачиваемой горячей воды на устье
скважины, °C; Г - геотермический градиент, °С/м; z - глубина
от устья в м; /3 - показатель, характеризующий теплообмен с ок-
ружающей средой с размерностью м"1 и равный
qCmPm}a2Z{t}' 1 ’
2 d
где q - расход нагнетаемой воды, м3/ч; Cmpm - объемная теплоем-
кость воды, кДж/м3-°С; 2 - средний коэффициент теплопроводно-
сти среды, окружающей трубу, по которой закачивается горячая
вода, кДж/(м-час-°С); d - наружный диаметр трубы, по которой
осуществляется закачка горячей воды, м; Z(f) - радиус теплового
влияния, зависящий от времени закачки теплоносителя, м:
Z(0«2>/xF, (123)
где t - продолжительность закачки, ч; х - средний коэффициент
температуропроводности среды, окружающей трубу, по которой
производится закачка горячей воды, м2/ч.
Результаты расчетов по формуле (121) показаны на рис. 130.
Из рисунка 130 следует, что температура на забое при про-
греве вначале повышается и через некоторое время стабилизиру-
ется. Потери температуры на глубине 500 м составляют пример-
но 10° С, на глубине 1000 м - 17°С, а на 1500 м - 25° С.
Динамика прогрева продуктивного пласта показана на рис. 131.
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
493
Рис. 130. Изменение темпера-
туры на забое от длительности
закачки (Q = 600 м3/сут) горя-
чей воды с температурой на
устье 180° С на разных глубинах
(диаметр 168 мм): 1 - 500 м; 2 -
1000 м;3-1500 м
Рис. 131. Динамика прогрева
пласта: 1 - через 1 год; 2 - че-
рез 2 года; 3 - через 3 года; 4 -
через 8 лет
Принимается, что начальная пластовая температура 20° С,
температура на забое 170° С (постоянная), фильтрация горячей
воды по пласту происходит с постоянной скоростью 0,006 м/ч
при суточной закачке 720 м3/сут через нагнетательные скважины,
расположенные на 1000 м друг от друга. Толщина пласта 10 м.
Как видно из рис. 131, тепловой фронт при таких параметрах че-
рез год продвинется в глубь пласта на 80 м. Впереди этого фрон-
та температура пласта остается первоначальной, и вытеснение
нефти будет происходить при обычных условиях.
Технологически при ПТВ формируется так называемая те-
пловая оторочка вокруг каждой нагнетательной скважины, которая
затем перемещается посредством закачки холодной воды в эти же
нагнетательные скважины. Объем оторочки теплоносителя для ка-
ждого месторождения определяется расчетным путем с учетом
геологического строения залежи, типа коллектора, физико-
химических свойств нефти и так далее. Обычно ее принимают рав-
ной 0,6-0,8 объема пор пласта и затем закачивают два-три объема
порового пространства холодной воды. Коэффициент нефтеизвле-
494
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
чения с использованием термических методов на месторождениях
с высоковязкими нефтями составляет 0,25-0,27.
Паротепловое воздействие (ПТВ) и воздействие горячей во-
ды применяются на месторождениях глубиной 700-800 метров.
В среднем при ПТВ и ВГВ на извлечение одной тонны нефти
расходуется от 6,5 до 10 тонн теплоносителя. Себестоимость до-
бычи нефти при ПТВ и ВГВ в 2-3 раза выше, чем при заводне-
нии. Критерии эффективного использования методов нагнетания
теплоносителя в нефтяные пласты, содержащие высоковязкую
нефть, приведены в таблице 20.
Таблица 20. Геолого-физические критерии для эффективного ис-
пользования методов нагнетания теплоносителя в пласт
№п/п Наименование геолого-физи- ческих характеристик Количественные и качественные показатели
1 Динамическая вязкость пласто- вой нефти 30 мПа-c и более
2 Плотность пластовой нефти Характеристики нефтей высо- кой вязкости
3 Газонасыщенность пластовой нефти Без ограничения
4 Содержание смол и парафина Без ограничения
5 Общая и эффективная нефтена- сыщенная толщина объекта воздействия Не менее 6 метров
6 Текущий термодинамический режим объекта Пластовое давление и темпера- тура объекта должны обеспечи- вать технологическую и эконо- мическую эффективность про- цесса при используемых техни- ческих средствах
7 Коллекторские свойства про- дуктивного пласта Должны обеспечивать заданный темп нагнетания теплоносителя
8 Нефтенасыщенность пластов на начало процесса Должна быть достаточной для окупаемости затрат и получения прибыли
9 Глубина залегания залежи 700—800 м
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
495
2. Крепление паронагнетательных скважин
Надежность и долговечность работы паронагнетательной
скважины во многом зависит от ее крепления. Применяя раз-
личные технологические приемы крепления скважин, добива-
ются увеличения сопротивляемости паронагнетательных сква-
жин термическим нагрузкам. Этому предшествует тщательное
изучение геологического строения залежи, возможные погло-
щения буровых растворов во время бурения, проявление сква-
жин, а также изучение технических условий эксплуатации па-
ронагнетательных скважин, систему воздействия на пласт (им-
пульсно-дозированное воздействие, термоциклическое воздей-
ствие, паротепловое воздействие и т.д.). С учетом изложенного
выбирается технология крепления скважин. В плане на крепле-
ние паронагнетательной скважины должны быть подробно из-
ложены сведения о ее конструкции и методы снижения темпе-
ратурных напряжений.
Расчет обсадных колонн паронагнетательных скважин
следует производить с учетом температурных усилий и цик-
личности тепловой нагрузки. Если при разработке месторожде-
ния используется теплоноситель с температурой 300° С и более,
то при расчете обсадных колонн паронагнетательных скважин
следует учитывать явление ползучести металла. При значи-
тельных механических напряжениях, которые испытывают об-
садные колонны паронагнетательных скважин, ползучесть ме-
талла может кратно сократить срок службы скважин. В этой
связи расчет обсадных колонн на ползучесть надо обязательно
проводить. Технология крепления паронагнетательных скважин
должна предусматривать методы снижения температуры нагре-
ва обсадных колонн и температурных напряжений. Эти методы
разделяют на две группы. Применяя первую группу методов,
снижают температуру нагрева обсадной колонны, соответст-
венно и температурные напряжения, за счет оборудования па-
ронагнетательных скважин термостойким внутрискважинным
оборудованием (термоизолированные НКТ, термостойкие паке-
ра, термоизоляция затрубного пространства скважин и т.д.).
496 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
При этом сокращаются и теплопотери. Применяя вторую груп-
пу, снижают уровень температурных напряжений за счет созда-
ния условий свободной деформации или создания в обсадной ко-
лонне предварительных механических напряжений знака, обрат-
ного знаку температурных напряжений.
Крепь паронагнетательных скважин испытывает большие
термические нагрузки, поэтому важное место в креплении сква-
жин занимает расчет на прочность обсадных колонн. Для расчета
обсадных колонн пользуются методикой НПО «Союзтермнефть»
СТП-39-3.0-015-84 «Расчетные схемы для термонапряженных об-
садных колонн».
На любом сечении обсадной колонны точки находятся
в плоском напряженном состоянии. По IV теории прочности оп-
ределяется эквивалентное напряжение
<ГЭ = -JtFi2 +СГ3 -(Tj сг3,
где , <г3 - главные напряжения; = ри J/2S; ри - избыточ-
ное давление,
Ри=Рпл+Л-Рв’
где Рпп - пластовое давление; pt - контактное давление, возни-
кающее на поверхности обсадной колонны при расширении; ръ -
внутреннее давление в обсадной колонне; d - диаметр обсадной
колонны; S - толщина стенки обсадной колонны.
Контактное давление определяется из выражения
(л И
„ d Е
Р.-aE^t — + — ,
где а - коэффициент линейного расширения стали; Е, Ец - мо-
дуль упругости стали и цементного камня; Af - изменение темпе-
ратуры нагрева обсадной колонны.
Главное напряжение:
= aEkt + <тн,
где <тн =QH/F; QH - натяжение колонны; F - площадь сечения
колонны.
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
497
Подставив Oj и <т3 в формулу эквивалентного состояния,
определяем сгн.
Затем определяется осевая нагрузка Рэ, действующая в ко-
лонне (на резьбовые соединения):
РЭ=^Р-
Таким образом, определяют действующие нагрузки в сече-
ниях обсадной колонны паронагнетательной скважины на устье,
в средней части и на забое, после чего строится эпюра усилий. По
значению стэ выбирают группу прочности, а по значению Рэ оп-
ределяют грузоподъемность резьбового соединения. Произведя
расчет на прочность, вводят изменения прочностной характери-
стики стали обсадных труб, связанные с нагревом. При большой
термической нагрузке необходима также проверка на термиче-
скую усталость обсадной колонны (стали).
Главным условием, гарантирующим надежность и долго-
вечность крепи паронагнетательной скважины, является качест-
венное цементирование обсадной колонны с подъемом цементно-
го раствора до устья при тщательном соблюдении технологии
цементирования.
Для повышения качества изоляции эксплуатационную ко-
лонну цементируют растворами с различными сроками схваты-
вания: интервал продуктивной части пласта цементируют це-
ментным раствором, сроки схватывания которого меньше, чем
у остального раствора, на 30-40%.
Эффективным методом снижения уровня термических на-
пряжений в обсадных колоннах, возникающих при их нагреве,
является натяжение обсадной колонны. В паронагнетательных
скважинах эксплуатационная колонна перед ее цементированием
натягивается на расчетное усилие и закрепляется на устье сква-
жины. При этом в сечениях обсадной колонны создаются предва-
рительные напряжения, которые постепенно при нагреве обсад-
ной колонны исчезают («погашаются»).
Закрепление нижней части обсадной колонны с целью ее
натяжения производят при помощи забойных якорей или цемен-
тированием нижней части обсадной колонны через муфту двух-
498
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ступенчатого цементирования (МСЦ). Якорное закрепление об-
садной колонны применяется при высокой устойчивости стенок
ствола скважины. Создание предварительного напряжения об-
садной колонны необходимо производить с использованием це-
ментных растворов с минимальными сроками схватывания. При
натяжении закрепленной на забое обсадной колонны в ее сечени-
ях создаются осевые напряжения, имеющие знак, противополож-
ный знаку температурных напряжений. Расчетное усилие натя-
жения (кН) обсадной колонны определяется из уравнения:
(?н=—-aEMF-Q,!Pm~,
*|/п 7 ИЗ гт 7
«з 5
где Р - максимальная грузоподъемность резьбового соединения
обсадной колонны, кН; а - коэффициент линейного расширения
стали при нагреве; Е - модуль упругости на растяжение, МПа;
F - площадь сечения обсадной колонны, м2; Д? - уменьшение
температуры обсадной колонны при ее охлаждении от первона-
чальной температуры, в северных районах в среднем Д/ = 30° С,
а для южных районов - Д? = 20° С; Риз - внутренне избыточное
давление, МПа; «з - коэффициент безопасности при растяжении;
d - диаметр обсадной колонны, м; S - толщина стенки обсадной
колонны, м.
Температура, влияние которой компенсируется предвари-
тельным натяжением обсадной колонны, определяется так:
— = aEt,
Fz
где Qz - осевая растягивающая нагрузка в сечении обсадной ко-
лонны на глубине z, кН; F - площадь сечения обсадной колонны
на глубине z, м2.
Учитывая, что для стали аЕ = 2,5,
f = (2Z/2,5FZ-100.
Например, при Qz - 1000 кН получаем Fz — 0,0040 м2.
Компенсируемая температура t = 100° С. Это значит, что ес-
ли защемленная в цементном камне при нагрузке 1000 кН обсад-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом 499
ная колонна будет нагреваться до температуры 300° С, то температур-
ные напряжения сжатия будут соответствовать (Jt = аЕ(300-100).
Это указывает на высокую эффективность защиты обсадной ко-
лонны путем их предварительного нагружения растягивающими
напряжениями. В таблице 21 указаны допустимые усилия при на-
тяжении обсадных колонн.
Таблица 21
Диаметр обсад- ной колон- ны, мм Толщина стенки обсадной колонны, мм Допускаемое напряжение, кН Величина погашаемой температуры, °C
Е Л м р Е Л м р
140 7,7 910 1020 1170 1400 114 128 146 175
9,2 1100 1230 1430 1700 116 130 150 212
168 8 1150 1290 1480 1700 115 129 149 170
8,8 1350 1450 1690 2000 116 129 150 177
194 8,3 1400 1560 1800 2140 116 130 149 177
9,5 1630 1810 2100 2480 118 132 153 180
245 8,9 1920 2160 2500 2890 116 131 152 175
10 2170 2450 2840 3350 117 132 153 180
Примечание:
1. Таблица составлена для обсадных труб исполнения А, для труб ис-
полнения Б данные таблицы необходимо уменьшить на 4%.
2. Тип резьбы - ОТГМ, ОТГТ.
3. Е, Л, М, Р - группа прочности стали.
3. Внутрипластовое горение (ВГ)
Термический метод добычи нефти с применением внутри-
пластового горения применяется для увеличения нефтеизвлече-
ния на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.
Теоретические и экспериментальные исследования термо-
гидродинамических процессов в нефтяных пластах проводили
отечественные ученые А.Б. Шейнман, К.К. Дубровай, С.Л. Закс,
Л.И. Рубинштейн, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман и др.
500
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Первым в нашей стране внес предложение о воздействии на
нефтяной пласт внутрипластовым движущимся очагом горения
(ВДОГ) А.Б. Шейнман в 1932 году. По результатам лабораторных
исследований и опытов по внутрипластовому горению впервые в
мире у нас в стране были проведены работы на Ширванском ме-
сторождении Краснодарского края в 1934 году. В последующем
экспериментальные работы были проведены на промыслах Пав-
лова Гора (Краснодарский край), в Старогрозненском, Нефтяно-
Ширванском районе и других.
Внутрипластовое горение у нас в стране и за рубежом
в промышленных масштабах применяется с пятидесятых годов
прошлого столетия, в основном на месторождениях тяжелой неф-
ти.
Внутрипластовое горение - это физико-химический окисли-
тельный процесс, при котором происходят химические превра-
щения веществ с выделением больших количеств теплоты и об-
разованием продуктов реакций.
Физической стадией процесса являются смешение топлива
с окислителем и нагрев горючей смеси.
Химической стадией процесса является реакция горения,
которая протекает по формуле:
СНП+О2 —> СО2+СО+Н2О+ теплота, (124)
где СНП - коксообразный остаток, образующийся при разложении
нефти.
Процесс внутрипластового горения - это способ разработки
месторождений вязкой нефти с целью увеличения конечного
нефтеизвлечения, который основывается на использовании
энергии, получаемой при частичном сжигании тяжелых фрак-
ций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании
в пласт окислителя (воздуха). Процесс внутрипластового горе-
ния обладает всеми преимуществами термических методов вы-
теснения нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося
вытеснения, происходящего в зоне термического крегинга, в ко-
торой все углеводороды переходят в газовую фазу.
Основа горения - экзотермическая окислительно-восстано-
вительная реакция (или комплекс реакций) вещества с окислите-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом 501
лем. Для того чтобы началась реакция, необходимо нагревание
нефти. В процессе горения передача тепла осуществляется теп-
лопроводностью. На основе проведенных теоретических иссле-
дований и экспериментальных работ определены основные зако-
номерности процесса внутрипластового горения:
- внутрипластовое горение может осуществляться в виде су-
хого внутрипластового горения (СВГ), влажного внутрипла-
стового горения (ВВГ) и сверхвлажного внутрипластового
горения (СВВГ);
- главным параметром для ВВГ и СВВГ является водо-
воздушный фактор (ВВФ) - это отношение объема закачи-
ваемой в пласт воды к объему закачиваемого в пласт возду-
ха;
- интенсивные экзотермические реакции окисления нефти
происходят в узкой зоне продуктивного пласта, которая на-
зывается фронтом горения;
- при сухом и влажном процессах на фронте горения темпе-
ратура в среднем достигает 350-500° С, а процесс сверх-
влажного горения протекает при температурах 200-300° С;
- увеличение водовоздушного фактора (ВВФ) дает возмож-
ность повышать скорость продвижения по пласту тепловой
волны, снижать расход воздуха на «выжигание пласта» и на
добычу нефти, уменьшать концентрацию сгорающего в про-
цессе химических реакций топлива;
- на процесс внутрипластового горения значительное влияние
оказывают пластовое давление, тип породы и нефти, на-
чальная нефтенасыщенность.
При внутрипластовом горении тепло для воздействия на
нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой
нефти. По лабораторным и промысловым данным, при внутри-
пластовом горении сжигается до 15% нефти от геологических за-
пасов нефти в пласте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее
ценные компоненты нефти в виде коксообразного остатка, обра-
зующегося в результате испарения, крекинга и пиролиза пласто-
вой нефти, происходящих в поровых каналах продуктивного пла-
ста в процессе горения.
502 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В простейшем случае для создания внутрипластового дви-
жущегося очага горения (ВДОГ) необходимо пробурить две
скважины, одна из них нагнетательная, другая - добывающая.
Перед началом процесса необходимо создать циркуляцию
воздуха между этими скважинами. Затем в призабойной зоне
зажигательной (нагнетательной) скважины создают условия,
необходимые для инициирования и образования устойчивого
очага горения в пласте. Для этого применяют забойные элек-
трические нагреватели, забойные топливные горелки, химиче-
ские реагенты и так далее, с помощью которых зажигают нефть
в пласте.
При получении стабильного горения в пласте, когда очаг
горения начал передвигаться к добывающим скважинам, зажига-
тельная скважина становится только нагнетательной. Для этого
забой скважины охлаждается, и из скважины извлекается нагре-
вательный прибор на поверхность, а в скважину начинают посто-
янно подавать окислитель (обычно воздух). При температуре
около 260° С происходит горение некоторых углеводородов,
входящих в состав нефти, с образованием воды, а также
образование коксообразного остатка (топлива). При температуре
370° С воспламеняется и начинает гореть коксообразный остаток,
образуя продукты горения (вода, углекислый газ, окись углерода).
Горение происходит на участке пласта небольшой протяженности,
образуя фронт горения, который при непрерывном нагнетании воз-
духа (окислителя) перемещается в направлении от нагнета-
тельной к добывающей скважине. Скорость перемещения
фронта горения, по промысловым данным, колеблется в преде-
лах 0,03-1,07 м/сут.
Температура фронта горения обычно находится в пределах
400-500° С и более.
Участок продуктивного пласта, находящийся между нагне-
тательной и добывающей скважинами, можно разделить на не-
сколько температурных зон (рис. 132). За фронтом горения нахо-
дится выгоревшая зона, температура которой (по направлению
к добывающей скважине) постепенно повышается до температуры
фронта горения. Если температура фронта горения выше 370° С, то
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
503
Рис. 132. Схема процесса внутрипластового горения: а - темпера-
турные зоны в пласте; б - зоны распространения процесса; 1,2- нагнета-
тельная и добывающая скважины; 3, 4, 7, 8 - зоны, соответственно, вы-
жженная, испарения, конденсации и пара; 5 - легкие углеводороды; 6 -
нефтяной вал; 9 - фронт горения
за ним остается совершенно сухая порода пласта, не содержащая
жидких продуктов и коксообразного остатка.
Непосредственно перед фронтом горения находится зона
испарения, в которой происходит испарение остаточной нефти и
связанной воды, а также образование коксообразного остатка
(в той части зоны, которая примыкает к фронту горения). В пре-
делах этой зоны наблюдается резкое понижение температуры
до 93-204° С. Протяженность зоны испарения 0,6-1,5 м. Впереди
зоны испарения находится зона пара, в которой совместно дви-
504
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
жутся пары воды и нефти, а также газообразные продукты горе-
ния. По мере падения температуры в пределах этой зоны проис-
ходит конденсация паров воды и испарившихся легких углеводо-
родов. Протяженность этой зоны довольно большая и составля-
ет 4-9 м. Далее идет зона горячего конденсата, образовавшаяся
в результате конденсации паров воды и нефти. В этой зоне тем-
пература постоянно снижается до первоначальной температуры
пласта.
При вытеснении нефти оторочкой горячего конденсата пе-
ред ней создается зона повышенной нефтенасыщенности (ото-
рочка нефти). От нефтяной оторочки до добывающей скважины
сохраняются первоначальные условия: нефте- и водонасыщен-
ность в этой зоне равны их значениям до зажигания пласта. Рас-
пределение температуры в пласте в ходе процесса по зонам при-
водит к соответствующему зональному распределению в пласте
водонасыщенности и нефтенасыщенности. Во время развития
процесса и перемещения фронта горения по пласту все указанные
зоны последовательно проходят через весь участок пласта, за-
ключенный между нагнетательной и добывающей скважинами.
Процесс заканчивается, когда фронт горения доходит до добы-
вающей скважины.
Для разработки залежи с применением внутрипластового
движущегося очага горения чаще применяют пятиточечную сет-
ку скважин, когда нагнетательные (зажигательные) скважины
расположены в центрах ячеек из четырех добывающих скважин.
Как видно из вышеизложенного, в процессе внутрипластового
горения осуществляется комплексное воздействие на продуктив-
ный пласт: вытеснение горячими газами, паром, растворителями
и горячей водой. При использовании метода ВДОГ получают вы-
сокий коэффициент нефтеизвлечения и быстрые темпы разработ-
ки нефтяной залежи. По промысловым данным, коэффициент
нефтеизвлечения при применении данного метода, в зависимости
от качества нефти, коллекторских свойств залежи и коэффициен-
та охвата пласта фронтом горения, находится в пределах 0,51-
0,80. Данные промысловых испытаний показывают, что значи-
тельное количество нефти извлекается также из той части разра-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
505
батываемого продуктивного пласта, которая не охвачена непо-
средственно фронтом горения. Тепло от фронта горения за счет
теплопроводности передается соседним участкам залежи, нагре-
вает их и вовлекает в разработку.
Нефтеизвлечение (0,51-0,80) в промысловых условиях дос-
тигается за 1,5-4 года. Такие темпы выработки нефтяной залежи
невозможны (в настоящее время) ни при каких других методах
извлечения нефти. Необходимо отметить, что метод создания
ВДОГ, по сравнению с другими методами, является более слож-
ным и требует более тщательного учета присущих ему особенно-
стей и более высокой квалификации обслуживающего персонала.
Имеются два варианта внутрипластового горения - прямо-
точный и противоточный. При прямоточном варианте внутрипла-
стового горения зажигание пласта и подача окислителя произво-
дится через одну и ту же скважину. Окислитель и фронт горения
при этом движутся в направлении от зажигательной (нагнета-
тельной) скважины к добывающим скважинам. При противоточ-
ном варианте зажигание пласта и нагнетание окислителя в пласт
осуществляют в разные скважины. После того как в зажигатель-
ной скважине инициировано горение, окислитель подается через
нагнетательную скважину в нефтенасыщенную ненагретую часть
продуктивного пласта навстречу движущемуся очагу горения.
Ограничивающими факторами в противоточном горении являют-
ся:
- эффект при противоточном горении снижается, так как ско-
рость и температура фронта горения непрерывно возраста-
ют с увеличением расхода воздуха, скорость продвижения
фронта увеличивается с ростом давления при снижении
максимальной температуры (в результате за фронтом горе-
ния может остаться не вытесненная нефть);
- направление распространения процесса может измениться
на обратное, если скорость реакций окисления нефти в ус-
ловиях продуктивного пласта достаточна для ее самовос-
пламенения на участках, прилегающих к нагнетательной
скважине;
506 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- эффективность метода зависит от расхода воздуха, что ус-
ложняет управление процессом. Расход воздуха при этом
методе значительный и для его достижения необходимо
уменьшать расстояние между скважинами, так как при зна-
чительном удалении скважин друг от друга тепловые потери
обуславливают конденсацию значительной части нефти, ко-
торую затем трудно извлечь на поверхность;
- практическая невозможность осуществления прямоточного
процесса в залежах с неподвижной нефтью или битумами.
По вышеизложенным причинам метод противоточного
внутрипластового горения не получил широкого применения.
4. Основные технологические параметры процесса
создания ВДОГ
Добыча нефти с применением ВДОГ значительно отличает-
ся от других методов добычи нефти. Для применения этого мето-
да предварительно требуется детальное изучение геолого-про-
мысловых данных разрабатываемого объекта, а также должны
быть определены технологические параметры процесса.
Расчетным путем или экспериментально должны быть опре-
делены: приемистость нагнетательных скважин, удельный расход
воздуха, скорость перемещения фронта горения, расход топлива
(сгорающей части нефти), минимальные величины температуры
фронта горения и удельного потока воздуха, коэффициент охвата
пласта фронтом горения в зависимости от схемы размещения на-
гнетательных и добывающих скважин. Скорость перемещения
фронта горения определяется по формуле (с учетом того, что
коксоподобный остаток сгорает полностью)
vz —(V2. + ri)qRx (125)
2m+ 1 nY
------1-
m + 1 2)
где Уф - скорость перемещения фронта горения, м/ч; q - удель-
ный поток воздуха, м3/ч-м2; х - содержание кислорода в нагне-
таемом окислителе, доли единицы (для воздуха х = 0,21); R - ко-
11,2Z
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
507
эффициент использования кислорода, доли единицы; Z - концен-
трация топлива (содержание коксоподобного остатка в единице
объема пласта), кг/м3; п - отношение числа атомов водорода
к числу атомов углерода в топливе; т - отношение числа мо-
лей СО2 к числу молей СО в газообразных продуктах горения.
На основании уравнения (125) относительный расход возду-
ха (т.е. объем воздуха, требующийся для «выжигания» единицы
объема пласта) определяется выражением
и orf 2m+l и")
11,“Ь з ла Л
q I т + \ 2) 1 ai^aooa
— ----------------- —-------- . (12о)
Vs (12 + n)Rx 1 3 1 ёапоа >
Если принять, что горение происходит до полного окисле-
СО
ния всего углерода до СОг (то есть отношение т = £ стремит-
ся к бесконечности) и что содержащийся в нагнетаемом воздухе
кислород полностью расходуется на горение (к = 1), то удельный
расход воздуха (х = 0,21) на единицу объема добытой нефти RA
составит
р _ 26,67 Z (4 +и) fPaisado^
А p(12 + n)(SQ-Sz){ 1 3f&6d£ )
где ф - пористость, доли единицы; 50 - начальная нефтенасы-
щенность, доли единицы; Sz - часть нефти, расходуемой в каче-
стве топлива, доли единицы.
Приемистость нагнетательных скважин определяют в пе-
риод предварительного нагнетания воздуха перед зажиганием
пласта. Однако необходимо иметь в виду, что после создания
ВДОГ впереди фронта горения образуется оторочка нефти - зо-
на повышенной нефтенасыщенности, что существенно снижает
относительную проницаемость для воздуха и, следовательно,
приемистость нагнетательных скважин при существующем
давлении.
Удельный расход воздуха растет прямо пропорционально
количеству образующегося и сгорающего топлива. По промысло-
508
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
вым данным, удельный расход воздуха на единицу объема добы-
ваемой нефти колеблется в пределах 1140-3560 м3/м3.
Концентрация топлива равна содержанию топлива в единице
объема пласта. Концентрация топлива зависит от условий горения
(давление, температура), остаточной водонефтенасыщенности пе-
ред фронтом горения, пористости коллектора и качества нефти.
Количество образующегося коксоподобного остатка зависит
(при прочих равных условиях) от плотности нефти. Из более тя-
желых нефтей образуется большее количество коксового остатка,
чем из легких нефтей. При увеличении расхода топлива (концен-
трация топлива) возрастает время, необходимое для выжигания
данного объема пласта, в результате чего увеличивается общий
расход воздуха, а это, в свою очередь, повышает общие затраты
на проведение процесса. Оптимальная концентрация топлива
должна быть такой, чтобы можно было поддерживать температу-
ру фронта горения на заданном уровне. Эта температура выше
температуры воспламенения топлива.
5. Удельный поток воздуха и скорость перемещения
фронта горения
Количество воздуха, проходящего за единицу времени через
единицу площади, перпендикулярной к направлению потока воз-
духа (удельный поток воздуха), является важнейшим парамет-
ром, определяющим скорость перемещения фронта горения. Этот
параметр зависит от глубины залегания продуктивного пласта,
проницаемости и коэффициента подвижностей. С увеличением
глубины растет давление нагнетания. При данном давлении на-
гнетания с увеличением глубины будет уменьшаться расход на-
гнетаемого воздуха и, следовательно, удельный поток воздуха.
Для коллекторов меньшей проницаемости при данном давлении
нагнетания приемистость скважины также будет меньше, то есть
будет меньше и удельный поток воздуха. В целях достижения
одинаковой приемистости для коллекторов с меньшей проницае-
мостью потребуется повысить давление нагнетания, что увеличит
затраты на нагнетание воздуха. Важным фактором является от-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом 509
ношение коэффициентов подвижностей воздуха до и после фронта
горения.
Существует минимальное значение удельного потока возду-
ха, необходимого для поддержания и перемещения фронта горе-
ния. Оно зависит от температуры горения топлива (коксоподоб-
ного остатка), его концентрации и утечек тепла от фронта горе-
ния. Когда величина потока воздуха становится ниже минималь-
ного значения, температура фронта горения быстро падает
и делается ниже температуры воспламенения. В результате очаг
горения затухает.
Между удельным потоком воздуха и скоростью перемеще-
ния фронта горения существует непосредственная зависимость.
Эта зависимость определяется по лабораторным и промысловым
данным. По промысловым данным, скорость перемещения фрон-
та горения находится в пределах 0,03-1,06 м/сутки.
Минимальное значение удельного потока воздуха определя-
ется минимально допустимым (возможным) значением скорости
перемещения фронта горения. В свою очередь, минимальная ско-
рость перемещения фронта горения определяется условием теп-
лового баланса на фронте горения, согласно которому количество
тепла, выделяющегося в единицу времени на фронте горения,
должно быть равно его количеству, передаваемому от фронта го-
рения в окружающую среду.
Чем больше толщина пласта, тем меньше удельные потери
тепла в расчете на единицу объема зоны горения. Для тяжелых
нефтей в промысловых опытных работах минимальная скорость
перемещения фронта горения доходила до 0,03 м/сутки при тол-
щине пройденной части пласта 3,0-4,5 м и концентрации топли-
ва 32-37 кг/м3 породы пласта. При расчетах требуемого количе-
ства воздуха рекомендуется минимальную скорость перемещения
фронта горения принимать равной 0,076 м/сутки.
6. Коэффициент использования кислорода
На практике не весь кислород, содержащийся в нагнетаемом
воздухе, расходуется на горение. Отношение количества кисло-
510
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
рода, участвовавшего в реакции внутрипластового горения,
к общему его количеству, введенному в пласт с нагнетаемым
окислителем (воздухом), называется коэффициентом использова-
ния кислорода. Коэффициент использования кислорода является
важным показателем эффективности внутрипластового горения.
Согласно промысловым данным коэффициент использования ки-
слорода колеблется в пределах 0,50-0,98. С учетом накопленного
опыта промышленного применения метода ВДОГ для высоких
технологических и экономических показателей при использова-
нии метода ВДОГ следует учитывать следующее:
1. Предельная глубина для применения метода ВДОГ состав-
ляет 700-800 м. Глубина залегания залежи связана со стои-
мостью бурения скважин и нагнетания воздуха.
2. Толщина нефтенасыщенной части продуктивного пласта
должна быть не менее 6-9 метров.
3. Продуктивный пласт должен иметь хорошую относитель-
ную проницаемость для воздуха.
4. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50-60%.
5. Первоначальная обводненность не более 40%.
6. Пористость пласта 20-40% и более.
7. Плотность нефти в пределах 0,82 до 0,96 г/см3.
8. Наличие дешевого и доступного топлива (энергии), исполь-
зуемого для привода воздушных компрессоров.
Все вышеизложенные рекомендации несут сравнительно
общий характер. Каждая залежь отличается от других залежей,
поэтому каждый объект должен быть тщательно исследован,
и на основе исследований принимают соответствующие реше-
ния.
В последнее время все больше применяется процесс влаж-
ного внутрипластового горения, при котором одновременно
с воздухом в продуктивный пласт подают в определенном рас-
четном соотношении воду. При добавлении воды к нагнетаемому
в продуктивный пласт воздуху теплоемкость газового потока зна-
чительно увеличивается. Сухой воздух, нагнетаемый в пласт, не
может отбирать тепло от нагретой выгоревшей породы с такой
скоростью, с которой фронт горения нагревает породу; при до-
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом
511
бавлении воды способность нагнетаемой газожидкостной смеси
отбирать тепло в выжженой зоне увеличивается.
Процесс влажного внутрипластового горения проходит од-
новременно с образованием большой зоны насыщенного пара пе-
ред фронтом горения, что способствует улучшению вытеснения
нефти.
При одном и том же положении фронта внутрипластового
горения при сухом и влажном горении, при влажном
внутрипластовом горении нефть вытесняется больше за счет
того, что зона пара и горячей воды продвигается далеко впереди
фронта горения. В этом случае снижается и концентрация
топлива, за счет чего уменьшается удельное потребление
воздуха. Увеличение водовоздушного отношения от 0,002 м3/м3
до 0,01 м3/м3 приводит к снижению температуры на фронте
горения, и процесс внутрипластового горения именуется
сверхвлажным. При влажном и сверхвлажном внутрипластовом
горении (ВГ) тепло переносится в зону впереди фронта горения.
Впереди фронта горения регенерируется практически все тепло,
выделившееся в результате горения.
Впереди фронта горения создается большая оторочка пара,
что позволяет прекратить процесс горения значительно раньше,
чем при сухом внутрипластовом горении, а это приводит к сни-
жению расхода воздуха в 2-3 раза.
7. Водовоздушное отношение (ВВО)
Соотношение закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха
составляет в среднем 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водо-
воздушное отношение должно составлять (1-5)-10-3м3/м3. Кон-
кретные значения водовоздушного отношения определяются гео-
лого-физическими и технологическими условиями осуществле-
ния процесса.
Повышение ВВО до некоторого предела приводит к пре-
кращению окислительных процессов нефти в пласте, снижению
температуры, сокращению расхода топлива. Занижение ВВО по-
вышает температуру в пласте, при этом снижается эффектив-
512
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ность теплового воздействия. В этой связи рекомендуется про-
цесс ВВГ проводить с максимально возможными значениями
воздушного отношения. Данные исследования показывают, что
при атмосферном давлении внутрипластовое горение поддержи-
вается при ВВО, не превышающем 0,0059 м3/м3; при ВВО, со-
ставляющем 0,007 м3/м3, оно затухает. При повышенных давле-
ниях (7,0 и 14,0 МПа) горение поддерживается при сравнительно
высоких значениях ВВО - 0,01-0,012 м3/м3.
8. Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ)
Сверхвлажное внутрипластовое горение осуществляется со-
вместно с заводнением. В нагнетательную скважину при СВВГ
вместе с окислителем закачивается вода в таких количествах, ко-
гда выделяемое тепло не может превратить всю ее в пар.
При этом исчезает зона перегретого пара и в зоне реакции значи-
тельно снижается температура. Значение водовоздушного отно-
шения, при котором процесс влажного внутрипластового горения
может перейти в сверхвлажное, зависит от концентрации оста-
точного топлива. При максимальном водовоздушном отношении
(ВВО) коэффициент использования кислорода значительно сни-
жается, при этом диффузионный режим может перейти в кинети-
ческий, а тепловыделение может быть недостаточным для под-
держания горения.
Существуют два типа реакций окисления углеводородов:
высокотемпературное горение и жидкофазное окисление. Низко-
температурное жидкофазное окисление нефти происходит при
температуре 200-250° С и ниже. При этом кислород связывается
в молекуле углеводорода, а водород отщепляется от нее и связы-
вается в воде.
При повышении ВВО до некоторой предельной величины
выделяемая теплота за счет экзотермических реакций при окис-
лении нефти кислородом воздуха становится недостаточной для
продолжения процесса в фазе высокотемпературного горения.
Вследствие этого происходит гашение высокотемпературной зо-
ны с температурой около 400° С и выше до температуры, близкой
Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом 513
к температуре насыщенного водяного пара - 200-300° С, при ко-
торой вода может находиться в жидком состоянии. При сверх-
влажном горении утилизация кислорода улучшается, а коэффи-
циент использования топлива при высоком ВВО становится
меньше единицы за счет увеличения роли конвективного потока
воды в процессе. С ростом ВВО уменьшается удельный расход на
выжигание пласта и, соответственно, концентрация сгорающего
топлива. При сверхвлажном внутрипластовом горении удельная
потребность в воздухе зависит от темпа нагнетания воды и воз-
духа, а при сухом и влажном горении - от концентрации остаточ-
ного топлива.
По данным экспериментальных исследований, при ВВО, рав-
ном 0,006 м3/м3, удельная потребность в воздухе в 3 раза ниже,
чем при ВВО, равном 0,002 м3/м3.
Величина концентрации сгорающего топлива и величина
удельной потребности в воздухе находится в обратной зависимо-
сти от изменения величины ВВО.
Величина концентрации сгорающего топлива при сверх-
влажном горении значительно ниже, чем при влажном. Напри-
мер, при ВВО = 0,001 м3/м3 величина концентрации сгорающего
топлива составляла 16,5 кг/м3, а в фазе сверхвлажного горения
при ВВО = 0,006 м3/м3 - около 5,5 кг/м3, т.е. в 3 раза меньше.
Процесс сверхвлажного горения идет при температу-
ре 200-250° С, а влажное и сухое горение - при температу-
ре 400-600° С и соответствует температуре насыщенного водяно-
го пара или горячей воды. При сверхвлажном горении скорость
перемещения зоны генерации тепла пропорциональна водо-
воздушному фактору и определяется темпом нагнетания воды,
а не воздуха. При сверхвлажном горении эта скорость возрастает
в несколько раз. С увеличением ВВО снижаются расходы сго-
рающего топлива и воздуха.
При значениях ВВО до 0,0022 идет процесс влажного горения,
свыше 0,0022 начинается процесс сверхвлажного горения. При су-
хом горении скорость перемещения фронта горения 0,13-0,15 м/ч,
при влажном (ВВО = 0,0022) - 0,22 м/ч, а при сверхвлажном
(ВВО = 0,0054)-0,36 м/ч.
Глава XVII
Методы разработки вязких и высоковязких
нефтей в карбонатных коллекторах
Последние десятилетия развития нефтяной промышленно-
сти России характеризуются ухудшением структуры запасов
нефти. Особое внимание научных работников и производствен-
ников все больше занимает проблема разработки сложнопостро-
енных залежей нефти и газа, сложенных карбонатными коллек-
торами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости.
Запасы нефти и газа, приуроченные к таким коллекторам,
с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти к настоящему
времени составляют около 50% от всех разведанных запасов.
Геолого-физическая специфика строения большинства та-
ких залежей и свойства насыщающих их флюидов делают многие
из этих запасов трудноизвлекаемыми. Во многих крупных нефте-
добывающих провинциях мира (Мексика, Канада, Средний
и Ближний Восток и др.) почти все основные разведанные запасы
нефти приурочены к карбонатным коллекторам. В нашей стране
доля трудноизвлекаемых запасов нефти в сложнопостроенных
коллекторах составляет свыше 70%. Существующие в мире спо-
собы и методы разработки таких месторождений позволяют дос-
тигать конечного нефтеизвлечения не более 0,25-0,27.
Карбонатные коллекторы отличаются сложным характером
строения фильтрационно-емкостной системы (ФЕС) и специфи-
кой взаимосвязи содержащихся в них флюидов и поверхности
породы-коллектора. Для карбонатных коллекторов трещинного
типа свойственны:
- незначительная абсолютная величина проницаемости;
- низкая емкость трещин, не превышающая 2-3%;
- увеличение пористости за счет развития каверн;
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 515
- отсутствие связанной воды в трещинах и изолированных
кавернах;
т.е в коллекторах этого типа при низкопористой матрице вода не
оказывает существенного влияния на насыщенность коллекторов
углеводородом.
В порово-трещинных карбонатных коллекторах нефти и га-
за преобладающие фильтрационно-емкостные системы (ФЕС)
образуют поровые каналы, а трещинная система имеет подчинен-
ное значение. В трещинно-поровых карбонатных коллекторах,
наоборот, основная ФЕС образована системой трещин, а подчи-
ненное значение имеют поровые каналы.
Вышеизложенное подразделение карбонатных коллекторов
представляется условным, т.к. перечисленные типы коллекторов
в большинстве случаев находятся в сочетании друг с другом. Ес-
ли карбонатные коллекторы порового типа по своим ФЕС при-
ближаются к терригенным коллекторам и могут быть сопостави-
мы с последними, то карбонатные коллекторы (трещинные, по-
рово-трещинные, порово-трещинно-каверновые и т.д.) называют-
ся «сложнопостроенными коллекторами» и по своему строению
принципиально отличаются от терригенных.
В сложнопостроенных карбонатных коллекторах на одном
участке залежи могут существовать благоприятные условия для
фильтрации нефти и газа преимущественно в горизонтальном на-
правлении, на другом участке - в вертикальном направлении,
а на третьем - в «хаотичном» направлении. Карбонатные породы
отличаются резкой прерывистостью строения, которая нарушает
единую гидродинамическую систему залежи. Толстый массив
карбонатных пород нередко переслаивается сильно уплотненны-
ми, практически непроницаемыми слоями, которые полностью
исключают вертикальную проницаемость, что превращает мас-
сивную по форме залежь в пластовую. Все это сильно осложняет
подсчет извлекаемых запасов, прогнозирование технологических
показателей разработки и т.д. В слабопроницаемых карбонатных
породах при наличии системы горизонтальных, вертикальных
(или смешанных) трещин существенное значение играет меха-
низм капиллярной пропитки. В таких типах карбонатных коллек-
516
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
торов сочетаются механизмы капиллярной пропитки и «гидроди-
намической фильтрации». В случае «больших» трещин и наличия
вертикальных трещин значительную роль играют гравитацион-
ные силы. Для карбонатных коллекторов при подсчете запасов
нефти и газа, выборе технологии ее извлечения важны не только
лабораторные исследования кернового материала, но и исключи-
тельно важное значение имеют методы гидравлического исследо-
вания скважин и пластов.
Карбонатные коллекторы нефти и газа по всем геолого-
физическим показателям уступают терригенным коллекторам.
Многообразная природная неоднородность строения карбонат-
ных продуктивных пластов сильно ограничивает возможность
применения традиционных методов воздействия (внутриконтур-
ного, площадного заводнения) для поддержания пластового дав-
ления и повышения конечного нефтеизвлечения.
Для поддержания пластового давления и повышения конеч-
ного нефтеизвлечения месторождений с указанными типами кол-
лекторов, насыщенных маловязкой нефтью, могут применяться
методы внутриконтурного заводнения.
Однако, как показывает опыт разработки нефтяных место-
рождений с карбонатными коллекторами, методы внутриконтур-
ного и площадного заводнения для таких месторождений оказы-
ваются малоэффективными.
Месторождения с карбонатными коллекторами, содержа-
щими нефть повышенной и высокой вязкости (30 мПа-c и более),
с целью увеличения конечного нефтеизвлечения требуют приме-
нения специальных комбинированных методов воздействия (по-
лимерных, термических и других).
Обобщенный опыт разработки нефтяных месторождений
с карбонатными коллекторами показывает:
1. Сложность определения значений фильтрационно-
емкостных параметров (пористости, проницаемости, эффек-
тивных нефтенасыщенных толщин и др.) продуктивных
пластов вследствие резкой неоднородности и отсутствия
четких закономерностей изменения характера неоднородно-
сти по толщине и простиранию залежей нефти, а также не-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 517
достаточной информативности методов изменения этих па-
раметров.
2. Недостаточная надежность и точность определения под-
счетных параметров продуктивных пластов, величин балан-
совых и извлекаемых запасов нефти и газа, а также прогно-
зируемых технологических показателей разработки (деби-
тов и накопленной добычи нефти, динамики обводненности
добываемой продукции, темпов отбора нефти, технико-
экономических показателей и др.) вследствие невысокого
качества и недостаточности исходной геолого-промысловой
информации.
3. Исключительная сложность геолого-физического строения
продуктивных пластов с карбонатными коллекторами дела-
ет затруднительным применение традиционных методов
поддержания пластового давления путем закачки воды.
Плохая гидродинамическая связь с законтурной водоносной
областью, характерная для большинства нефтяных место-
рождений с карбонатными коллекторами, затрудняет ус-
пешное применение метода заводнения. В этой связи мно-
гие месторождения с карбонатными коллекторами разраба-
тывают на естественном режиме истощения пластовой энер-
гии.
4. Положительные результаты достигаются в случае примене-
ния методов внутриконтурного заводнения на залежах
с карбонатными коллекторами порового типа, содержащих
маловязкие нефти.
5. Специфика геолого-физического строения карбонатных
коллекторов, выражающаяся в резком проявлении неодно-
родности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в гори-
зонтальном и вертикальном направлениях, обуславливает
применение более плотных сеток добывающих и нагнета-
тельных скважин, чем для залежей с терригенными коллек-
торами с аналогичными средними показателями ФЕС.
При этом освоение добывающих и нагнетательных скважин,
вскрывающих карбонатные продуктивные пласты, произво-
дится с применением соляно-кислотных обработок.
518
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
6. При всех примерно одинаковых значениях показателей
фильтрационно-емкостных свойств терригенных и карбо-
натных коллекторов порового типа показатели эффективно-
сти применения заводнения (темпы добычи нефти, проект-
ные уровни добычи нефти, накопленные отборы нефти, ди-
намика обводнения добываемой продукции, коэффициенты
нефтеизвлечения) для залежей с карбонатными коллектора-
ми даже при более плотных сетках размещения добываю-
щих и нагнетательных скважин часто оказываются хуже,
чем для залежей с терригенными коллекторами.
Еще более сложное состояние с разработкой сложнопостро-
енных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
К коллекторам сложнопостроенного типа относятся резко неод-
нородные трещиновато-поровые кавернозные известняки и доло-
миты, сильно глинистые песчаники, слабопроницаемые алевро-
литы и др. Осложняющие геолого-физические факторы часто со-
четаются с неблагоприятными свойствами нефтей - повышенной
и высокой вязкостью в пластовых условиях, большим содержа-
нием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов, серы,
сероводорода и др.
Значительно осложняют технологию разработки месторож-
дений температурные условия в пласте, близкие к температуре
начала выпадения парафина. К осложняющим факторам относят-
ся также сильная геолого-литологическая расчлененность кол-
лекторов, многопластовость продуктивных горизонтов, наличие
обширных водоплавающих зон, газовых шапок, низкое газосо-
держание нефтей и т.д. В качестве примера можно привести гео-
лого-литологический профиль Чутырско-Киенгопского нефтяно-
го месторождения Удмуртии.
Продуктивный пласт этого месторождения представляет со-
бой сложный «слоеный пирог», состоящий из чередования про-
дуктивных слоев, разделенных друг от друга плотными непрони-
цаемыми слоями с наличием газовой шапки и подошвенных вод.
Перечисленные сложности строения коллекторских пород
продуктивных пластов дополняются трудноизвлекаемыми свой-
ствами насыщающих их нефтей - повышенной (10-30 мПа-с)
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 519
и высокой (более 30 мПа-c) вязкостью, содержанием серы, пара-
фино-смолисто-асфальтеновых компонентов и др.
Применение в этих условиях традиционных способов и ме-
тодов разработки не приводит к удовлетворительным результа-
там ни по уровням добычи нефти, ни по достигаемым коэффици-
ентам нефтеизвлечения. Не дает большого эффекта даже приме-
нение плотных сеток скважин. Все опытные работы для поддер-
жания пластового давления, интенсификации добычи нефти и
увеличения нефтеизвлечения с использованием закачки воды в
нефтяную и поднефтяную часть, закачка газа и воздуха в нефтя-
ную часть и другое не давали ожидаемых положительных резуль-
татов, т.к. закачиваемый рабочий агент быстро прорывался по
наиболее проницаемым участкам пласта, по которым нефть была
отобрана, к добывающим скважинам, не проникая в менее про-
ницаемые нефтесодержащие части коллектора и не влияя на эф-
фективность разработки. Отрицательным фактором, влияющим
на механизм нефтевытеснения и нефтеотдачу при всех режимах
дренирования пласта, является повышенная и высокая вязкость
нефти в пластовых условиях. Повышенная и высокая вязкость
нефти при прочих равных условиях является главной причиной
уменьшения дебитов нефти скважин, удлинения срока разработ-
ки месторождения и снижения конечного нефтеизвлечения.
При этом, чем выше вязкость нефти, тем быстрее происхо-
дит прорыв воды к добывающим скважинам и, следовательно,
тем меньше достигаемая безводная добыча нефти. При расчетах
прогнозирования процесса вытеснения нефти рабочими агентами
(водой, полимерными растворами и т.д.) принято считать, что
при прочих равных условиях процесс нефтевытеснения зависит
от отношения их вязкостей. При этом, чем выше отношение вяз-
костей нефти и вытесняющего рабочего агента, тем ниже темпы
добычи нефти и достигаемая нефтеотдача за экономически целе-
сообразный период разработки месторождения.
Как показывают экспериментальные исследования, имеет
значение не только отношение вязкостей, но и абсолютные зна-
чения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Значи-
тельные осложнения при разработке нефтяных месторождений
520
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
вызывают высокое содержание в нефти сероводорода, наличие
обширных водоплавающих зон, газовых шапок, большое содер-
жание в продуктивном пласте глинистого материала, аномально
высокое давление и т.д. Научно обосновано, что в условиях неод-
нородного карбонатного трещинно-кавернозного пласта, содержа-
щего вязкую нефть или нефть повышенной вязкости, необходимо
учитывать так называемую «вязкостную» неустойчивость, влияние
сильной неоднородности пласта и неблагоприятного явления
реологии из-за температурных влияний. Поэтому не существует
одного универсального подхода для рациональной разработки
всех типов месторождений сложного геологического строения
с трудноизвлекаемыми нефтями.
В каждом отдельном случае должен применяться индивиду-
альный подход, основанный на детальном изучении особенно-
стей данной залежи нефти.
Многообразие осложняющих факторов при разработке ме-
сторождений сконцентрировано на нефтяных месторождениях
Удмуртии. Если доля трудноизвлекаемых запасов в России со-
ставляет около 50% остаточных запасов нефти, то в Удмуртии их
около 70%.
Большинство нефтяных месторождений Удмуртии относятся
к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико-геологи-
ческие условия в продуктивных пластах. К осложняющим особен-
ностям нефтяных месторождений Удмуртии относятся: сильная
геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопла-
стовость в продуктивных зонах, наличие газовых шапок и больших
водоплавающих зон, низкое газосодержание, значительное содер-
жание в нефти асфальто-смоло-парафиновых соединений, а глав-
ное - преобладание карбонатных коллекторов, содержащих нефть
повышенной и высокой (до 180 мПа-c) вязкости.
Начиная с 1973 года производственное объединение «Уд-
муртнефть» вело освоение таких месторождений в условиях поч-
ти полного отсутствия мирового опыта успешной их разработки.
В этой связи первоначальные проекты для основных месторож-
дений Удмуртии были составлены отраслевыми институтами с
расчетом на достаточную эффективность их разработки
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 521
с применением традиционных методов заводнения и редкой сет-
кой скважин (500x500; 600x600).
Однако с самого начала освоения стало ясно, что для таких
сложных месторождений с карбонатными коллекторами, насы-
щенных вязкими и высоковязкими нефтями, методы заводнения,
как и естественные режимы разработки приведут к низким коэф-
фициентам нефтеизвлечения и будут нерентабельными. Не дали
большого эффекта и промысловые испытания известных тепло-
вых методов увеличения нефтеизвлечения и холодного полимер-
ного заводнения, так как в них слабо срабатывает механизм вы-
теснения вязкой нефти из низкопроницаемых блоков (матриц)
трещиновато-порового карбонатного коллектора и большая глу-
бина залегания залежей (1200-1500 м), так как предельная глуби-
на залегания залежей нефти для применения теплоносителей
принята 700-800 м. Ниже приводятся обобщенные физико-
геологические параметры эксплуатационных объектов нефтяных
месторождений Удмуртии.
Для рациональной разработки таких месторождений необ-
ходимо было создать принципиально новые технологии с учетом
специфики их геолого-физического строения и качества нефтей.
Требовалось найти средства для снижения вязкости нефти,
отношения вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента,
приемы борьбы с сильной неоднородностью продуктивного пла-
ста и увеличения охвата пласта рабочим агентом.
В результате проведенного анализа существующих техноло-
гий, теоретических и промысловых исследований были обосно-
ваны и созданы принципиально новые технологии, не имеющие
аналогов в мировой нефтяной практике, которые успешно про-
шли промысловые испытания и промышленное внедрение.
Научно обоснованы, созданы и внедрены в производство
принципиально новые высокоэффективные технологии термо-
циклического и термополимерного воздействия на сложнопо-
строенные карбонатные пласты с трудноизвлекаемыми запасами
высоковязкой нефти:
- технология импульсно-дозированного теплового воздейст-
вия на пласт - ИДТВ (патент РФ № 1266271, 1984 год, авто-
ры В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и др.);
522
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 22. Мишкинское нефтяное месторождение
№ п/п Наименование параметра Яснополянский надгоризонт Пласты Турнейский ярус, черепецкий горизонт
Тл-ь Тл_ц, Бб-i, Бб-i
1 Средняя глубина, м 1530 -
2 Тип залежи Пластовая Массивная
3 Абсолютная отметка ВНК, м -1327,5 -1358
4 Средневзвешенная нефте- насыщенная толщина, м 5,5 12
5 Проницаемость, 10"3 мкм2 135 235
6 Г идропроводность, мкм2-см/(мПа-с) 2,2 3,9
7 Пористость, % 14,0 16,0
8 Начальное пластовое дав- ление, мПа 15,5 16,12
9 Давление насыщения, МПа 10,5 9,7
10 Пластовая температура, °C 31,0 32,0
11 Вязкость нефти в пласто- вых условиях, мПа-с 34,2 73,2
12 Газонасыщенность, м3/т 12,2 7,0
13 Плотность нефти в по- верхностных условиях, г/см3 0,9 0,91
14 Содержание серы, % 3,5 3,8
Глава XVU. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 523
Таблица 23. Лиственское нефтяное месторождение
№ п/п Наименование параметра Единица измерения Объект
Верей- башкирский Визейский Турнейский
1 Средняя глубина залегания м 1150 1430 1485
2 Тип залежи — массивно- пластовый пластовый массивно- пластовый
3 Тип коллектора — карбонат- ный терриген- ный карбонат- ный
4 Средняя общая толщина м 11,7 12,5 12,8
5 Средняя нефтена- сыщенная толщина м 7,0 7,8 6,9
6 Пористость % 16 19 17
7 Средняя нефтена- сыщенность % 73 77 84
8 Проницаемость мкм2 0,075 0,458 0,056
9 Коэффициент рас- члененности — 1,48 2,69 2,34
10 Пластовая темпе- ратура °C 24 28 30
И Начальное пласто- вое давление МПа 11,5 14,6 15,8
12 Давление насыще- ния МПа 4,3 5,6 5,8
13 Вязкость нефти в пластовых услови- ях мПа-с 32,8 35,2 33,4
14 Плотность нефти в пластовых услови- ях г/см3 0,892 0,894 0,883
15 Плотность нефти в поверхностных условиях г/см3 0,896 0,902 0,915
16 Объемный коэф- фициент нефти — 1,021 1,020 1,014
17 Содержание серы в нефти % 1,96 2,22 1,8
18 Газосодержание м3/т 10,9 10,6 6,8
524
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 24. Гремихинское нефтяное месторождение
№ п/п Наименование параметра Единица измерения Числовое значение
1 Средняя глубина залегания м 1147
2 Тип коллектора карбонатный по- рово-трещинный
3 Тип залежи массивный с подошвенной во- дой
4 Отметка ВНК м 1000
5 Средняя общая толщина м 46
6 Нефтенасыщенная толщина м 24,4
7 Пористость % 19
8 Проницаемость мкм2 0,105
9 Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности доли единицы 0,541 8,75
10 Начальная нефтенасыщенность доли единицы 0,839
И Плотность нефти в пластовых условиях г/см3 0,897
12 Вязкость нефти в пластовых ус- ловиях мПа-с 125
13 Газосодержание м3/т 6,5
14 Начальное пластовое давление МПа 12,5
15 Пластовая температура °C 28
16 Давление насыщения МПа 5,04
17 Объемный коэффициент нефти доли единицы 1,025
18 Коэффициент температурного расширения пород нефти воды (пластовой) 1/°С ?? 2 Я Я °
19 Коэффициент теплопроводности пород (при 90° С) нефти (при 200° С) воды (пластовой при 200° С) кДж/(м-час-°С) 8,65-10,7 0,39 2,02
20 Плотность коллекторских пород окружающих пород кг/м3 2240 2660
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 525
Таблица 25. Нефтяные месторождения Удмуртии
с повышенной и высокой вязкостью нефти
№ п/п Месторож- дение, площадь Объект разработки Плот- ность, кг/м3 Динами- ческая вязкость, мПа-с Содержание
ас- фаль- тены смолы па- рафи- ны сера
1 Киенгоп- ское Яснопо- лянский 915 58,9 4,9 18,29 3,29 3,03
2 Рудинский купол Турней- ский 923 78,8 4,4 16,33 5,2 2,77
3 Листвен- ское Турней- ский 927 33,4 5,3 19,85 2,78 4,52
4 Ельников- ское Турней- ский 913 22,9 8,9 16,8 3,0 3,05
5 Кырык- масское Турней- ский 912 41,2 6,9 23 2,65 2,42
6 Сундурско- Нязинское Яснопо- лянский 919 60,9 3,1 21,3 4,3 3,17
7 В-Красно- горское Яснопо- лянский 926 99,7 2,0 14,2 1,7 3,35
8 Мещеря- ковское Турней- ский 947 309,7 5,4 28 4,43 2,9
9 Гремихин- ское Верейский Яснополян- ский 915 909 158,8 100,6 3,75 4,2 22 25,2 3,4 2,48 3,1 2,56
10 Динтемская Турней- ский 942 339,5 5,45 26,0 4,86 3,27
И Шаркан- ская Вендский 963 281,5 6,25 24,5 0,67 0,28
12 Чутырское Яснопо- лянский Турнейский 910 911 39,2 33,9 6,57 3,45 21,12 15,55 3,81 4,67 3,26 3,0
13 Ижевское Верейский 883 30,2 4,0 16,3 4,9 2,2
14 С.Ижевское Верейский 889 33,3 2,95 16,56 4,27 2,52
15 Лудошур- ское Башкир- ский 907 26,4
16 Котовское Яснопо- лянский 890 30,0 5,82 22,4 4,68 2,82
17 Мишкин- ское Яснопо- лянский Турнейский 914 927 35,4 75,68 5,51 4,78 17,37 29,61 4,8 5,0 2,93 3,34
18 Ончугин- ское Яснопо- лянский 898 40,1 6,79 24.48 3,78 2,63
526
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица. 26. Геолого-физические параметры
залежей нефти месторождений ОАО «Удмуртнефть»
Тип коллектора карбонатный (84,4%) терригенный (15,6%)
Нефтенасыщеная толщина, м * карбонатного коллектора * терригенного коллектора 1,5-21,0 1,1-9,0
Проницаемость, мкм2 * карбонатного коллектора * терригенного коллектора 0,050-1,300 0,050-0,830
Средний дебит нефти, т/сут 3,7
Плотность нефти, г/см3 до 0,986
Вязкость в пластовых условиях, мПа-с 3,6-180
Содержание парафина, % 2,2-6,6
Содержание серы, % 1,5-3,2
Газонасыщенность, м3/т 5-20
Состав растворенного газа, % * метана * азота 12-15 до 80
Калорийность газа, тыс.ккал/м3 3,5
Содержание ванадия, г/т * Гремихинское * Мишкинское 157 185
Промышленные запасы * з * гелия в растворенном газе, млн.м (5 месторождений) 34
Пластовая температура, °C 28-32
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 527
- технология импульсно-дозированного теплового воздейст-
вия на пласт с паузой - ИДТВ(П) (патент РФ № 1365779,
1985 год, авторы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков);
- технология комбинированного теплоциклического воздей-
ствия на пласт через системы нагнетательных и добываю-
щих скважин - ТЦВП (патент РФ № 1744998, 1990 год, ав-
торы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и др.);
- технология термополимерного воздействия на залежи вяз-
кой нефти - ТПВ (патент РФ № 860553, 1979 год, авторы
Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов и др.);
- способ термополимерного воздействия с добавками поли-
элекгролита - ТПВПЭ (патент РФ № 1716861, 1989 год, ав-
торы Г.Е. Малофеев, В.И. Кудинов, Ю.В. Желтов);
- способ циклического внутрипластового полимерно-терми-
ческого воздействия - ЦВПТВ (патент РФ № 2057916, 1993
год, авторы В.И. Кудинов, Ю.В. Желтов, Г.Е. Малофеев);
- новый метод повышения нефтеизвлечения с использовани-
ем жидкофазного окисления (ЖФО) (патент РФ № 1475217,
1986 г., авторы В.И. Кудинов, В.И. Иванов, А.М. Гусейн-
Заде и др.).
1. Термополимер ное воздействие на залежи
высоковязкой нефти
Разработка месторождений с нефтями повышенной и высо-
кой вязкости методом традиционного заводнения, особенно
в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким
коэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,27).
Теоретическое и эксперементальное изучение механизма вы-
теснения нефти водой во ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие
текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводне-
нии залежей нефти повышенной и высокой вязкости связаны, пре-
жде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов.
С самого начала заводнения развивается явление вязкостной
неустойчивости - вода в виде языков различной формы и разме-
ров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом не-
вытесненные целики нефти.
528
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Устойчивого, более равномерного продвижения водонефтя-
ного контакта (ВПК) можно достигать за счет снижения отношения
вязкости нефти и закачиваемого агента. Достигается это за счет уве-
личения вязкости закачиваемой воды (загущения) полимерными до-
бавками. Известно, что использование полимерных растворов для
увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повы-
шенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллек-
тор нефтяного пласта является терригенным, а также в карбонатных
коллекторах при небольшой их трещиноватости.
Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой
вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладающих
повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиновато-
стью. К подобному типу залежей относится черепецкий горизонт
турнейского яруса Мишкинского нефтяного месторождения
в Удмуртии. Залежь нефти приурочена к пластам с трещинно-
поровыми коллекторами, содержащими нефть высокой вязко-
сти - 78 мПа-c - в пластовых условиях. В большинстве скважин
прослеживаются среди пористых плотные разности известняков
толщиной от 0,8 до 8 м. Общая толщина залежи нефти в турней-
ском ярусе 36 м. Проницаемость коллектора 0,213 мкм2, порис-
тость 16,4%, начальная нефтенасыщенность 88,0%. Нефть тяже-
лая, высоковязкая, содержание парафина в нефти - 6%, смол
и асфальтенов - 20-25%. Давление насыщения нефти 9,5 МПа,
газонасыщенность - 7 м3/т. Средняя плотность нефти в пласто-
вых условиях равна 0,91 г/см3. Начальные геологические запасы
43,6 млн. т. Глубина нефтяной залежи 1500 м.
На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного ме-
сторождения и научных исследований авторами создан и внедрен
принципиально новый, высокоэффективный, комбинированный
метод - метод (технология) термополимерного воздействия
(ТВП) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым
коллектором. Патент РФ № 860553 «Способ разработки нефтяной
залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту (технология
ТПВ)», приоритет от 19.06.79 г. (Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов).
Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976 года
по настоящее время (2004 г.) на черепецком горизонте Мишкин-
ского нефтяного месторождения Удмуртии.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 529
Перед проведением промышленных испытаний технологии
ТПВ на Мишкинском месторождении были проведены под руко-
водством профессора Ю.В. Желтова и д.т.н. Г.Е. Малофеева в ла-
бораторных условиях на опытной установке исследования теп-
лофизических свойств полимерных растворов при различных
температуре и давлении.
Исследовались теплофизические свойства растворов порош-
кообразного полиакриламида (ПАА) японского производства марки
РДА-1020, приготовленных на воде. Исследования проводились
в диапазоне концентрации ПАА 0,02-0,1% по сухому порошку,
в интервале температур t = 20-90°С и давлений Р = 0,1-20 МПа. Ре-
зультаты исследования показали, что коэффициенты тепло- и
температуропроводности полиакриламида в диапазоне концен-
траций 0,02-0,1% ниже соответствующих коэффициентов для во-
ды на 17-27%. С ростом давления от 0,1 до 20 МПа происходит
незначительное (менее 5%) повышение значений коэффициентов
тепло- и температуропроводности растворов ПАА. При повы-
шении температуры раствора с 20 до 90° С наблюдается рост
значений коэффициентов в тепло- и температуропроводности на
12-26% во всем диапазоне концентраций и давлений. Исследо-
ванные водные растворы ПАА представляют собой водные
растворы высокомолекулярного соединения, состоящие из ассо-
циантов молекул ПАА и воды. Наличие в растворе ассоциантов
ПАА, связывающих молекулы воды, приводит к замедлению
диффузии и, как следствие, к снижению скорости протекания те-
пловых процессов. Этим объясняется существенное различие
(17-27%) между коэффициентами тепло- и температуропровод-
ности водных растворов ПАА и воды, используемой для их при-
готовления при малых концентрациях ПАА. Дальнейший рост
концентрации полиакриламида в растворе незначительно влияет
на физические характеристики раствора.
Основные результаты комплекса проведенных эксперимен-
тальных исследований технологии ТПВ сводятся к следующему:
1. Горячий полимерный раствор является более эффектив-
ным нефтевытесняющим рабочим агентом, чем горячая вода и
холодный полимерный раствор, как в однородных по строению
530 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
пластах, так и во всех изученных видах пластов неоднородного
строения (слоисто-неоднородных, трещиноватых, трещиновато-
поровых).
2. Вязкость растворов полиакриламида одинаковой концен-
трации, приготовленных на минерализованной воде, ниже вязко-
сти растворов, приготовленных на пресной (дистиллированной)
воде. Для химического состава вод, применяемых для затворения
ПАА на промыслах Удмуртии, снижение вязкости при минерали-
зованной воде может составить до 40%.
3. Растворы полиакриламида промысловых концентраций
(0,05-0,3% по весу сухого порошка) при нагревании претерпевают
термическую деструкцию, выражающуюся в ухудшении вязкост-
ных характеристик (в снижении вязкости). В пределах температур
до 85-90° С термическая деструкция незначительна (не превышает
10-15%) и не может служить препятствием для применения горя-
чего раствора ПАА при воздействии на сложнопостроенные залежи
(с карбонатными, трещиноватыми, трещиновато-поровыми и дру-
гими коллекторами) с трудноизвлекаемыми нефтями.
4. При одинаковых концентрациях растворы полиакрила-
мида, приготовляемые на минерализованной воде, менее подвер-
жены термической деструкции, чем растворы, приготовляемые на
пресной (дистиллированной) воде. Поскольку на нефтяных про-
мыслах для приготовления полимерных растворов применяют в
той или иной степени минерализованные воды, то опасность не-
обратимой термодеструкции уменьшается.
5. Теплофизические свойства (теплопроводность, теплоем-
кость и температуропроводность) водных растворов полиакрила-
мида промысловых концентраций (0,02-0,1% по сухому порош-
ку) в интервале 20-90° С и 0,1-20 МПа ниже теплофизических
свойств воды-растворителя. Следовательно, при движении горя-
чего раствора полимера по стволу скважины будет меньше по-
терь тепла, чем в случае нагнетания горячей воды. С повышением
температуры (от 20 до 90° С) происходит некоторое увеличение
тепло- и температуропроводности; такие изменения наблюдаются
и с ростом давления (от 0,1 до 20 МПа), но в значительно мень-
шей степени.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 531
Многосторонние лабораторные исследования, проведенные
на физических моделях пластов различного строения (однород-
ных, слоистых, трещиноватых, трещиновато-поровых и др.) с ис-
пользованием в качестве вытесняющего рабочего агента самых
разнообразных жидкостей (холодной и горячей воды, раствора
глицерина, холодного и горячего раствора полиакриламида и
др.), позволили сделать важный практический вывод: самым
лучшим рабочим агентом для воздействия на пласт при разработ-
ке сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми
нефтями является горячий раствор полиакриламида с температу-
рой нагрева до 90° С.
Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ
следующий: нагретый до 90-95° С водный раствор полиакрила-
мида, имея вязкость 1,5-2 мПа-c, при закачке в нефтяной пласт
поступает, прежде всего, в естественно существующую в карбо-
натном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь
пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной
горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости
нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового
коллектора. Продвигаясь в начале закачки прежде всего по тре-
щинам, горячий раствор полиакриламида через некоторое время
остывает (температура в пласте 32° С), эффективная вязкость его
при этом существенно увеличивается (до 10-15 мПа-c). Общие
гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать.
В этой связи неизбежно увеличивается доля раствора, поступаю-
щего из трещин в матрицу, т.е. основная емкостная часть пласта
оказывается охваченной воздействием закачиваемого горячего
раствора полиакриламида (ПАА).
Снижение вязкости нефти (увеличение ее подвижности) по-
ложительно влияет на увеличение роли механизма капиллярной
пропитки блоков (матрицы). Нагнетание нагретого раствора ПАА
в пласт приводит к улучшению смачиваемости пористой среды
(она становится более гидрофильной), что положительно сказы-
вается на капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин
в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачи-
ваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА) будет выше по
532
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущест-
венно работает только по макротрещинам.
Преимущество метода ТПВ заключается в ограничении об-
щего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать,
т.к. для создания необходимого «теплового охвата» не потребу-
ется таких больших количеств закачиваемого теплоносителя, как
в случае нагнетания горячей воды.
Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор по-
лиакриламида, проникающий прежде всего по трещинам, увели-
чивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горя-
чей водой. Гидравлические сопротивления на фронте вытеснения
для полимерного раствора оказываются значительно большими,
чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента
охвата пласта воздействием.
Результаты теоретических и экспериментальных исследова-
ний и длительного промышленного внедрения показывают, что
прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению
с воздействием необработанной водой (для указанных выше гео-
лого-физических условий) составляет 20-25%.
Условия и критерии применимости метода термополимер-
ного воздействия разделяются на геолого-физические и техноло-
гические. Одним из главных критериев применимости ТПВ явля-
ется величина вязкости нефти в пластовых условиях (50 мПа-с
и более). Верхний предел величины вязкости пластовой нефти
ограничивается 500 мПа-c. Применимость термополимерного
воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы
(блоков) трещиновато-порового коллектора: при проницаемости
менее 310~2 мкм2 метод малоэффективен ввиду низких скоростей
капиллярной пропитки блоков. Наибольший эффект этот метод
дает для трещиновато-поровых систем. Допустимая глубина за-
легания продуктивных пластов для ТПВ ограничивается величи-
ной пластовой температуры, которая должна быть не больше
70°С (при температуре 100° С наступает деструкция полимерного
раствора). Для получения надежного результата от применения
термополимерного воздействия нефтяной пласт не должен иметь
подошвенную воду.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 533
ТПВ применимо как при рядной системе расстановки сква-
жин (внутриконтурное заводнение), так и при площадной систе-
ме. Получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения при
ТПВ не зависит от времени его применения (с начала или на
поздней стадии разработки). Хотя наилучшие результаты оче-
видны, когда этот метод применяется с самого начала разработки
залежи. Обязательным технологическим условием успешности
процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки го-
рячего полимерного раствора в расчетных объемах, а также со-
блюдение температурного режима. Для технологии термополи-
мерного воздействия требуются водорастворимые полимеры (пре-
имущественно полиакриламидного типа) различных товарных ма-
рок и модификаций (в порошке, в гранулах, гелеобразные и т.д.),
однако требуется обязательная их проверка на качество и термо-
стойкость. Полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства
по реологии до температуры 95-100°С. Успешность ТПВ во мно-
гом зависит от качества приготовления полимерного раствора.
Раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать
твердых или гелеобразных частиц. Полимерный раствор не дол-
жен подвергаться при закачке интенсивной механической дест-
рукции. Лучше использовать поршневые насосы вместо центро-
бежных. Потери тепла при прохождении полимерного раствора от
подогревателя до забоя скважины должны быть минимальными.
С этой целью наружные трубопроводы горячего полимерно-
го раствора необходимо закрывать супертонким базальтовым во-
локном с наружным металлическим окожушиванием, а в скважи-
ну спускать термоизолированные насосно-компрессорные трубы.
Преимуществом ТПВ является и то, что при его применении
не требуется проектной разработки и создания нового, дополни-
тельного оборудования. Добывающие и нагнетательные скважины
строятся по обычной, принятой технологии. Для добычи нефти,
закачки воды и раствора полиакриламида используется обычное
оборудование и техника. Последовательность при ТПВ заключа-
ется в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного
раствора и последующем продвижении ее в глубь пласта закач-
кой необработанной воды. Возможен вариант проталкивания
534 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
оторочки нагретого полимерного раствора горячей водой, если
это экономически целесообразно. Нежелательно, закачивая хо-
лодную воду, создавать в нефтяной залежи температуру ниже
первоначальной температуры пласта.
Размер оторочки горячего полимерного раствора определя-
ется термогидродинамическими расчетами и составляет (по дан-
ным промысловых исследований) 20-30% порового пространства
продуктивного пласта, который в процессе осуществления ТПВ
на основе полученных данных исследований за процессом может
быть скорректирован в ту или иную сторону.
Вязкостные свойства полимерного раствора рассчитываются
в зависимости от термобарических и фильтрационных характери-
стик данной залежи. Для Мишкинского нефтяного месторождения
на участке турнейской залежи требуемая температура полимерного
раствора (а отсюда функционально следует концентрация или
вязкость раствора) на устье нагнетательной скважины 90-95° С.
Концентрация полимерного раствора зависит от свойств ис-
ходного полимерного реагента и связана с расчетной температурой
закачки. В среднем это величина находится в пределах 0,06-0,2%
по сухому порошку. Конкретная величина концентрации полимера
определяется расчетным способом в зависимости от соотношения
вязкостей нефти и вытесняющего агента (//f ///а) и определяется
непосредственно измерением в лаборатории.
При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и
вязкости вытесняющего агента (в данном случае раствора поли-
акриламида) должно быть равно или меньше 10. При этом соот-
ношении не развивается явление вязкостной неустойчивости.
Темпы нагнетания горячего полимерного раствора опреде-
ляются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего аген-
та в пластовой системе и рассчитываются в технологической
схеме разработки нефтяного месторождения. Известно, что по-
лимерный раствор представляет собой неньютоновскую жид-
кость, в нем наблюдается связь между скоростью движения
и «кажущейся вязкостью». Эта зависимость учитывается в гидро-
динамических расчетах.
Успешность процесса ТПВ во многом зависит от строгого
выдерживания режима воздействия и соблюдения непрерывности
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 535
закачки полимерного раствора. Процесс ТПВ должен вестись та-
ким образом, чтобы температура полимерного раствора на забое
скважины была выше первоначальной температуры пласта не
менее чем на 20-30° С.
Основным принципом проектирования технологии ТПВ яв-
ляется обеспечение высокой эффективности процесса в условиях
трещиновато-порового коллектора, содержащего нефть повы-
шенной и высокой вязкости.
При проектировании 111В в осваиваемых залежах величина
технологического эффекта (увеличение нефтеизвлечения) определя-
ется в сравнении с базовым вариантом - заводнением необработан-
ной водой. В технологии 111В существенное значение имеет дина-
мика температуры не только в пласте, но и в стволе нагнетательной
скважины. Поэтому при проектировании одной из задач является
определение баланса тепла во всей системе скважина-пласт.
Такой расчет следует проводить, максимально учитывая ус-
ловия в скважине и технологические параметры процесса закачки
горячего полимерного раствора (теплопроводность окружающих
скважину горных пород, темпы закачки и реальную температуру
на устье скважины). Следует отметить, что исследования, связан-
ные с возможностью повышения нефтеизвлечения из трещинова-
тых коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вяз-
кости, путем закачки горячего раствора полиакриламида до этого
в России и за рубежом не проводились. Учитывая это, с целью
получения достоверных данных и сравнения полученных резуль-
татов по нефтеизвлечению от закачки холодного раствора поли-
акриламида, горячего раствора ПАА и обычной необработанной
воды были проведены промышленные испытания на Мишкин-
ском месторождении в Удмуртии. Работы начаты в 1976 году
и продолжаются до настоящего времени (2004 г.).
Для проведения промышленных испытаний на Мишкинском
месторождении было выбрано три равноценных участка залежи.
Термополимерное воздействие (ТПВ) на участке скважины 1413;
холодное полимерное воздействие (ХПВ) на участке скважины
1411; водное (заводнение) воздействие (ВВ) на участке скважи-
ны 1417. Получаемые результаты на трех участках сравнивались
с показателями разработки на участках скважин 1416 и 1421, разра-
536 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
батываемых на естественном режиме. Все эти участки выбирались
с таким расчетом, чтобы коллектор, запасы нефти, сетка скважин
и другие параметры были максимально близки (таблица 27).
Концентрация холодного и горячего полимерного раствора
составляла 0,05% по сухому порошку японского полиакриламида
типа РДА-1012 и РДА-1020 с суточной закачкой в скважину
до 100 м3/сут. Закачка осуществляется до создания полимерной
оторочки в объеме 20% от объема пор пласта участка, с после-
дующим перемещением ее нагнетанием воды до полного завер-
шения разработки залежи. Добыча нефти осуществляется меха-
низированным способом.
Таблица 27. Характеристика участков промышленного испыта-
ния технологий ХПВ, ТПВ, водного воздействия (ВВ) и естест-
венного режима (ЕР)
№ п/п Наименование показателей Участок ТПВ, скв. 1413 Участок ХПВ, скв. 1411 Участок ВВ, скв. 1417 Участок ЕР, скв. 1424
1. Площадь участка, га 78,5 78,5 78,5 78,5
2. Запасы нефти, млн. т, геологические 1,25 1,45 1,24 1,16
3. Количество скважин, шт. добывающих нагнетательных 17 1 18 1 18 1 13
4. Сетка скважин, мХм 250 Х250 250 Х250 250 Х250 250 Х250
5. Нефтенасыщенная тол- щина, м 16,3 18,5 14,5 12,6
6. Начальное пластовое давление, МПа 14,5 14,5 14,5 14,5
7. Тип коллектора КПКТ КПКТ КПКТ КПКТ
8. Пористость, % 0,16 0,16 0,16 0,16
9. Проницаемость, мкм2 0,235 0,235 0,235 0,235
10. Вязкость нефтей в пла- стовых условиях, МПа-с 78,35 78,35 78,35 78,35
Примечание: КПКТ - Карбонатный, пористо-кавернозно-трещиноватый.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 537
Таблица 28. Сопоставление показателей разработки участков
Мишкинского месторождения при применении различных
технологий (TUB, XI IB, ВВ, ЕР) по состоянию на 01.01.2002 г.
Параметры Единица измере- ния Термополи- мерное воз- действие Холодное полимерное воздействие Заводнение холодной водой Разработка на естест- венном режиме
1 2 3 4 5 6
1. Площадь участка залежи га 78,5 78,5 78,5 73,1
2. Начальные запасы нефти тыс. т 1250 1454 1239 1162
3. Количество сква- жин всего, в том числе: - добывающих - нагнетательных - контрольных шт. шт. шт. шт. 22 18 1 3 22 19 1 2 18 17 1 1 15 15
4. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 561,058 554,076 353,424 184,781
5. Дебиты добываю- щих скважин после реализации процес- са, нефть/жидкость т/сут 1,5/10,1 3,7/16,2 2,1/22,1 0,3/2,7
6. Обводненность до- бываемой продук- ции на 01.01.2002 г. % 86,1 80,8 89,6 90,5
7. Текущий коэффи- циент нефтеотдачи % 44,9 38,1 28,5 (перевод на ТПВ с 1994 г.) 16,2
8. Дополнительная добыча нефти тыс. т 146,532 48,976 базовый вариант 14,468 0
9. Закачка рабочего агента тыс. м3 334,873 395,7 142,584 0
10. Концентрация рас- твора полимера (по сухому порошку) % масс. 0,05-0,1 0,05-0,1 - -
И. Добыча нефти на 1 тПАА т/т 398,1 122,3 148,9 -
538
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Результаты длительного промышленного внедрения техно-
логий воздействия на залежь Мишкинского месторождения хо-
лодным полимерным раствором, горячим полимерным раство-
ром, водным воздействием (заводнение) в сопоставлении с разра-
боткой залежи на естественном режиме показаны в таблице 28.
Приведенные промысловые данные показывают высокую
эффективность ТПВ. Экспериментальные и расчетные исследо-
вания, выполненные во ВНИИ с использованием современных
методик, показали, что для таких физико-геологических условий,
как в черепецком горизонте Мишкинского месторождения, конеч-
ный коэффициент нефтеизвлечения при использовании заводне-
ния не превысит 25% от балансовых запасов (при прокачке через
пласт 1,5-2 поровых объемов). За 25 лет разработки этого место-
рождения при достижении 89,6% обводненности продукции на
участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеизвлечения
составляет 28,5%.
Накопленная добыча нефти на участке ТПВ состави-
ла 561,0 тыс. т, что превышает расчетную на 146,5 тыс. т.
Участок продолжает разрабатываться, средняя обводнен-
ность продукции составляет 86,1%. Конечный коэффициент неф-
теизвлечения ожидается больше 45,0%
Технология ТПВ оказалась весьма эффективной. Примера
таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных
трещиноватых коллекторах с высоковязкими нефтями нет в ми-
ровой практике нефтедобычи.
На начало 1995 года на участке ТПВ закачано 336,4 тыс. м3
горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порово-
го объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего поли-
мерного раствора была заложена авторами метода на основании
проведения теоретических и экспериментальных исследований.
С 1995 года на этом участке начата закачка подогретой до 85° С
воды для проталкивания оторочки горячего полимерного раствора.
2. Холодное полимерное воздействие (ХПВ)
Участок холодного полимерного воздействия (ХПВ скв. 1411)
по всем основным геолого-физическим параметрам идентичен
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 539
элементу ТПВ. В пласт закачивался холодный полимерный рас-
твор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку,
т.е. той же концентрации, что и на участке ТПВ. Анализ показы-
вает, что холодный полимерный раствор в условиях Мишкинско-
го месторождения довольно полно вытесняет нефть из трещинно-
кавернозных емкостей, но «хуже работает» в матрицах. Поэтому
по количественным оценкам эффективности нефтеизвлечения
показатели разработки ХПВ по времени отстают от результатов
на участке ТПВ. Кроме того, здесь нет благоприятного воздейст-
вия тепла: ниже приемистость нагнетательной скважины и, сле-
довательно, меньше количество полимерного раствора закачано
за то же время разработки. С начала внедрения полимерного воз-
действия закачано 395,7 тыс. м3 холодного полимерного раствора
против 336,4 тыс. м3 горячего раствора ПАА по состоянию
на 01.01.95 г., когда в пласт было закачано 20% порового объема
участка пласта. Основные достигнутые показатели разработки
участков (таблица 27) указывают на высокую эффективность
ТПВ, не говоря уже о сравнении с участком, где применялось
традиционное заводнение (ВВ), и тем более с участком разработ-
ки на естественном режиме.
3. Водное воздействие (ВВ)
Участок ВВ (скважина 1417) близок по своим исходным
геолого-физическим параметрам участкам ТПВ и ХПВ.
На участке скважины 1417 (ВВ) производилась закачка хо-
лодной необработанной воды. Общий объем закачанной воды со-
ставляет 297,2 тыс. м3, что соответствует 19,2% объема пор уча-
стка пласта, то есть близко к объемам закачки при ТПВ и ХПВ
(на 01.01.95 г.).
Показатели добычи нефти при ВВ значительно отличаются
от показателей по участкам ТПВ и ХПВ. Анализ за длительный
промежуток времени говорит о высокой технологической и эко-
номической эффективности термополимерного воздействия
в залежах трещиновато-поровых карбонатных коллекторов с неф-
тями повышенной и высокой вязкости. Опытно-промышленные
540
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
работы показали, что термополимерная технология наиболее эф-
фективна, когда она применяется с самого начала (или вскоре по-
сле освоения) разработки месторождения, однако метод остается
достаточно эффективным и в уже разрабатываемых объектах
(участок ТПВ-2, скважина 1415). Одним из преимуществ метода
ТПВ является ограничение общего количества рабочего агента по
сравнению с водным воздействием, закачкой горячей воды и хо-
лодным полимерным воздействием, поскольку создание необхо-
димого гидродинамического и «теплового охвата» не требует та-
ких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя,
как в случае воздействия на пласт горячей водой. Общий объем
рабочего агента для удовлетворительного воздействия при ТПВ
в 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. При ТПВ улуч-
шается приемистость нагнетательных скважин. Снятие профилей
приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что
в них достигается прирост принимающих интервалов на 20-30%
от работающей толщины пласта при заводнении и ХПВ. Для со-
хранения вязкостных свойств полимерных растворов лучше при-
менять пресную воду, так как присутствие солей в растворе сни-
жает вязкостные характеристики. Подбор воды для затворения
полимера очень важен во внедрении полимерных технологий.
Термополимерное воздействие используется также и на Ли-
ственском месторождении «Удмуртнефти» с 1987 г. Концентра-
ция раствора ПАА по сухому порошку здесь составляет 0,05%.
По состоянию на 01.01.2002 г. было закачано 3,8 млн. м3 раство-
ра ПАА. Дополнительная добыча нефти за счет использования
технологии ТПВ на Лиственском нефтяном месторождении соста-
вила 490,9 тыс. т, а общая добыча в зоне воздействия 1650,0 тыс. т.
На Лиственском месторождении 29,75% нефти добывается за
счет технологии ТПВ.
4. Циклическое внутрипластовое полимерно-
термическое воздействие (ЦВПТВ)
Для совершенствования технологии термополимерного воз-
действия и уменьшения расхода полиакриламида создана новая
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 541
технология воздействия на сложнопостроенную залежь с нефтя-
ми повышенной и высокой вязкости - циклическое внутрипласто-
вое полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ). Патент РФ,
№ 2057916 «Способ разработки нефтяной залежи» (технология
ЦВПТВ), приоритет от 08.10.93г. (В.И. Кудинов, Ю.В. Желтов,
Г.Е. Малофеев и др.).
Технология термополимерного воздействия (ТПВ) преду-
сматривает создание в пласте оторочки горячего полимерного рас-
твора, нагретого на поверхности, с последующим ее продвижением
по пласту закачкой необработанной холодной или горячей водой.
Однако плохие коллекторские свойства (низкие проницае-
мость и пористость) многих нефтяных месторождений и в связи
с этим малая приемистость нагнетательных скважин при ограни-
ченных температурах нагрева полимерного раствора (не бо-
лее 100° С) не всегда позволяют создавать в пласте оторочку го-
рячего полимерного раствора нужной температуры. С учетом
этого было обосновано, что целесообразно нагревать раствор по-
лимера не в поверхностных условиях, а в пласте, прогрев предва-
рительно пласт, нагнетая в него теплоноситель.
Теплоноситель (пар, горячая вода) не подвержен температур-
ной деструкции и его можно нагревать на поверхности до более вы-
сокой температуры, чем раствор полимера. Приемистость пласта
для теплоносителя выше, чем для раствора полимера. Лаборатор-
ными исследованиями доказано, что эффективность процесса по
вытеснению нефти из пласта выше, если теплоноситель и холодный
раствор полимера закачивать в пласт циклическими оторочками.
Данная технология разработки нефтяной залежи предусмат-
ривает закачку через нагнетательные скважины последовательно
расчетного количества теплоносителя, холодного полимерного
раствора и на завершающей стадии закачку воды с температурой
не ниже пластовой температуры.
Оторочку теплоносителя в каждом цикле закачивают перед
оторочкой раствора полимера. Объемы оторочки теплоносителя VT и
холодного полимерного раствора Уп определяются из соотношения
Ит _ (1 — ^^СкРсК + /Я[*5'нСнРн "I" (1 ~ *$Н J 1
542 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
где VT - объем оторочки теплоносителя, м3; Уп - объем оторочки
холодного полимерного раствора, м ; т - пористость пласта, %;
сск - удельная теплоемкость минерального скелета пла-
ста, кДж/кг °С; SH - остаточная нефтенасьпценность; си - удель-
ная теплоемкость нефти, кДж/кг°С; ст - удельная теплоемкость
теплоносителя, кДж/кг-°С; рск - плотность минерального скелета
пласта, кг/м3; а - отношение радиуса фронта концентрации рас-
твора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в
пласте, а = 1,2=1,9; Г - коэффициент Генри адсорбции полимера,
м3/м3;
Температура теплоносителя и раствора полимера в пласто-
вых условиях определяются из соотношения:
ТП - TQ (1 - т) • cCKpCK + m[5HcHpH + (1 - SH )сжрж ]
П V — > < UK* UK ь п Н• Н х Hz zX* zX J
7 ~T« [т(1-Хя)с>“] + [(1-т)с„р„] + т5нс,/7н
1-7„ ,
Р ^ТсжРж(^з ~ 7q)
где Т]п - коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пла-
ста; Тп° - температура закачиваемого раствора полимера на забое
нагнетательной скважины, °C; Тт - температура теплоносителя на
забое скважины, °C; То - начальная невозмущенная температура
пласта, °C; Тп - температура раствора полимера в пластовых ус-
ловиях, °C; - удельная теплоемкость раствора полиме-
ра, кДж/кг °С; - плотность раствора полимера, кг/м3; fi - ко-
эффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя
и раствора полимера (выбирается в зависимости от продолжи-
тельности закачки оторочек теплоносителя и раствора полиме-
ра в пределах /} =14-2).
Механизм интенсификации добычи нефти и увеличения
нефтеизвлечения с применением технологии ЦВПТВ следующий.
При обычном полимерном воздействии закачиваемый раствор
полиакриламида проникает, прежде всего, в наиболее проницае-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 543
мые зоны пласта и приводит к их частичному закупориванию
и повышению фильтрационного сопротивления. Закачиваемая
в последующем вода обтекает закупоренные зоны и вытесняет
нефть из менее проницаемых зон пласта. За счет этого увеличи-
вается охват пласта процессом вытеснения и возрастает нефте-
извлечение.
Изложенный механизм вытеснения нефти осуществляется
на сравнительно небольшом (10-15 м) удалении от забоя нагне-
тательной скважины, поскольку закупоривание высокопроницае-
мых зон препятствует проникновению вязкого (10-15 мПа-c) хо-
лодного раствора полимера в более удаленные зоны пласта.
При закачке теплоносителя (в технологии ЦВПТВ) в нагнета-
тельные скважины в пласте создается нагретая зона. При после-
дующей закачке холодного раствора полиакриламида он, проходя
через разогретую зону пласта, нагревается, вязкость его при этом
снижается (до 2-3 мПа-c), и нагретый раствор ПАА проникает не
только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее прони-
цаемые, вследствие чего происходит более полный охват пласта
воздействием нагретым раствором полимера, чем при холодном
полимерном воздействии. В данной технологии используются
водорастворимые полимеры, не способные отвердевать в пласто-
вых условиях. Чередование закачиваемых оторочек теплоносите-
ля и холодного раствора полимера предусматривает поочередное
прогревание пласта и полимерного раствора за счет накопленного-
тепла в пласте. При этом происходит опережение фронта концен-
трации полимера, то есть превышение радиуса фронта концен-
трации полимера в пласте по отношению к радиусу фронта тем-
пературы.
За счет этого обеспечивается вытеснение нефти раствором
полимера не только в прогретой зоне пласта, но и за ее предела-
ми. При продвижении раствора полимера по пласту он охлажда-
ется за счет отбора тепла минеральным скелетом пласта, естест-
венных теплопередач в кровлю и подошву пласта.
Однако он охлаждается, уже проникнув не только в высоко-
проницаемые зоны пласта, но и в менее проницаемые, в которые
он может проникнуть только в нагретом состоянии, то есть в со-
544
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
стоянии сниженной вязкости. Охладившись, полимерный раствор
временно теряет подвижность.
Нагнетаемый в пласт во второй оторочке теплоноситель вы-
полняет две функции: вытесняющего агента и теплоносителя.
Поскольку прогрев пласта происходит во времени, то теплоноси-
тель, имея значительно меньшую вязкость, чем даже нагретый
раствор полимера, сначала встречает преграду в виде «набравше-
го» вязкость (остывшего) раствора полимера в заполненных им
зонах, обходит эти зоны через низкопроницаемые участки, нагре-
вая и вытесняя оттуда нефть. В то же время, по мере закачки теп-
лоносителя в пласт, постепенно нагревается и раствор полимера,
снижается его вязкость, он приобретает подвижность и снова на-
чинает продвигаться по пласту, высвобождая высокопроницае-
мые зоны для продвижения по ним нефти, притекающей из низ-
копроницаемых зон под действием теплоносителя.
После промыва высокопроницаемых и низкопроницаемых
зон вновь возникает потребность в кальматации промытых зон.
Для этого вновь закачивается раствор полимера, и так далее.
Значительная эффективность данного процесса достигается
за счет того, что раствор полимера проходит не только по прогре-
той зоне, но и проникает в непрогретые зоны пласта. В непрогре-
той зоне раствор полимера охлаждается, проникая при этом лишь
в наиболее проницаемые зоны и блокируя их. При этом происхо-
дит вытеснение нефти из этих зон, а вследствие повышения вяз-
кости раствора полимера по мере его охлаждения в этих участках
происходит как бы «запирание» потока раствора полимера,
а в прогретой зоне он проникает в менее проницаемые области.
Цикличность закачки в пласт предусматривает цикличность
нагрева и охлаждения полимерного раствора и, следовательно,
цикличность изменения его вязкости, то есть проникающей и за-
купоривающей способности в пласте. Происходит благоприятное
саморегулирование воздействий рабочих агентов по всему объе-
му пласта, за счет чего обеспечивается интенсификация добычи
нефти.
Для получения наиболее результативных показателей необ-
ходимо строго выдерживать заданные (расчетные) технологиче-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 545
ские параметры процесса ЦВПТВ: температура, темп нагнетания
и продолжительность закачки теплоносителя и раствора полиме-
ра в каждом цикле. Температура прогретой зоны пласта не долж-
на превышать температуру начала термодеструкции полимера
(100°С) и в то же время должна соответствовать эффективной
температуре. За эффективную температуру принимается темпе-
ратура, дальнейшее повышение которой не приводит к сущест-
венному снижению вязкости нефти в пластовых условиях для
данного месторождения. Для приготовления раствора соответст-
вующей концентрации из порошкообразного полиакрилпмида
импортного производства (Япония, РДА-1041) рекомендуется
пользоваться таблицей 29.
Таблица 29
Концентрация раствора ПАА, % 0,01 0,2 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10
Расход по- рошка, кг на 1м3воды 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,0
Расчеты показывают, что прирост нефтеизвлечения при ис-
пользовании технологии ЦВПТВ составит не менее 10% по срав-
нению с заводнением.
Термические методы повышения нефтеизвлече-
ния высоковязких нефтей. Одним из главных условий, оп-
ределяющих рациональную разработку нефтяных месторождений
при термическом воздействии на пласт, является повышение теп-
ловой эффективности процесса. Под тепловой эффективностью
процесса понимается количество тепла, сохранившегося в пласте
и полезно используемого для извлечения нефти, в долях от обще-
го количества, введенного в пласт с поверхности или генерируе-
мого в нем за определенный промежуток времени. Главным кри-
терием эффективности применения термических (тепловых) ме-
тодов воздействия на нефтяные залежи с высоковязкой нефтью
является получение высоких конечных коэффициентов нефтеизв-
546 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
лечения с наименьшими материальными затратами в сравнении
с существующими традиционными методами.
В качестве теплоносителя, применяемого для нагнетания
в пласт, используются горячая вода или насыщенный пар. Когда
применяется горячая вода, метод получил название ВГВ - воз-
действие горячей водой, а когда применяется насыщенный пар,
то метод называется ПТВ - паротепловое воздействие. Горячая
вода и насыщенный пар характеризуются сравнительно высоки-
ми параметрами по теплосодержанию, экологически чистые, тех-
нически хорошо освоены промышленностью. Рациональное ис-
пользование тепла заключается в способе передачи тепловой
энергии в пласт, предусматривающем минимальные потери тепла
как по пути движения от парогенератора до забоя скважины, так
и в самом пласте.
В случае когда закачка теплоносителя в скважину осуществ-
ляется через не термоизолированные насосно-компрессорные тру-
бы, потери тепла достигают 50%. Чем меньше тепловых потерь по
пути движения теплоносителя к пласту, чем более полно использо-
вание тепла по назначению в самом пласте, тем меньше тепла рас-
ходуется на извлечение 1 тонны нефти, тем совершеннее техноло-
гия и более энергосберегающим эффектом она обладает.
Эффективность применения того или иного теплового мето-
да может быть оценена по энергетическому балансу затрат,
то есть по разности между полученной энергией в виде добытой
нефти и затрачиваемой энергией на ее добычу.
Тепловые потери в системе подводящих теплопроводов
и в самом стволе скважины являются неизбежными при осущест-
влении любой технологии с централизованным источником теп-
лоснабжения.
Количественная оценка тепловых потерь зависит от протя-
женности теплотрассы, надежности теплоизоляции, качества
применяемого теплоизоляционного материала, режима закачки
теплоносителя, а также вида теплоносителя (пар, вода) и его ха-
рактеристики (температура, давление). Термические методы раз-
работки месторождений высоковязких нефтей требуют значи-
тельных энергозатрат и капитальных вложений, что в конечном
итоге ведет к повышению себестоимости добычи нефти. При те-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 547
пловых методах (ПТВ, ВГВ) разработки месторождений вязкой
нефти через систему специальных нагнетательных скважин
в нефтяную залежь закачивается теплоноситель (60-80% объе-
ма пор пласта), а затем через эти нагнетательные скважины за-
качивается холодная вода для проталкивания тепла к добы-
вающим скважинам, по времени до экономически предельного
уровня рентабельности (обычно 2-3 поровых объема пласта).
При этом методе на извлечение 1 тонны нефти расходуется 5-6
тонн теплоносителя. Сравнительно высокая себестоимость до-
бычи нефти и невысокие коэффициенты конечного нефтеизвле-
чения (0,25-0,27) при тепловых методах являлись одним из
главных сдерживающих факторов их широкого применения. По-
этому совершенствование существующих и создание более эф-
фективных и менее энергоемких методов является одной из
важнейших задач.
На основе анализа отечественного и зарубежного опыта на-
гнетания теплоносителя в пласты, содержащие высоковязкие неф-
ти, проведения лабораторных и опытно-промышленных работ
в сложных (для тепловых методов) геологических условиях в Уд-
муртии была создана и внедрена (патент РФ № 1266271, 1984 год,
авторы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и др.) принципиально новая
высокоэффективная, ресурсосберегающая технология импульс-
но-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) на пласт.
5. Импульсно-дозированное тепловое воздействие
(ИДТВ) на пласт
В основе новой технологии лежит решение наиболее проблем-
ных задач разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекае-
мыми запасами высоковязкой нефти, с целью значительного повы-
шения конечного нефтеизвлечения и ресурсосбережения с меньши-
ми капитальными вложениями.
Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом
попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды
(с формированием волнового теплового фронта) в строго расчет-
ных пропорциях с созданием в пласте «эффективной температу-
548 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ры» - Тэф. Объемы порций теплоносителя У(7) и холодной
воды V(X) определяются по формуле:
у f{т -т\+ао i 1+ /^°с° ^пор /j. _j’\
К/П *"Ч m \ Я тну q Г°'
=-----1=-------------------------------==J------, (128)
Г(Х) ^nopfA'T-A'xJ-Knop^^-To^+^+^^J^^-T’o)
где: Упор - объем порового пространства пласта участка разра-
ботки, м3; m - пористость пласта, доли единицы; Тэф - эффектив-
ная температура вытеснения нефти, выше которой вязкость неф-
ти изменяется незначительно, °C; То - начальная температура
пласта, °C; £», А - плотность, соответственно, добываемой
жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м3; гж, гт, гх - теп-
лосодержание, соответственно, добываемой жидкости, теплоно-
сителя и холодной воды, ккал/кг; М - объемная теплоемкость
пласта с насыщающими его жидкостями, ккал/м3 оС; Ло - коэф-
фициент теплопроводности окружающих пород, ккал/м-ч-°С; с0 -
объемная теплоемкость окружающих пород, ккал/м3 оС; Н - тол-
щина пласта, м; q - темп нагнетания агента в пласт, м3/ч; a, ft -
безразмерные коэффициенты.
Потери тепла в породы, окружающие нефтеносный пласт,
а следовательно, и тепловая эффективность процесса зависят в
основном от разности температур между продуктивным пластом
и окружающими породами.
На рис. 133 представлена зависимость вязкости пластовой
нефти от температуры при давлении 10 МПа.
На рис. 134 - номограмма зависимости объемов порций им-
пульсов теплоносителя V(T) и холодной воды V(X) от эффектив-
ной температуры вытеснения нефти Тэф при разных температурах
нагнетаемого теплоносителя Гх.
При тепловом воздействии следует поддерживать в пласте
температуру, не превышающую некоторой минимально необхо-
димой для данного месторождения температуры - эффективной
температуры вытеснения - ТЭф. Эта температура определяется по
графику зависимости вязкости нефти конкретного месторожде-
ния от температуры (рис. 135), то есть принимается в качестве
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 549
эффективной температуры то ее значение, при котором дальней-
шее повышение температуры практически не влияет на снижение
вязкости нефти. После определения эффективной температуры
вытеснения принимается условие, что при суммарном нагнетании
теплоносителя и холодной воды в объеме aVnop средняя темпе-
ратура части пласта Z?Vnop должна быть равной . В этом слу-
чае уравнение баланса тепла будет следующее:
Q(T)p^+Q(X)pxix = Qr+Q2+Q3, (129)
Эффективная температура - 504-60° С
Среднее значение вязкости
нефти в пластовых условиях - 150 мПа-с
Рис. 133. Зависимость изменения вязкости пластовой нефти Гре-
михинского нефтяного месторождения от температуры
где Q(T) - объем нагнетаемого теплоносителя в пересчете на
конденсат; Q(X) - объем нагнетаемой холодной воды; - ко-
личество тепла, накапливаемого в пласте; Q2 - количество тепла,
550
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью; Q3 - ко-
личество тепла, теряемого в окружающие породы; Q(T) и Q(X)
удовлетворяют соотношению
Рис. 134. Зависимость объемных отношений импульсов теплоноси-
теля V(T) и холодной воды V(X) от эффективной температуры
при разных температурах нагнетательного теплоносителя ТГВ; а = 2
Глава ХУП. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 551
Слагаемые правой части уравнения (129) приближенно могут
быть представлены в аналитическом виде:
То), (131)
т
при этом объемная теплоемкость пласта с насыщающими его
жидкостями
М = (1 - m)pCKcCK + ?иржсж, (132)
где рск и рж - плотность скелета пласта и жидкости, содержа-
щейся в нем, а сск и сж - соответственно, удельная теплоемкость
скелета пласта и жидкости.
Количество тепла, выносимого из пласта вместе с добывае-
мой жидкостью,
Qi — ^пор • рж*ж , (133)
а теплопотери в окружающие породы составляют
Q(134)
mH Y л ' т у q
Видно, что объемы порций теплоносителя У(Т) и холодной
воды V(X) связаны друг с другом соотношением
- Q(r) .... (135)
V(X) aVn<jp-Q(T)
Подставив в (135) вместо Q(T) его значение из уравнения (129)
получаем характеристику, определяющую технологический ре-
жим по данной технологии, т.е. выражение (128).
Приняв а = 2, /3 = 1, построим номограмму зависимости от-
ношения V(T)/V(X) от эффективной температуры вытеснения
для различных значений температур теплоносителя (рис. 135).
Видно, что
а=даэ+да>
V V
'пор ’пор
То есть коэффициент а определяет суммарную закачку в пласт
теплоносителя и холодной воды в долях от объема пор разраба-
тываемого участка пласта. Опыт применения термических мето-
552
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
дов на конкретных месторождениях показывает, что для доста-
точного охвата пласта вытеснением необходимо прокачивать че-
рез пласт объем вытесняющего агента, составляющий не менее
двух объемов пор (а> 2). В технологических схемах разработки
залежей высоковязкой нефти обычно определяется суммарная за-
качка агентов воздействия V(T)+V(X) в диапазоне 2-3 объемов
пор с учетом экономической целесообразности и рентабельности.
Так, например, при известном способе с использованием те-
пловых оторочек (ПТВ, ВГВ) задают величину тепловой оторочки
в пределах 0,4-1,0, а затем двумя-тремя объемами воды
вытесняют остаточную нефть. Значение а = 2 выбирается из
практических соображений, так как с увеличением а увеличива-
ются теплопотери в окружающие нефтяной пласт породы и эф-
фективность теплового воздействия постепенно снижается.
Коэффициент Р используется для обозначения доли про-
гретой части пласта (/?<1, если требуется прогреть не весь
пласт, и Р = 1, если необходим прогрев всего пласта).
Основная практическая задача заключается в следующем: ка-
кое количество теплоносителя Q (Т) необходимо закачать в пласт и
какое должно быть соотношение импульсов Q(T)/Q(X), чтобы
при заданном объеме закачки теплоносителя и холодной воды
в количестве двух поровых объемов Q(T) + Q(X) = 2Vnop темпера-
тура всей части пласта достигала в среднем значения Гэф. Поэтому
основным значением коэффициента Р является значение Р = ^-
Таким образом, при а = 1 и Р = 1 по предложенной форму-
ле (128) определяем постоянное значение соотношения V(T)/V(X)
на весь период теплового воздействия. Использование для этой цели
других значений (Р<1) нецелесообразно, так как в этом случае
обеспечивается прогрев до лишь части объема пласта, и необхо-
димый тепловой фронт не достигает ряда добывающих скважин.
С помощью общей формулы (128) можно решать обратную
задачу. Например, технологический режим осуществляется с из-
вестным соотношением V(T)/V(X) = А. При анализе с целью ре-
гулирования процесса разработки важно знать динамику прогрева
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 553
в любой момент времени. Задавая время, соответствующее сум-
марной закачке агентов в количестве Q(T) + Q(X) = 0,5Vnop,
а = 0,5 из формулы (128) определяем Д; определяем часть поро-
вого объема, прогретого до температуры Тэф.
Так, если для Та = 320°С; х = 0,4; ТЭф=50° С, то процесс
ведется с отношением импульсов V(T)/V(X) = 0,5, и к моменту
суммарной закачки Q(T) + Q(X) = 0,5Vnop, а = 0,5 по формуле
получаем значение Д = 0,32. Это значит, что к данному моменту
будет прогрето до ТЭф около одной трети объема пор пласта.
Приведем пример конкретного расчета для определения со-
отношения V(T)/V(X). После сокращения на Упор формула (128)
приобретает вид:
№(Тл.-Тп} + ар i + .т\
nop Znp rp \
(137)
Л • \ ('Т РоС0°^пор (г г \
а(р?т AZx) (^эф ^о) + С^жгж+ tjJ _ Иэф Го)
ГГ1 ftlH У
В данном примере приняты следующие значения параметров:
., <пп ккал л о з 1 о №aJI
М=500—-------; т = 0,2 2 = 1,8------
м3-°С м-ч°С
3 3
ккал ,м м
сп=450—г-----; <7 = 150-= 6,25 —; Л = 30м;
м3оС сут ч
V =д-Л2-т-Я; Я = 150м; />=1000-^-;
м
1 = 20; То=2О°С; а = 2; Д = 1.
Значения рт и <т задаются из таблицы 30.
Таблица 30
г °C 100 150 200 250 300 320
степень сухости
х = 0 х = 0,2 х = 0,4 х = 0,6
960 926 870 806 720 670 670 670 670
iT, ккал/кг 102 152 204 260 320 349 408 467 527
554
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Среднее значение рж • /ж для отбираемой из пласта жидко-
сти оценено выражением
Рж ’ гж (О’^РвОДЫ * ^ВОДЫ + 0>2нефти • Снефти
= 440(Тэф+20).
Таким образом, после подстановки задаваемых параметров
в формулу, имеем
У(Т) _ 2500(тэф -20) + 880(гэф + 20)+1950(тэф-Та)
V(X) 2(рт -20000)-250(тэф -20) + 880(тэф +20) +1950(7^-Та)'
По этой формуле легко посчитать V(T)/V(X). Например,
для Та = 320° С; х = 0,4; Тэф = 50° С получаем
У(Г) = 75000 + 61600+58500 = 195100 =
У(Х) ~ 2(670467 - 20000)-195100 ~ 391000 ~ ’
В данном случае импульс горячего агента равен половине
импульса холодного агента. Закачивая в пласт вытесняющий
агент в количестве двух объемов пор (а = 2), для суммарных
расходов получаем
2 4
G(n=yV„„, <?(X)=-vnop.
Для случая Та = 250° С; Тэф = 50° С имеем
У(Г) 195100 г 06
У(Х) 2(806260 - 20000)-195100 ’
Таким образом, при температуре нагнетания Та = 250° С для по-
лучения в среднем по пласту Тэф =50° С необходимо выбирать
импульсы горячего и холодного агентов равными V(T) = V(X).
Аналогичные расчеты выполняются для любых других зна-
чений Та, Гэф (рис. 135).
С целью изучения экономической и технологической эф-
фективности технологии ИДТВ был осуществлен комплекс ис-
следовательских и опытно-промышленных работ на Гремихин-
ском нефтяном месторождении в Удмуртии.
Глава ХУП. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 555
Рис. 135. Номограмма режима ИДТВ Q(T)/Q(X) = f(Ta,T^), а = 3.
556
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Залежь нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского
месторождения, имея сложное геологическое строение, была
сложным объектом для ввода в планомерную разработку. Про-
дуктивный пласт А4 представляет собой пачку органогенообло-
мочных известняков, в которой чередуются плотные и проницае-
мые прослои с весьма изменчивой петрофизической характери-
стикой. В разрезе объект представлен переслаиванием карбонат-
ных порово-трещинных коллекторов с незначительным содержа-
нием каверн и плотных со слабо- и среднезернистыми обломоч-
ными карбонатными частицами органического происхождения
с размерами 0,1-1,2 мм; диаметры поровых каналов меняются
от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальций, составляю-
щий 5-7% от общего объема. Верхняя пачка объекта представле-
на переслаиванием сравнительно тонких (0,5-2,0 м), хорошо вы-
держанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов
и пластов-неколлекторов - плотных известняков (1,0-3,0), общая
толщина верхней части 15,0-18,0 м.
Количество пластов-коллекторов в разрезе меняется по
площади от 5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину
около 6,7 м. Среднее значение пористости и проницаемости кол-
лекторов, соответственно, равны 18% и 0,062 мкм2. Пласты-
коллекторы верхней части подпираются контурными водами.
Пластовая нефть имеет высокую плотность (0,92 г/см3),
очень малую газонасыщенность (2,0 м3/т) и высокую вязкость
(до 200 мПа-с).
Запасы нефти верхней части объекта составляют пример-
но 28% от общих. Верхняя часть объекта отделена от средней
плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной
от 2,0 до 3,3 м. Средняя и нижняя части объекта также представ-
лены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно
большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных
пластов в разрезе (6 - в средней части и 4 - в нижней) составляют
общую толщину около 22,0 м и нефтенасыщенную - 18,2 м.
Средние значения пористости и проницаемости коллекторов
средней и нижней частей сравнительно высокие и, соответствен-
но, равны 22% и 0,149-0,083 мкм2. Плотность нефти - 0,900 г/см3,
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 557
вязкость - 70-125 мПа-c. Наиболее проницаемыми и высокопо-
ристыми являются коллекторы нижнего объекта. Коллекторы
нижнего объекта слагаются раковинными песчаниками с очень
слабым развитием цементов.
Ухудшение поровой составляющей коллекторских свойств
матрицы породы обусловлено развитием постдиагенного кальцита,
что особенно проявилось в коллекторах верхнего объекта. В то же
время в них же и наиболее интенсивно проявилась трещиноватость,
которая характеризуется развитием горизонтально, вертикально и
наклонно к горизонту направленных трещин, осложняющих строе-
ние грануллярных коллекторов, улучшающих их фильтрационные
и емкостные характеристики. Замеренная густота трещин в керне
меняется от 0,15 до 0,7 см’1, плотность их - 0,9-8,4 см-1, ширина от
0,02 до 2-3 мм. Начальное пластовое давление, приведенное к от-
метке водонефтяного контакта (ВНК), - 12,5 МПа, пластовая тем-
пература +28° С. Общая толщина горизонта составляет 46 м.
Средневзвешенное значение эффективной нефтенасыщенной тол-
щины составляет 24,4 м. Пористость пласта Л4 в среднем составля-
ет 19%, начальная нефтенасьнценность - 83,9%. Проницаемость в
среднем составляет 0,105 мкм2. Теплопроводность пород составля-
ет в среднем 2,4 Вт/мк, а теплоемкость - 1,15 кДж/кг °С. Нефть вы-
сокосернистая (до 3% по весу). Содержание парафина 6,7% по ве-
су, сликагелевых смол - от 9 до 17%. Растворенный в нефти газ в
основном состоит из азота (61% по объему). Содержание гелия
достигает 0,115%. Геолого-физическая характеристика залежи пла-
ста Л4 показана в таблице 31.
Как видно из геолого-физической характеристики залежи
нефти пласта Л4, объект представлен многопластовым разрезом
карбонатных коллекторов со сложной двойной пористостью
и с большим диапазоном изменения коллекторских свойств, вы-
сокой вязкостью пластовой нефти и наличием бассейна подош-
венных вод с зональным характером их контактирования с про-
дуктивными нефтенасыщенными коллекторами.
Исследования, проведенные в институте ВНИПИтермнефть,
показали, что разработка залежи нефти Гремихинского месторо-
ждения на естественном режиме будет малоэффективной. Конеч-
ный коэффициент нефтеизвлечения составит не более 6% от гео-
логических запасов. Применение традиционного метода закачки
558
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 31. Геолого-физическая характеристика залежи нефти
пласта Л4 Гремихинского месторождения
№ п/п " Параметры Единица измерения Характеристика
1 Тип залежи — Массивный с подошвенной водой
2 Тип коллектора — Карбонатный порово-трещинный
3 Средняя глубина залегания м 1147,5
4 Отметка ВПК м 1000
5 Средняя общая толщина м 46,0
6 Нефтенасыщенная толщина м 24,4
7 Коэффициент продуктивной пористости доли единиц 0,19
8 Средняя проницаемость коллекторов по керну 2 МКМ 0,105
9 Начальная нефтенасыщен- ность доли единиц 0,839
10 Плотность нефти в поверхностных условиях в пластовых условиях кг/м3 917,0 897,0
И Вязкость пластовой нефти (средняя) мПа-с 125
12 Газосодержание (среднее) м3/т 6,5
13 Давление насыщения МПа 5,04
14 Начальное пластовое давле- ние, приведенное к отметке ВНК МПа 12,5
15 Коэффициент расчлененно- сти (средний) доли единиц 8,75
холодной воды в пласт также малоэффективно. Конечный коэф-
фициент нефтеизвлечения составит не более 12% от геологиче-
ских запасов в связи со сложной структурой пористой среды
и высокой вязкостью пластовой нефти.
Возможность применения термических методов вызывала
сомнение, так как глубина скважин здесь 1200 м, а граница при-
менения тепловых методов по глубинам принята 700-800 м.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 559
Несмотря на изложенные выше сложности, в 1979 году бы-
ло принято решение о проведении на этом месторождении опыт-
но-промышленных работ по нагнетанию теплоносителя в пласт.
В 1981 году Гремихинское месторождение вводится в разработку
на естественном режиме с разбуриванием залежи пласта Л4
поравномерней треугольной сетке 173x173 м. С 1983 года про-
водятся опытно-промышленные работы по нагнетанию теплоно-
сителя в пласт с созданием тепловой оторочки и последующим
нагнетанием холодной воды для перемещения оторочки и интен-
сификации выработки запасов. В 1986 году начинается промыш-
ленное испытание технологии импульсно-дозированного тепло-
вого воздействия (ИДТВ), а с 1988 года осуществляется ее про-
мышленное внедрение (рис. 141).
Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом
попеременном вводе в пласт через нагнетательные скважины те-
плоносителя и холодной воды (с формированием волнового теп-
лового фронта) в строго расчетных пропорциях с созданием
в пласте «эффективной» температуры ТЭф. Основное преимуще-
ство механизма ИДТВ над известными способами паротеплового
воздействия (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) состоит
в том, что в технологии ИДТВ при многократном повторе рас-
четных циклов «пар-холодная вода» активизируется вытеснение
нефти из поровых блоков (матриц) трещиновато-порового пласта,
что в целом приводит к увеличению нефтеизвлечения из залежи.
Важным преимуществом импульсно-дозированного теплового
воздействия является энергосбережение, которое достигается
за счет ограничения объема вводимого в пласт теплоносителя
уровнем прогрева пласта до так называемой «эффективной» тем-
пературы, определяемой по кривой зависимости вязкости нефти
от температуры (рис. 133). Понятие «эффективная температура»
впервые обосновано для тепловых методов и имеет принципи-
альное значение. Эффективная температура (ТЭф) - это темпера-
тура, выше которой дальнейшее снижение вязкости нефти проис-
ходит незначительно. Особый циклический режим нагнетания
и энергосбережение, присущие технологии ИДТВ, позволили
преодолеть установленный ранее «барьер» 700-800 м в качестве
560
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
предельной глубины залегания залежей вязкой нефти для приме-
нения термических методов.
При ИДТВ в периоды нагнетания импульсов холодной воды
парогенераторные установки используются для теплового воздей-
ствия на других элементах залежи, что позволяет интенсифициро-
вать охват пласта тепловым воздействием и увеличивать добычу
нефти. При использовании ИДТВ на 25% уменьшаются капиталь-
ные вложения по сравнению с ВГВ, а эксплуатационные затраты -
на 27%. Себестоимость добычи нефти с учетом конечного нефте-
извлечения становится близкой к заводнению. При ИДТВ достига-
ется увеличение коэффициента нефтеизвлечения (для Гремихин-
ского месторождения до 0,37 по сравнению с естественным режи-
мом - 0,06, заводнением - 0,12 и технологией ВГВ - 0,27). Расход
теплоносителя при ИДТВ составляет 3,4 т на извлечение одной
тонны нефти, а при воздействии горячей водой (ВГВ) - 6,4 т.
6. Импульсно-дозированное тепловое воздействие
с паузой (ИДТВ(П))
Сущность технологии ИДТВ(П) (рис. 142) заключается
в том, что при циклической закачке расчетных объемов теплоно-
сителя и холодной воды при ИДТВ на этапе нагнетания воды
осуществляются периодические остановки процесса (паузы) (па-
тент РФ № 1365779 «Способ разработки залежи высоковязкой
нефти» (технология ИДТВ(П)), приоритет от 10.11.85г. (В.И. Ку-
динов, В.С. Колбиков и др.)).
Продолжительность каждой паузы равна времени восста-
новления пластового давления в скважинах при их остановке
или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжитель-
ность остановок в цикле не должна превышать времени, необхо-
димого для закачки в пласт 10-15% объема воды в данном цикле.
ИДТВ(П), в отличие от ИДТВ, позволяет активизировать не
только внутрипластовые термокапиллярные и термоупругие про-
цессы, но и проявлять гидродинамические упругие силы между
нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и высокопро-
ницаемыми разностями окружающих пород (каналами активной
фильтрации). В результате достигается повышение охвата коллек-
торов вытеснением и, как результат, увеличение нефтеизвлечения.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 561
Промышленное внедрение этой технологии осуществляется
на Гремихинском месторождении с 1990 года по настоящее вре-
мя.
Таблица 32. Типовой режим технологии ИДТВ(П)
на Гремихинском месторождении
№ п/п Параметры режима Величина
1 Отношение потребного количества теплоносителя и холодной воды для элемента воздействия Q(7)/Q(X) 0,6
2 Отношение импульсов И(7)/И(А') 1,5-1,7
3 Количество теплоносителя в им- пульсе И(7), м3 (0,02-0,03) Упор
4 Количество холодной воды в импульсе И(Л), м3 (0,02-0,03)Упор 1,4-1,7
5 Темп нагнетания теплоносителя и холодной воды (при 7<ж=0,8), т/сут 160-190
6 Продолжительность импульса И(7), сут (0,02-0,03)УпорРв (160-190)ЛГэкс
7 Продолжительность импульса И(А'), сут (0,02 - 0,03)УпорРв (1,5-1,7)(160-190)£экс
ИДТВ(П), обладая всеми положительными качествами тех-
нологии ИДТВ, обеспечивает нефтеизвлечение в неоднородном
низкопроницаемом пласте до 40%, из которых почти 10% явля-
ются эффектом использования пауз.
Технология ИДТВ(П) позволяет снизить удельный расход
теплоносителя на одну тонну добываемой нефти с 6,4 т/т при ис-
пользовании технологии с непрерывной закачкой теплоносителя
(ВГВ) до 3,1 т/т при ИДТВ(П).
Несмотря на явные преимущества технологий ИДТВ
и ИДТВ(П), они имеют следующие недостатки:
- необходимо применять плотные сетки скважин, что приво-
дит к высоким капитальным вложениям;
562 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- каждая нагнетательная скважина обеспечивает воздействие
только на определенные запасы (участки) нефти;
- технологии нагнетания теплоносителя в центральные нагне-
тательные скважины неизбежно оставляют значительные
«целики», не охваченные воздействием;
- теплоноситель, в течение длительного времени прокачивае-
мый через скважину, выполняет на небольшой части своего
пути малоэффективную работу как агент вытеснения, теряя
при этом свое ценное качество - тепло.
С целью устранения отмеченных недостатков и дальней-
шего совершенствования технологических процессов теплового
воздействия на залежи высоковязких нефтей коллективом ав-
торов (В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и другие) создан новый
способ теплоциклического воздействия на нефтяной пласт
(ТЦВП).
7. Теплоциклическое воздействие на нефтяной пласт
(ТЦВП)
ТЦВП - единый технологический процесс комплексного теп-
лового воздействия на пласт через систему нагнетательных
и нефтедобывающих скважин (рис. 143).
Технологическая сущность теплоциклического воздействия
на пласт заключается в нагнетании заданного (найденного рас-
четным путем, в зависимости от схемы размещения скважин и
геологической характеристики участка залежи) количества теп-
лоносителя в данный элемент (участок) залежи через паронагне-
тательную и три добывающие нефтяные скважины, сгруппиро-
ванные через одну в 7-точечном элементе скважин. Нагнетание
теплоносителя в паронагнетательную скважину (расположенную
в центре 7-точечного элемента скважин) ведется постоянно, в
режиме ИДТВ(П), а в добывающие - циклически, с переменой их
функций по закачке теплоносителя в режиме ИДТВ и отбору
нефти (жидкости).
В технологии ТЦВП реализуются следующие технические
и технологические приемы:
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 563
- определяется расчетное необходимое количество теплоно-
сителя для данного элемента залежи;
- рассчитывается распределение теплоносителя между нагне-
тательной (центральной) и добывающими скважинами, со-
ставляющими элемент теплового воздействия;
- определяется темп нагнетания теплоносителя в данный эле-
мент с последующим распределением между паронагнета-
тельной и добывающими скважинами;
Один цикл ТЦВП состоит из трех технологических этапов:
1-й этап - нагнетание теплоносителя одновременно через цен-
тральную нагнетательную (НС) и добывающие (ДС)
скважины данного элемента, расположенные через
одну в режиме ИДТВ(П), отбор нефти осуществляет-
ся через оставшиеся (через одну) добывающие сква-
жины (рис. 144, А).
2-й этап - отличается от первого тем, что добывающие сква-
жины меняются функциями. Добывающие три
скважины, в которые закачивался теплоноситель,
переводятся под добычу нефти, а нефтедобываю-
щие три скважины переводятся под закачку тепло-
носителя (рис. 144, В).
3-й этап - нагнетание теплоносителя осуществляется только
через центральную нагнетательную скважину (НС),
а из всех добывающих скважин осуществляется от-
бор нефти (жидкости) (рис. 144, С).
Циклы повторяются заданное количество раз. После за-
вершения всех циклов ТЦВП переходят к завершающей стадии
разработки элемента. На этой стадии центральная нагнетатель-
ная скважина (НС) переводится под нагнетание холодной или
нагретой воды для проталкивания остаточной тепловой отороч-
ки, а все добывающие скважины переводятся в режим эксплуа-
тации.
564
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Технология ТЦВП позволяет исключить ряд недостатков,
имеющихся в других известных тепловых технологиях. Основ-
ные преимущества новой технологии ТЦВП следующие:
- ускоряется процесс рассредоточения ввода теплоносителя
в продуктивный пласт, в результате чего повышается темп
теплового воздействия и тепловая эффективность процесса;
- повышается продуктивная характеристика добывающих
скважин, что приводит к интенсификации добычи нефти
и повышению темпа выработки запасов нефти;
- повышается охват коллектора тепловым воздействием и, как
результат, повышается конечная выработка запасов нефти;
- создаются условия для применения более редких сеток
скважин, за счет чего значительно снижаются капитальные
вложения.
Промышленные испытания технологии ТЦВП проведены
в течение длительного времени (1988-2004 годы) на Гремихин-
ском месторождении в Удмуртии. Результаты этих испытаний
показывают, что после теплоциклического воздействия значи-
тельно повышаются дебиты скважин по нефти (в 1,3-7,0 раза
от исходного) и по жидкости - 2,0-4,5 раза. Эффект прироста деби-
та нефти по добывающим скважинам обеспечивает сравнительно
быструю компенсацию «потерь» добычи нефти, происходящих при
переводе скважин с добычи нефти на процесс нагнетания теплоно-
сителя, с последующим получением чистого экономического эф-
фекта.
Создан еще один способ разработки нефтяных месторожде-
ний теплоносителями, который сочетает в себе качества техноло-
гий «тепловых оторочек», комбинированного воздействия на
пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин,
циклического воздействия на пласт теплоносителем и нагнетае-
мой водой.
(Патент РФ №2067165 «Способ разработки нефтяного ме-
сторождения». (Технология больших треугольников), приоритет
от 23.12.92 г. (В.И. Кудинов, В.С. Колбиков, Н.В. Зубов, М.И. Да-
цик).)
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 565
Сущность предложенного способа для случая разбуривания
залежи по равномерной треугольной сетке заключается в сле-
дующем:
1) формируют укрупненные 10-точечные площадные эле-
менты теплового воздействия - «большие треугольники» с девя-
тью равномерно расположенными по периметру скважинами и
одной скважиной в центре большого треугольника (рис. 136);
2) нагнетательные скважины располагают по вершинам
большого треугольника, остальные семь скважин - добываю-
щие;
3) разработку элемента осуществляют методом теплоцикли-
ческого воздействия, в котором закачку теплоносителя и отбор
продукции ведут по циклам;
4) каждый цикл воздействия на пласт осуществляют в три
этапа. На первом этапе теплоноситель закачивают в нагнета-
тельные скважины, и одновременно в три (через одну) из
шести добывающих скважин, расположенных на сторонах
треугольника (рис. 137), отбор продукции ведется из
оставшихся четырех добывающих скважин; второй этап
повторяет первый, за исключением того, что добывающие
скважины, расположенные по сторонам треугольника,
меняются функциями переводом их с режима нагнетания в
режим отбора и наоборот; на третьем этапе закачку
теплоносителя ведут только через нагнетательные скважины,
отбор продукции ведут из центральной добывающей, а
остальные скважины останавливают;
5) циклы теплового воздействия повторяют 3-5 раз до пол-
ного завершения закачки в пласт расчетного количества теплоно-
сителя;
6) переходят на режим проталкивания тепловой оторочки от
периферии к центру треугольника путем нагнетания ненагретой
воды в нагнетательные скважины и отбора продукции из всех
добывающих скважин.
Порядок осуществления способа и значение каждой опера-
ции в технологическом процессе следующие:
1. Определение потребного количества теплоносителя.
566
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 138 Рис. 139
Как и в любой другой технологии, предварительно расчет-
ным путем определяют общее количество теплоносителя Qp, не-
обходимого для эффективного прогрева элемента воздействия
(в нашем случае - «большого треугольника»).
2. Распределение теплоносителя, закачиваемого в пласт че-
рез нагнетательные и добывающие скважины.
В схеме «большой треугольник» общее количество теп-
лоносителя Qp вводится в пласт как через нагнетательные, так
и через добывающие скважины. При этом выполняется условие:
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 567
где ]Г(?НС - количество теплоносителя, вводимого в пласт через
нагнетательные скважины, ^<2ДС - количество теплоносителя,
вводимого в пласт через добывающие скважины.
Из рис. 137-139 следует, что наиболее естественно следую-
щее распределение объема Qp:
Z<?„=2/3Q,,
£<2вс=1/з<2,,
т.е. теплоноситель распределяется пропорционально площадям,
«обслуживаемым» добывающими и нагнетательными скважина-
ми. Добывающие скважины, расположенные по вершинам пра-
вильного шестиугольника, «обслуживают» внутреннюю пло-
щадь, составляющую 2/3 площади всего элемента. На нагнета-
тельные скважины остается 1/3 площади элемента.
3. Определение количества тепла, вводимого в пласт через
отдельную скважину.
Из рис. 137-139 следует, что каждая нагнетательная сква-
жина, расположенная на вершине треугольника, действует на
элемент разработки лишь в секторе с углом 60°. Следовательно,
только шестая часть теплоносителя, закачиваемого в нагнета-
тельную скважину, расходуется на прогрев данного элемента
разработки. Для выполнения условия ^QHC=l/3Qp необходи-
мо закачать в каждую из нагнетательных скважин теплоносите-
ля в объеме QHC = 2/3Qp.
Аналогично для добывающих скважин, расположенных
на сторонах треугольника, сектор обслуживания элемента со-
ставляет угол 180°, и только половина объема теплоносителя, за-
качиваемого в эти скважины, расходуется на прогрев элемента.
Следовательно, для выполнения условия ^Qac -2!3>Qp необхо-
димо закачать в каждую из добывающих скважин теплоносителя
в объеме фдс = 2!3Qp.
Таким образом, отношение объемов закачки в нагнетатель-
ные и добывающие скважины составляет
<?нс = ЗфпС ’
* пи '
568 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
т.е. в нагнетательные скважины необходимо закачивать теплоно-
сителя в 3 раза больше, чем в добывающие.
4. Выбор количества циклов и объемов закачки теплоноси-
теля в циклах.
Количество циклов п в термоциклическом процессе преду-
сматривается в пределах 3-5 циклов.
Выбрав п, определяют объемы нагнетания по циклам:
XCc = 2/3nxQp и ^c=2/9nxQp.
5. Организация режима термоциклического процесса.
Каждый отдельный цикл воздействия состоит из трех этапов.
Продолжительность цикла по времени определяется задани-
ем темпа нагнетания теплоносителя в отдельную скважину - q:
=<&/<!
Продолжительность этапа составляет
гэ = 1/Зхгц.
На первом этапе (в течение Гэ) теплоноситель закачивают
в нагнетательные скважины и три добывающие (через одну) в ко-
личестве (?э =2/9„xQpHa каждую скважину, добычу продукции
осуществляют через оставшиеся четыре скважины.
На втором этапе той же продолжительности теплоноситель
в тех же объемах закачивают в нагнетательные скважины и три уже
другие добывающие скважины с переводом их в режим нагнетания,
добычу продукции осуществляют через оставшиеся четыре скважи-
ны.
На третьем этапе (в течение гэ) теплоноситель в том же ко-
личестве на скважину закачивают только в нагнетательные, отбор
продукции ведут из центральной добывающей скважины, осталь-
ные добывающие скважины останавливают.
6. Организация завершающей стадии разработки элемента.
После того как завершена закачка потребного количества
теплоносителя, переходят к известному режиму проталкивания
тепла к добывающим скважинам путем нагнетания в пласт не-
нагретой воды. Потребное количество ненагретой воды опреде-
ляется обычно из условия, чтобы суммарный объем нагнетания
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 569
вытесняющего агента составлял 2-3 объема пор пласта элемен-
та.
Закачку ненагретой воды осуществляют через нагнетатель-
ные скважины, добывающие скважины переводят в режим отбо-
ра.
Выбор «большого треугольника» в качестве характерного
элемента разработки и размещения нагнетательных скважин
на вершинах элемента обеспечивают переход к сетке скважин,
в которой существенно увеличивается отношение числа добы-
вающих скважин к числу нагнетательных - Nao6/Nmr.
Так, например, если не переходить к схеме «больших» тре-
угольников, а остановиться на схеме обращенных 7-точечных
элементов с нагнетательной скважиной в центре элемента, то от-
ношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных
скважин составило бы
Nao6/Nmr=2.
В схеме «больших треугольников» такое отношение равня-
ется 8, а это означает, что в целом по залежи число нагнетатель-
ных скважин сокращается более чем в два раза по сравнению со
схемой 7-точечных элементов.
Таким образом, предлагаемые схемы размещения скважин
приводят к существенному сокращению капитальных затрат
на строительство специальных нагнетательных скважин (обычно
стоимость строительства нагнетательной скважины в 1,5-2 раза
выше стоимости добывающей скважины).
Организация теплоциклического воздействия в том порядке,
как это описано выше, призвана обеспечить высокий охват эле-
мента разработки как тепловым воздействием, так и гидродина-
мическим.
Во-первых, если закачку теплоносителя вести только через
нагнетательные скважины, то эффекта высокого охвата элемента
тепловым воздействием получить не удается. Поэтому и возникла
идея распределения потребного количества теплоносителя Qp на
нагнетательные и добывающие скважины.
570
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Нерационально также вести одновременно закачку в нагне-
тательные и во все добывающие скважины, расположенные на
сторонах треугольника, т.к. в этом случае в режиме отбора оста-
ется только центральная скважина. Как видно из рис. 137-139,
в этом случае противонаправленные потоки от скважин мешали
бы развитию процесса прогрева и вытеснения.
Было найдено обоснование, что добывающие скважины
можно использовать в режиме нагнетания через одну-три сква-
жины в режиме нагнетания и через три - в режиме отбора.
Однако если вести процесс закачки через нагнетательные
и три (через одну) добывающие скважины длительно, то возника-
ет опасность быстрого прорыва теплоносителя в ближайшие до-
бывающие скважины и нарушается равномерность охвата вытес-
нением по площади.
Поэтому предложен теплоциклический процесс, в котором
каждый из циклов нагнетания теплоносителя призван обеспечить
как равномерность охвата элемента прогревом, так и симметрич-
ность потоков вытеснения.
Достигается это тем, что на первом этапе цикла формиру-
ются направления потоков тепла и жидкостей в сторону ближай-
ших добывающих скважин и центра треугольника. На втором
этапе - в сторону уже других добывающих скважин и центра.
В результате имеет место выравнивание фронтов прогрева и вы-
теснения относительно линии добывающих скважин. На третьем
этапе цикла путем остановки добывающих скважин достигается
проталкивание тепла и фронта вытеснения к центральной сква-
жине.
Циклы повторяются до полного завершения ввода теплоно-
сителя в элемент разработки.
Обычно значение Qp большое, и если его рассчитать только
на один цикл, то этапы циклов будут длительными, в каждом
этапе произойдут прорывы вытесняющего агента в добывающие
скважины. Здесь весьма важное значение имеет другая причина.
Многоцикловой процесс связан с многократными сменами в пла-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 571
сте направлений тепловых и гидродинамических потоков, что
благоприятно влияет на увеличение нефтеизвлечения.
К моменту завершения циклов значительная площадь эле-
мента уже будет находиться под тепловым воздействием - это
зоны между нагнетательными скважинами и ближайшими добы-
вающими, обширная зона теплового пояса вдоль периметра шес-
тиугольника, зона проникновения тепла к центру элемента
(рис. 139).
Завершение охвата элемента тепловым воздействием достига-
ется путем проталкивания тепловой оторочки к центральной сква-
жине нагнетанием ненагретой воды через нагнетательные скважи-
ны (рис. 139).
Предложенный способ позволяет увеличить коэффициент
охвата элемента разработки тепловым воздействием почти до
единицы или с учетом неоднородности коллекторов объекта-
до 0,85-0,95. Следует отметить, что коэффициент гидродина-
мического и теплового охвата для обращенных площадных
элементов разработки (5-, 7-, 9-точечных) обычно не превосхо-
дит 0,7-0,75.
Высокий охват тепловым воздействием непосредственно
приводит к увеличению коэффициента нефтеизвлечения, по-
скольку с увеличением теплового охвата гидродинамический ох-
ват может только увеличиться.
Предлагаемый способ разработки обеспечивает также ин-
тенсификацию добычи нефти.
В процессе термоциклического воздействия добывающие
скважины попеременно работают то в режиме нагнетания тепло-
носителя, то в режиме отбора нефти (жидкости). Следовательно,
в каждом цикле имеет место глубокая тепловая обработка приза-
бойных зон скважин, которая, как известно, применяется для ин-
тенсификации добычи нефти.
Предлагаемый способ разработки может быть организован
таким образом, что в каждом из циклов нагнетание теплоносите-
ля в скважины (как нагнетательные, так и добывающие) осущест-
вляют не непрерывно, а в режиме чередования с порциями нена-
гретой воды по методу ИДТВ.
572
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 33.
Исходные данные к расчету технологических показателей
Наименование Количество
Начальные балансовые запасы нефти, млн. т в т.ч. охваченные воздействием, млн. т Поровый объем, млн. м3 в т.ч. охваченные воздействием, млн. м3 Количество элементов воздействия: - ТЦВП, шт. - «Большого треугольника» Средняя характеристика расчетного базисного элемента ТЦВП: - нач. балансовые запасы, тыс. т. - поровый объем, тыс. м3 - площадь, тыс. м2 - приведенный радиус, м Вязкость пластовой нефти, мПа-с Начальная пластовая температура, °C Начальное пластовое давление, МПа Температура теплоносителя на входе в пласт, °C 71,3 63,7 94,6 88,8 244 109 261,1 363,9 73,7 153,2 125 +28 12,5 200
Обосновано, что чередование закачки теплоносителя и не-
нагретой воды позволяет снизить потери тепла в окружающие
горные породы и, вследствие этого, снизить общий расход тепло-
носителя, а в неоднородных пластах указанный способ нагнета-
ния способствует и повышению степени извлечения нефти из
пласта в целом. Предлагаемый способ запроектирован для испы-
тания и дальнейшего промышленного внедрения на Гремихин-
ском месторождении Удмуртии.
Месторождение разбурено по равномерно треугольной
сетке с расстояниями между скважинами 173x173 м с формиро-
ванием 244 обращенных 7-точечных элементов теплового воз-
действия, из которых можно составить 109 «больших треуголь-
ников». Теплоноситель вырабатывается парогенераторами типа
УПГ 60/160.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 573
Таблица 34. Показатели разработки залежи пласта А-4 Гремихин-
сокого месторождения при использовании технологий ТЦВП
и больших треугольников
Показатели ТЦВП Больших треугольни- ков Сравнение показателей
Количество скважин, шт. 871 871 -
в т.ч. - добывающих 627 762 +135 (21,5%)
- нагнетательных 244 109 -135 (55,3%)
Отношение скважин 2,6 7,0 +4,4
Максимальная годовая добыча нефти, тыс. т. 1050 1680 +630 (60%)
в т.ч. за счет метода, тыс. т. 1050 1580 +530 (50,5%)
Суммарная добыча нефти, млн. т. 26,1 34,3 +8,2 (31,4%)
в т.ч. за счет метода, млн. т. 17,5 25,1 +7,6 (45,1%)
Конечный коэффициент нефте- извлечения, % 41,7 48,2 +6,5 (15,9%)
Добыча нефти, приходящаяся на 1 нагнетательную скважину, тыс. т. 70,9 230,3 +159,4 (224,8%)
Максимальная годовая закачка:
- теплоносителя, тыс. т. 4600 4600 -
- холодной воды, тыс. т. 5500 3500 -2000
Суммарная закачка:
- теплоносителя, млн. т. 97,2 97,2 —
- холодной воды, млн. т. 109,5 73,5 -36,0
Расчет технологических показателей разработки залежи
осуществлялся по модифицированной во ВНИПИтермнефть ме-
тодике с учетом многопластового неоднородного разреза. Пока-
затели расчетов для прототипа и новой технологии приведены
в табл. 34.
574
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Расчеты (табл. 34) дают наглядное представление о значи-
тельном преимуществе предлагаемой технологии «Большого
треугольника» над ТЦВП. Так, при равном количестве пробу-
ренных скважин потребное количество нагнетательных сква-
жин сокращается на 55%, или в 2,2 раза (109 против 244).
Фонд добывающих скважин увеличивается на 21,5%, и, как
следствие, темп годовой добычи нефти возрастает на 60%, а
суммарный ее отбор - на 31,4%. Дополнительная добыча неф-
ти, приходящаяся на 1 нагнетательную скважину, увеличива-
ется в 2,2 раза.
Конечный коэффициент нефтеизвлечения по предлагаемой
технологии, по сравнению с технологией ТЦВП, в абсолютных
цифрах возрастает на 6,5% а в относительных - на 15,9%.
Для сравнения эффективности применяемых в Удмуртии
новых тепловых технологий при разработке высоковязких нефтей
и заводнения при разработке маловязких нефтей см. данные таб-
лиц 35 и 36.
Как видно из приведенных сравнительных данных, в ре-
зультате целенаправленной работы ученых и производственников
в Удмуртии созданы новые высокоэффективные технологии раз-
работки высоковязких нефтей для сложнопостроенных карбонат-
ных коллекторах, которые позволяют:
1. Снять 700-800-метровый барьер по глубинам скважин для
применения тепловых методов при разработке месторожде-
ний с вязкими и высоковязкими нефтями.
2. Снизить при использовании новых технологий ИДТВ,
ИДТВ(П), ТЦВП, по сравнению с ПТВ, на 25% капитальные
вложения, на 27% эксплуатационные затраты.
3. Сократить удельный расход теплоносителя на добычу одной
тонны нефти с 6,4 т/т при ПТВ до 2,6 т /т при ТЦВП.
4. Получать себестоимость добычи нефти ниже, чем при
заводнении.
Глава XVH. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 575
Таблица 35. Сравнительные показатели разработки месторождений Удмуртии (на 01.01.02)
Метод Термическое воздействие ТПВ + ХПВ + +хол. вода + + Ер ТПВ Заводнение
Себестоимость до- бычи 1 т нефти, руб./т 1056,6 931,2 1106,1
Обводненность, % 81,9 СП 4D Г- оо о~ оо 00
Темп отбора от НИЗ 2,25 40 1Л СП ci 0,64
Текущий КИН, доли 0,224 О 04 2 5 o' о" 0,223
Отобрано от началь- ных извлекаемых за- пасов, % 57,09 СП ’""1 in 2 СП 60,16
Утвержденные КИН 0,39 04 04 СО со o' о" 0,38
Утвержденные из- влекаемые запасы, млн. т 25,30 СМ оо СП o' 56,52
Вязкость нефти мПа-с о оо 1—Ч оо оо 11,63
Год ввода 1981 СО 1Л 04 04 1972
Наименование месторождения Гремихин- ское, пласт л4 Мишкинское (черепецкий горизонт) Элемент скв. 1413 Киенгоп- ское, пласт А4
№п/п см со
576
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 36. Сравнительные показатели разработки месторожде-
ний с вязкими и высоковязкими нефтями (в ценах 2001 года) при
использовании разных технологий
№ п/п Наименование технологий Достигае- мое конеч- ное нефте- извлечение (в % он гео- логических запасов) Допустимая глубина за- лежей для использо- вания тех- нологий, м Удельный расход теп- лоносителя на 1 т до- полнитель- ной нефти, т/т Себестои мость до- бычи 1 т нефти, руб-
1 Технология па- ротеплового воздействия (ПТВ), приме- няемая в России и за рубежом 25-27 700-800 6,4 и более В 2-2,5 раза вы- ше, чем при за- воднении
2 Технология за- воднения 16-18 Нет ограниче- ний — 1106,1
3 Разработка на естественном режиме (без воздействия на залежь) 6-8 Нет ограниче- ний 828,8
4 Новые техноло- гии теплового воздействия (ТПВ, ЦВПТВ, ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП) 43-45 2500 и более 2,3 1056,9
5. Достигать коэфициентов конечного нефтеизвлечения 0,43-
0,45 против 0,25-0,27 при ПТВ.
Широкое внедрение и получение высокой эффективности
от использования новых технологий было бы невозможным без
соответствующего технического обеспечения. При внедрении
новых технологий особенно остро стоит вопрос о снижении те-
плопотерь на пути от парогенераторов до забоя паронагнета-
тельных скважин, которые без применения специального обору-
Рис. 140. Безбалансирный длинноходовой привод штанговых насосных
установок
Рис. 141. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия
на пласт (ИДТВ)
Рис. 142. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия
на пласте паузами ИДТВ (П)
0 - центральная нагнетательная скважина
• - добывающая / нагнетательная скважина
Рис. 143. Технология теплоциклического воздействия (ТЦВП)
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:
- центральная нагнетательная скважина в режиме постоянной закачки теплоносителя
О - добывающие скважины
ф - скважины в режиме нагнетания теплоносителя
Ш - охваченная процессом вытеснения зона
igg - неохваченные вытеснением "целики" нефти
А - начальная стадия процесса вытеснения нефти из "целиков" при ТЦВП
В - средняя стадия развития процесса вытеснения из "целиков" при ТЦВП
С - конечный охват элемента разработки вытеснением при технологии ТЦВП
Рис. 144. Технология теплоциклического воздействия на пласт
12
9
-15
11..
8
7"
Рис. 145. Арматура паровая термостойкая АТП 50-16-350
1 - фланец колонный; 2 - тройник колонного фланца;
3 - термокомпенсатор; 4 - переходник; 5 - фланец
камерный; 6 - дренажная задвижка; 7 - проставка;
8 - задвижка проходная; 9 - тройник нагнетательной
линии; 10 - задвижка лубрикаторная; 11 - шарнир
компенсирующий; 12 - задвижка нагнетательная;
13 - фланец камерный; 14 - защитный кожух;
15 - фланцевая заглушка
Наружная труба
Многослойная изоляционная система
Поглощающий состав
Внутренняя муфтовая изоляция
Муфта
Металлическая изоляционная втулка
Уплотнительное кольцо (фторопласт)
Внутренняя труба
Рис. 146. Труба термоизолированная ТТ 89/50 - 320
исходный продукт
базальтовая крошка
Блок технологических печей
для приготовления расплава
исходного материала
(базальтовой крошки)
базальтовая нить
Рис. 147. Общий вид установки
Узел раздувки базальтовой нити.
Температура процесса 1800 °C
1 - Резервуар готового раствора полимера
2 - Подпорные насосы
3 - Бункер с порошком полимера
4 - Сместитель
5 - Насосы внутренней перекачки
6 - Расходомер учета готового раствора полимера
7 - Эжекторный сместитель
8 - Высоконапорные насосы
9 - Расходомер исходной воды
10 - Блок распределения закачки на скважины
Рис. 148. Принципиальная технологическая схема установки приготовления
полимерного раствора.
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 585
дования доходили до 40 и более процентов. Требовались тер-
моизолированные насосно-компрессорные трубы для снижения
теплопотерь в стволе скважины; надежный, экологически чис-
тый изоляционный материал для снижения теплопотерь в паро-
проводах; термостойкие пакера; паровая арматура; парогенера-
торы и т.д. Однако перечисленное оборудование отечественными
заводами не выпускалось, а зарубежное было очень дорогим.
В этой связи в ОАО «Удмуртнефть» совместно с отечествен-
ными и зарубежными фирмами были разработаны, построены и
внедрены:
1. Цех по выпуску термоизолированных насосно-компрессор-
ных труб с глубокой вакуумной изоляцией, не уступающей
по своим характеристикам продукции лучших зарубежных
(Япония, США) фирм.
2. Широкое применение в теплоизоляции промысловых паро-
проводов получило супертонкое базальтовое волокно, уста-
новка по производству которого построена и действует
в ОАО «Удмуртнефть».
3. Совместно с оборонными заводами Удмуртии освоен вы-
пуск высококачественной паровой термостойкой арматуры
(рис. 145).
4. ОАО «Удмуртнефть» совместно с Воткинским машино-
строительным заводом и фирмой N-Fab (США) создало со-
вместное предприятие по выпуску парогенераторов.
5. Была создана и внедрена установка по качественному при-
готовлению полимерного раствора для термополимерных
технологий.
Ниже приводится характеристика выше перечисленных обо-
рудования и материалов для термических методов.
8. Термоизолированые насосно-компрессорные трубы
с глубокой вакуумной изоляцией
Закачка теплоносителя в пласт через насосно-компрессор-
ные трубы, не имеющие надежной теплоизоляции, является ма-
лоэффективной, так как при этом, особенно для глубокозалегаю-
586
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
щих пластов, большая доля тепловой энергии уходит в окру-
жающие ствол скважины горные породы.
Отсутствие высокоэффективного теплоизолированного
внутрискважинного оборудования (термоизолированных
НКТ) являлось одним из главных сдерживающих факторов
применения тепловых методов воздействия на нефтяные пла-
сты в нашей стране. Поэтому создание и внедрение термо-
стойкого внутрискважинного оборудования было одной из
важных задач.
Импортные термоизолированные трубы и термостойкие па-
кера не могли широко использоваться из-за их высокой стоимо-
сти. Стоимость одного комплекта термоизолированных насосно-
компрессорных труб импортного производства была равна стои-
мости бурения новой скважины (глубиной 1200 м).
Опытные партии термоизолированных насосно-компрессор-
ных труб и пакеров, выпускаемых эксперементальным заводом
«Терммаш» при НПО «Термнефть» (г. Краснодар), были непри-
емлемы для циклических процессов попеременной закачки теп-
лоносителя и холодной воды и быстро выходили из строя. В 1996
году специалистами ОАО «Вакууммаш» (г. Казань) и ОАО «Уд-
муртнефть» был создан, построен и введен в эксплуатацию
(впервые в России) цех по выпуску термоизолированных насос-
но-компрессорных труб с глубокой вакуумной изоляцией.
На рис. 149 показана теплоизолированная НКТ с вакуумной тер-
моизоляцией. (Патент РФ №2129205 «Теплоизолированная ко-
лонна» (термоизолированная насосно-компрессорная труба),
приоритет от 12.08.97 г. (В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный,
М.П. Завьялов, Г.Р. Багиров).)
Эффективность разработки месторождений с высоковязки-
ми нефтями термическими методами тем выше, чем меньше по-
тери тепла при движении теплоносителя от парогенератора до за-
боев скважин.
Закачка в продуктивный нефтяной пласт теплоносителя
с наименьшими потерями решается с помощью теплоизолирован-
ных колонн. Однако существующие теплоизолированные колон-
ны не в полной мере удовлетворяют производственным потреб-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 587
ностям по уровню теплопотерь и надежности конструкции.
В созданном устройстве решается задача создания колонны
с меньшими теплопотерями и высокой надежности.
На рис. 149 представлена теплоизолированная колонна,
включающая внутреннюю трубу 1, выполненную цельной, с вы-
саженными профилированными концами 2, наружную трубу 3,
сжатую 4 на 9-12 мм, с конусно-упорной резьбой 5 по концам 6,
снабженную седлом 7 и клапаном 8, равноудаленным от концов 6
трубы и после герметизации обваренным вакуумно-плотным
швом 9. Внутренняя 1 и наружная трубы 3 выполнены из одного
материала и по торцам обварены вакуумно-плотными швами 10.
На внутренней трубе 1 расположена многослойная экранная изоля-
ция, состоящая из слоев стеклянной сетки 11 и алюминиевой фоль-
ги 12 и с размещенным между слоями многослойной экранной
изоляции газопоглотителем 13. Многослойная экранная изоляция
удерживается центрирующими кольцами 14. В межтрубном про-
странстве 15 создан вакуум 10‘4-10-3 мм рт. ст. Муфта 16 навер-
нута на наружные трубы 1. Уплотнительная втулка 17 снабжена
кольцевой канавкой 18 и поджимает профилированные концы 2
внутренней трубы 1 к наружной трубе 3.
Теплоизолированную колонну собирают следующим образом.
На внутреннюю трубу 1 наматывают слой стеклянной сет-
ки 11, затем слой алюминиевой фольги 12, снова слой стеклянной
сетки 11, затем снова слой алюминиевой фольги 12. При этом ис-
ключается непосредственный контакт между поверхностью внут-
ренней трубы 1 и алюминиевой фольгой 12, служащей экраном.
В межтрубном пространстве 15 создают вакуум ПТ4-!!)-3 мм рт.ст.,
при этом трубы прогревают до температуры порядка 350°С, что
исключает газоотделение с поверхностей труб в процессе экс-
плуатации. На основе проведенных вакуумных расчетов опреде-
лены размеры межтрубного пространства 15, откачного отвер-
стия (седла 7 клапана 8), его местоположение на наружной тру-
бе 3, позволяющее обеспечить приемлемую проводимость на всех
режимах течения газа и создать в межтрубном пространстве 15
режим течения газа, близкий к молекулярному, т.е. к наиболее
предпочтительному сточки зрения теплопроводимости. Между
588
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
алюминиевой фольгой 12 и стеклянной сеткой 11 помещают га-
зопоглотитель 13, который содействует получению и сохранению
вакуума за счет поглощения газов в кольцевых зазорах между
слоями алюминиевой фольги 12. Внутреннюю 1 и наружную тру-
бу 3 сваривают вакуумно-плотными швами 10. Наружную трубу 3
перед сваркой сжимают на величину порядка 9-12 мм.
В результате не происходит искривления колонны под воздействи-
ем температуры теплоносителя в процессе эксплуатации, что по-
зволяет беспрепятственно производить демонтаж. Конусно-
упорная резьба, например НКМ-89, также обеспечивает демонтаж
колонны. Внутренние трубы 1 выполнены цельными, что повыша-
ет надежность колонны. Профиль внутренней трубы 1 на конце
рассчитан таким образом, что усилие сжатия для уплотнительной
втулки 17 при соединении с другой трубой в колонне не вызывает
деформацию уплотнительной втулки 17 в проточную часть; для га-
рантии исключения такого дефекта в самой уплотнительной втулке
предусмотрена кольцевая канавка 18, размеры которой соответ-
ствуют тому объему уплотнительной втулки 17, который мог бы
выступить в проточную часть внутренней трубы 1.
Теплоизолированная колонна работает следующим образом.
Свинченные трубы 1 и 3 посредством муфты 16 и уплотни-
тельной втулки 17 опускают в нагнетательную скважину и зака-
чивают по колонне пар в нефтяной пласт. Потери температуры
пара от устья скважины до забоя не превышают 23° С.
Пример конкретного выполнения.
Изготавливают теплоизолированную трубу в соответствии
с рис. 149 со следующими показателями: материал внутренней 1
и наружной труб 3 - 30Г2С, наружная труба 3 имеет на концах
конусно-упорную резьбу НКМ-89, перед сваркой наружная тру-
ба сжата по оси на 12 мм, многослойная экранная изоляция 11 со-
стоит из стеклянной сетки 11 марки ССФ-4 и алюминиевой фоль-
ги 12 марки А-99, в качестве газопоглотителя 13 (геттера) ис-
пользуют газопоглотитель марки ТНТФ-10, в межтрубном про-
странстве 15 создан вакуум Ю^-КГ3 мм рт.ст.
Наружная труба 3 имеет длину 9000 мм, наружный диа-
метр 89 мм, толщину стенок 6,5 мм, седло 7 клапана 8 имеет диа-
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 589
метр 30 мм. Внутренняя труба 1 имеет наружный диаметр 50 мм,
толщину стенок 6 мм.
Свинченные трубы 1 и 3 посредством муфты 16 и уплотни-
тельной втулки 17 опускают в нагнетательную скважину и зака-
чивают по колонне пар в нефтяной пласт.
По своим технологическим характеристикам созданные
и выпускаемые термоизолированные НКТ (см. рис. 146) не ус-
тупают зарубежным, а стоимость их значительно ниже (табл. 37).
Как видно из таблицы 37, потери температуры на 1000 м со-
ставляют 17-23° С, что ниже, чем при использовании японских труб.
4 10 625398 7 11,12,13 14 15 1 16 17 18
Рис. 149. Теплоизолированная насосно-компрессорная труба
с вакуумной термоизоляцией: 1 - внутренняя труба; 2 - наружная тру-
ба; 3 - расположенная на внутренней трубе многослойная экранная изоля-
ция; 4 - муфта; 5 - внутренняя труба выполнена цельной с высаженными
профилированными концами; 6 - наружная труба перед монтажом сжата
вдоль оси на 9—12 мм; 7 - наружная труба имеет на концах конусно-
упорную резьбу; 8 - наружная труба снабжена седлом и клапаном, равно-
удаленным от концов трубы и после герметизации седла обваренным ваку-
умно-плотным швом; 9 - внутренняя и наружная трубы выполнены из од-
ного материала; 10 - внутренняя и наружная трубы по торцам обварены
вакуумно-плотными швами; 11 - на многослойной экранной изоляции
размещены центрирующие кольца; 12 - между слоями многослойной эк-
ранной изоляции размещен газопоглотитель; 13 - в межтрубном простран-
стве создан вакуум 104-103 мм рт.ст.; 14 - муфта навернута на наружные
трубы; 15 - уплотнительная втулка снабжена канавкой и поджимает про-
филированные концы внутренней трубы к наружной трубе.
590
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 37. Сравнительная характеристика термоизолированных
насосно-компрессорных труб
№ п/п Параметры Нефтемаш, г. Краснодар THERMCA, Япония «Удмуртнефть», г. Ижевск
1 Тип теплоизо- ляции Вакуумно- экранный Вакуумно- экранный Вакуумно- экранный
2 Диаметр на- ружной трубы, мм 89 127 89
3 Диаметр внут- ренней трубы, мм 48 88 50
4 Вес одной тру- бы, кг 217 256 198
5 Марка стали внутренней трубы Ст-20 К-55 30Г2С
6 Средняя тепло- проводность, Вт/(м-°С) 0,0062 0,0043 0,0026
7 Потери темпе- ратуры на 1000 метров, °C 50-55 35-38 17-23
8 Возможность попеременной закачки тепло- носителя и хо- лодной воды непригодна непригодна пригодна
9 Глубина при- менения, м до 1400 до 1800 до 2500
10 Стоимость од- ной трубы, руб. 1420 2690 980
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 591
9. Супертонкое базальтовое волокно
Без надежной теплоизоляции промысловых паропроводов
значительная часть тепловой энергии теряется на пути от пароге-
нераторной установки до устья паронагнетательной скважины.
Использование в качестве теплоизоляционного материала
для промысловых паропроводов стекловаты имеет ряд сущест-
венных недостатков:
- высокая вредность материала для органов дыхания и кожно-
го покрова;
- сравнительно низкие теплоизоляционные свойства;
- невысокая стойкость по отношению к атмосферным осадкам.
В объединении «Удмуртнефть» была создана, построена
и введена в работу установка по производству супертонкого ба-
зальтового волокна (СТБВ) из базальтового камня при темпера-
туре процесса 1800° С.
Общий вид установки по приготовлению супертонкого ба-
зальтового волокна показан на рис. 147.
Для сравнения приводится характеристика базальтового су-
пертонкого волокна и стеклянного волокна.
Как видно из таблицы 38, преимущества супертонкого во-
локна против стекловолокна неоспоримы. Теплопотери в паро-
проводах с СТБВ в 2 раза меньше теплопотерь в паропроводах со
стекловатой.
Высокая степень экологической чистоты супертонкого
базальтового волокна позволяет с успехом использовать его и
в других областях промышленности - для теплоизоляции быто-
вых холодильников, фюзеляжей самолетов, в жилищном строи-
тельстве и других.
10. Установка по приготовлению и закачке
качественного полимерного раствора
Известно, что для полимерных и термополимерных техно-
логий важное значение имеет качество закачиваемого в пласт
полимерного раствора.
592
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 38. Сравнительные технические параметры супертонкого базаль-
тового волокна и стекловолокна
№ п/п Показатели Базальтовое волокно Стекловолокно
1 Средний диаметр волокон, мкм 2,0 5,0
2 Количество неволокнистых включений, % до 2 до 5
3 Объемная масса, кг/м3 8-12 8-10
4 Температурный интервал при- менения, °C от 269 до 700 от 60 до 450
5 Коэффициент теплопроводно- сти, Вт/(м-°С) 0,029 0,052
6 Вибростойкость, % 100 100
7 Коэффициент звукопоглоще- ния при частоте 1000-8000 Гц 0,7-0,99 0,7-0,99
8 Гигроскопичность, не более % 1 7-20
9 Падение температуры на 1000 м трубопровода, °C 6,0 12,0
10 Экологическая чистота абсолютная материал вреден для кожного по- крова и органов дыхания
Выпускаемые установки приготовления полимерного рас-
твора УДПП-1,5 совершенно не удовлетворяли необходимым
требованиям по качеству приготовления раствора полиакрилами-
да. В «Удмуртнефти» была разработана, изготовлена и внедрена
принципиально новая установка по приготовлению полимерного
раствора. Новая установка характеризуется следующими
показателями:
- обеспечивает высокую степень растворимости полимера;
- позволяет проводить плавное, бесступенчатое изменение
концентрации раствора полимера в широких пределах;
- дает возможность в широком диапазоне регулировать
производительность установки (от 10 до 250 м3/сут);
- снижает до минимума долю ручного труда оператора;
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 593
- имеет телеконтроль за процессом приготовления раствора
полимера;
- имеет систему точного учета приготовленного и закаченно-
го в пласт полимерного раствора (рис. 148).
11. Теплогенерирующие установки
Эффективность внедрения термических и термополимерных
технологий во многом зависит от имеющихся теплогенерирую-
щих установок. Отечественные парогенераторы УПГ-9/120 (про-
изводительность 9 т/час пара на давление 120 МПа) и УШ 60/160
производительность 60 т/час пара на давление 160 МПа) по техни-
Таблица 39. Сравнтельные характеристики установок по приго-
товлению полимерного раствора
№ п/п Параметры Установка Ишим- байского завода (УДПП-1,5) Установка объединения «Удмуртнефть»
1 Принцип смешения механический Эжекторный в псевдо- ожиженном слое
3 Производитель- ность, м3/сут. от 3 до 25 от 10 до 250
4 Регулирование кон- центрации полимера Ручное, за счет увеличения или уменьшения по- дачи порошкооб- разного полимера Полуавтоматическое
5 Учет объема приго- товленного раствора отсутствует Турбинный расходомер с пределом точности 0,5%
6 Обслуживающий персонал, чел. 1 1
7 Дополнительная комплектация отсутствует 1. Резервуар готового раствора - 200 м3 2. Насос внутренней пе- рекачки 3. Лаборатория экспресс- контроля вязкости раствора
594
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таблица 40. Сравнительные технические характеристики пароге-
нераторных установок
№ п/п Параметры УПГ 60/160, г. Таганрог «Daniel», США «ИГОМ», «Удмуртнефть»
1 Производительность, т/час. 60 25 25
2 Давление пара на вы- ходе, кг/см2 160 160 160
3 Температура пара на выходе, °C 350 350 350
4 Степень сухости пара, % 80 80 80
5 Удельный расход газа на выработку 1т пара, м3/т 90 75 75
6 Температура выходя- щих газов, °C 294 130 125
7 КПД котлоагрегата, % 86 93 95
8 Срок службы котла, лет 10 20 20
9 Обслуживающий пер- сонал, чел. 64 2 в смену 2 в смену
10 Автоматизация хим- водоочистки отсутствует 100% 100%
И Тип исполнения полублоки блочный блочный
12 Система пуска после остановки через 3 часа автомати- ческая автоматическая
ческим характеристикам имеют ряд недостатков - низкий коэффи-
циент полезного действия, большой расход газа на приготовление
1 т теплоносителя, большое число обслуживающего персонала
(на круглосуточное обслуживание парогенератора УШ-60/160
требуется 64 работника). Парогенераторы импортного производ-
ства по многим показателям превосходят наши отечественные, но
Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 595
цена их очень высока. «Удмуртнефтью» совместно с Воткин-
ским машиностроительным заводом и фирмой N-Fab (США) соз-
дано совместное предприятие «ИТОМ» по выпуску парогенера-
торов с использованием технических условий и части комплек-
тующих США.
Сдерживающими факторами применения тепловых методов
на нефтяных месторождениях с вязкими нефтями были, главным
образом, большой расход теплоносителя на извлечение 1 тонны
нефти (т/т), большая стоимость теплоносителя и оборудования,
ограничения по глубинам залегания залежей (700-800 м), высо-
кие эксплуатационные затраты и, главное, низкие коэффициенты
нефтеизвлечения (0,25-0,27). В результате себестоимость добычи
нефти становилась настолько высокой, что не всегда окупались
затраты. Созданные и внедренные в «Удмуртнефти» принципи-
ально новые технологии теплового воздействия, не имеющие
аналогов в мировой нефтяной практике, позволили снять многие
препятствия на пути применения тепловых методов при разра-
ботке месторождений с вязкими и высоковязкими нефтями.
Впервые дано обоснование эффективной температуры, ко-
торую необходимо поддерживать в пласте. На примере много-
летнего применения технологий ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП на
Гремихинском месторождении с высоковязкими нефтями пока-
зана достаточность поддержания в пласте эффективной темпе-
ратуры в 50° С. В результате не требуется непрерывной закачки
пара с температурой 300-320° С на протяжении нескольких лет
(технология ПТВ), что позволяет снизить более чем в два раза
количество пара на извлечение одной тонны нефти (6,4 т/т при
ПТВ и 2,6 т/т при ТЦВП). В период цикла закачки холодной
воды теплогенераторы работают на другие участки залежи,
в итоге на 25% снижаются капитальные вложения и на 27%
эксплуатационные затраты.
В традиционных технологиях ПТВ глубина залежи не долж-
на превышать 700-800 м. Новые технологии позволяют приме-
нять тепловые методы на глубинах 2500 м и ниже.
Результаты промышленного использования новых техноло-
гий показали, что себестоимость добычи одной тонны нефти ста-
596 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
ловится ниже, чем при заводнении (с учетом конечного коэффи-
циента нефтеизвлечения).
Главное отличие новых технологий от ранее применяемых
(ПТВ, ВГВ) заключается в значительном повышении коэффици-
ента конечного нефтеизвлечения. Если при ПТВ и ВГВ он не
выше 0,25-0,27, то по новым технологиям он достигает 0,43-0,45.
Новые технологии полностью снимают все препятствия, ко-
торые ранее стояли на пути применения тепловых методов на ме-
сторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.
Таким образом, стало возможным вводить в разработку
многие месторождения вязкой нефти и разрабатывать их с высо-
кими технико-экономическими показателями, а главное - дости-
гать конечных коэффициентов нефтеизвлечения, сопоставимых
с коэффициентами нефтеизвлечения при разработке месторожде-
ний с легкой нефтью при заводнении. Создано отечественное
оборудование для успешного применения новых тепловых мето-
дов.
Глава ХУШ
Исследование скважин
Повседневное, целенаправленное проведение исследований
работы нефтяных и нагнетательных скважин и их анализ позво-
ляют своевременно вносить коррективы в разработку нефтяных и
газовых месторождений для рациональной их разработки с целью
получения высоких коэффициентов конечного нефтеизвлечения.
Множество существующих методов и способов исследова-
ния работы скважин предназначены для получения достоверной
информации об объекте разработки, условиях и интенсификации
притока нефти, воды и газа в скважину, процессах и изменениях,
проходящих в пласте. Эта информация позволяет своевременно
принимать правильные решения по осуществлению рациональ-
ных способов разработки месторождений, применять экономиче-
ски обоснованные способы добычи и методы воздействия на за-
лежи нефти, выбирать необходимое оборудование для подъема
жидкости из скважин и т.д.
В процессе разработки месторождений в нефтяных залежах
постоянно происходят изменения. Пластовое давление, в зависи-
мости от состояния воздействия на залежь, повышается или сни-
жается, идет обводнение добываемой продукции, изменяется
проницаемость призабойной зоны пласта, изменяется температу-
ра пласта и так далее. В связи с этим необходимо иметь постоян-
но обновляющуюся информацию о скважине и объекте разработ-
ки. От своевременной и достоверной информации зависит приня-
тие правильных решений по внесению необходимых коррективов
в разработку месторождения, а также проведение тех или иных
геолого-технических мероприятий. Для интенсификации добычи
нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения на скважинах
в процессе их эксплуатации проводят ремонтно-изоляционные
598
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
работы, гидравлический разрыв пласта, щелевую разгрузку пла-
ста, тепловые и кислотные обработки и так далее.
Чтобы судить о технологической и экономической эффек-
тивности проведенного геолого-технического мероприятия, про-
водят исследования до и после проведения мероприятия.
В настоящее время для изучения гидродинамических
свойств пластов нефтяных и газовых месторождений используют
следующие методы:
- геофизические методы исследования скважин различными
методами каротажа;
- гидродинамические методы исследования скважин и пла-
стов;
- термодинамические методы исследования скважин.
1. Геофизические методы исследования скважин
Геофизические методы исследования скважин основаны на
физических явлениях, происходящих в горных породах и насы-
щающих их флюидах при взаимодействии их со скважинной
жидкостью и при взаимодействии на них радиоактивного искус-
ственного облучения или ультразвука. Геофизические методы ис-
следования скважин дают значительную информацию как в про-
цессе бурения скважины, ее заканчивании, так и в процессе экс-
плуатации. Геофизические методы исследования скважины - это
специфические работы, которые осуществляются специальными
партиями геофизических предприятий.
Геофизические исследования скважин - это различного рода
каротажи, то есть прослеживание за изменением той или иной
величины с помощью спускаемого на электрокабеле специально-
го прибора, снабженного соответствующей аппаратурой. Имеют-
ся следующие виды каротажа:
1. Электрокаротаж, который позволяет проследить за из-
менением самопроизвольно возникающего электрического поля
в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой,
а также за изменением так называемого кажущегося удельного
сопротивления этих пород.
Глава ХУШ. Исследование скважин
599
Разновидности электрокаротажа - это боковой каротаж
(БК), микрокаротаж, индуционный каротаж (ИК). Эти каротажи
позволяют находить отметку кровли и подошвы проницаемых
и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропла-
стки, дифференцировать горные породы по разрезу.
2. Радиоактивный каротаж (РК) - основан на использова-
нии радиоактивных процессов (естественных и искусственных),
происходящих в ядрах атомов горных пород и насыщающих их
жидкостей. Среди разновидностей радиокаротажа, чувствитель-
ных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных хи-
мических элементов, является гамма-каротаж (ГК и ГТК). ГК да-
ет каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоак-
тивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференциро-
вать породы геологического разреза по этому признаку.
Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное, рассеян-
ное породами, гамма-излучение в процессе их облучения источ-
ником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину ап-
парате. Гамма-каротажи позволяют косвенно определять порис-
тость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной
жидкости поступление воды.
В промысловой практике для определения движения воды
в заколонном пространстве, местоположения очага обводнения,
изучения закономерности распространения коллекторов на ме-
сторождении, установления гидродинамической связи между от-
дельными объектами разработки, выявления зон трещиноватости,
определения высоты подъема цемента в заколонном пространст-
ве и так далее используется метод радиоактивных изотопов.
Для приготовления активированной жидкости в качестве
радиоактивных веществ используют короткоживущие радиоизо-
топы:
^з! с Ti/2 = 8,1 сут; 35Вт с Т1/2 = 1,5 сут
(вид химического соединения и носителя соответственно - вод-
ный раствор Nal, KI; иодобензол; водный раствор NaBr, КВг)
и др. В зависимости от решаемых задач и условий применения
используют растворы солей радиоактивных изотопов в воде или
600 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
нефти, взвеси тонких глинистых частиц, на которых осаждены
радиоактивные изотопы, осажденные на порошках, песке и дру-
гих материалах.
Работы в скважине ведутся в следующей последовательно-
сти. Вначале в скважине проводят измерение естественной гам-
ма-активности и получают диаграмму ГК1ф Затем через насосно-
компрессорные трубы в скважину и в пласт закачивают активи-
рованную жидкость и после этого промывают скважину два-три
раза водой с целью очистки ее от загрязнения активированной
жидкостью с последующим измерением гамма-активности и по-
лучением кривой ГК2. После ввода в скважину радиоактивного
вещества проводят измерения интенсивности у-излучения по
стволу скважины. Для прослеживания радиоактивных веществ по
стволу скважины проводят несколько замеров.
Интерпретация результатов измерений при работе с радио-
активными изотопами заключается в сопоставлении диаграмм
гамма-каротажа, полученных в скважине до ввода в нее радиоак-
тивного вещества и после ввода. Эти сопоставления дают воз-
можность исключить пласты с повышенной естественной радио-
активностью и выявить участки разреза, в которых наблюдается
проникновение в пласт активированных жидкостей или суспен-
зии.
3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии
потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Прибор,
спускаемый в скважину, содержит источник быстрых нейтронов
и индикатор, удаленный на 0,5 м от источника и изолированный
экранной перегородкой.
Нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НК-Т) и над-
тепловым нейтронам (НК-Н) дает дополнительную информацию
о пласте и пластовых жидкостях.
4. Акустический каротаж (АК) позволяет определять упру-
гие свойства горных пород. При этом каротаже в скважине воз-
буждаются упругие колебания, которые распространяются в ок-
ружающей среде и воспринимаются одним или несколькими при-
емниками, расположенными в этом же спускаемом аппарате.
Глава XVIII. Исследование скважин
601
Зная расстояние между источниками колебания и приемником,
можно определить скорость распространения упругих колебаний
и их амплитуду, то есть затухание. Выделяется три модификации
акустического каротажа: по скорости распространения упругих
волн, по затуханию упругих волн и акустический каротаж для
контроля цементного кольца и технического состояния скважи-
ны.
5. Другие виды каротажа.
Кавернометрия, то есть измерение фактического диаметра
необсаженного ствола скважины и его изменение вдоль ствола.
В сочетании с другими видами каротажа кавернограмма указыва-
ет на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Каверно-
граммы в сочетании с другими методами хорошо дифференци-
руют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницае-
мости разреза.
Термокаротаж позволяет определять распределение темпе-
ратуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж
позволяет дифференцировать по температурному градиенту и,
соответственно, по тепловому сопротивлению. Охлаждение или
нагрев ствола скважины при закачке воды или теплоносителя по-
зволяет получить новую информацию о теплоемкости или тепло-
проводности пластов.
Термокаротаж позволяет определять: местоположение про-
дуктивного пласта, газонефтяной контакт, зоны разрыва при гид-
равлическом разрыве пласта, места потери циркуляции в буря-
щейся скважине или дефекта в обсадной колонне, зоны поглоще-
ния воды и газа при закачке и так далее.
2. Термодинамические исследования скважин
Температурные колебания на земной поверхности вызыва-
ют изменения температуры на небольшой глубине. Суточные ко-
лебания температуры затухают на глубине менее метра, а годо-
вые колебания температуры на глубине примерно 15 м. Этот уро-
вень называют нейтральным слоем, ниже которого температура
постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока,
602 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
идущего из глубины Земли. Общий тепловой поток земного шара
составляет 25,12 млрд. кДж/с. Подсчитано, что для создания та-
кого теплового потока нужно в сутки сжигать 50 млрд, м3 метана.
Интенсивность теплового потока q связана простым соот-
ношением с теплопроводностью Л и температурным градиентом:
_ dT .dT
Г =—, q = A,—.
dx dx
Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение тем-
пературного градиента, можно оценить значения 2 горных пород
и дифференцировать их по этой величине. В однородной толще
осадочных пород геотерма Т(х) стационарного теплового потока
будет иметь вид прямой линии с наклоном, соответствующим
температурному градиенту Земли Г = dT/dx, имеющему различ-
ные значения в различных геологических районах Земли (в сред-
нем Г = 0,03° С/м).
При чередовании горизонтальных пластов с различными ко-
эффициентами теплопроводности геотерма стационарного тепло-
вого потока Земли будет иметь вид ломаной линии, состоящей из
прямолинейных отрезков с различными углами наклона.
Чем меньше теплопроводность Л, тем больше наклон линии Т(х)
против данного прослоя. Отклонения от естественной геотер-
мы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процесса-
ми, происходящими в пластах и в продуктивном перфорирован-
ном интервале. Первоначальная термограмма, замеренная до пус-
ка скважины в работу, позволяет судить о естественном невоз-
мущенном тепловом поле Земли. Термограмма в работающей
скважине отражает все тепловые возмущения, вызванные прито-
ком жидкости или ее поглощением, а также изменением их ин-
тенсивности. Поэтому основой для выделения продуктивных или
поглощающих интервалов, определения их толщины, интенсив-
ности поглощения и выявления общего состояния призабойной
зоны являются различия между геотермой и термограммой рабо-
тающей скважины. На рис. 141 показано распределение темпера-
туры по стволу скважины.
Глава XVIII. Исследование скважин
603
Если бы поток имел бес-
конечно большую скорость, то
он достигал бы поверхности без
изменения температуры - ли-
ния А Со на рис. 150. Так как его
скорость ограничена, он успе-
вает охладиться и, начиная
с некоторой глубины (точка В
на рис. 150), термограмма пото-
ка перейдет в наклонную линию,
параллельную геотерме Тг. Раз-
ница температур Тп-Тг- ДТ
установится такой, при которой
при данных теплофизических
свойствах горных пород потери
тепла в окружающую среду
сравниваются с теплом, вне-
сенным восходящим потоком.
Она прямо пропорциональна
интенсивности потока или ско-
рости восходящего потока
и теплоемкости жидкости:
О Со Т
Рис. 150. Распределение тем-
пературы по стволу скважины:
Тг- геотерма - естественное рас-
пределение температуры в нерабо-
тающей скважине; Тп - термограм-
ма-распределение температуры в
работающей скважине
ДТ = Тп-Тг=аС(?
где а - коэффициент пропор-
циональности, характеризую-
щий условия теплообмена; С -
теплоемкость жидкости.
При увеличении дебита точка В на соответствующих кри-
вых будет подниматься, и при значительных дебитах она может
находиться выше устья скважины. Это означает, что стабилиза-
ция температурного градиента не успевает наступить при данных
гидродинамических условиях потока.
Например, условимся, что на глубине Н2 находится второй
пласт (см. рис. 150) с таким же дебитом, что и первый пласт, рас-
положенный на глубине Н\. Жидкость в обоих пластах обладает
одинаковыми теплофизическими свойствами.
604
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Термограмма второго потока при неработающем первом
(пунктирная линия, идущая от точки А{) совпала бы с термо-
граммой потока из первого пласта. Несмотря на большую темпе-
ратуру второго пласта, поток из пласта Н\ и из пласта Я2 на устье
имел бы одинаковую температуру.
Рис. 151. Распределение темпе-
ратуры по стволу нагнетатель-
ной скважины: ТГ - геотерма; Тп -
термограмма.
Такие же изменения тем-
ператур происходят и при на-
гнетании воды в скважину
(рис. 151).
Точке А соответствует тем-
пература нейтрального слоя.
Допустим, что закачиваемая
вода имеет такую же темпера-
туру. Если бы скорость закачки
была бесконечно большой, то
вода достигла бы забоя без из-
менения температуры (пунк-
тирная линия АС). Разница
в температуре воды и окружаю-
щих горных пород с увеличени-
ем глубины будет расти, и вода
начнет нагреваться. На некото-
рой глубине (точка В) теплооб-
менные процессы стабилизи-
руются, и термограмма пото-
ка Тп практически станет парал-
дельной геотерме Тг. При уве-
личении расхода точка В на со-
ответствующих кривых будет
опускаться, а при значительном
расходе точка В может опускать-
ся ниже пласта Н, то есть стабилизация теплообмена не наступит.
Во время закачки холодной воды (точка А}) вода начнет нагре-
ваться интенсивнее, так как разница температуры воды и окру-
жающих горных пород больше. Стабилизация теплообменных
процессов наступит раньше, и точка В^ переместится вверх
Глава XVIIL Исследование скважин
605
(рис. 151). При закачке горячей воды (точка Л2) вначале будет
происходить передача теплоты от воды к окружающим горным
породам. На некоторой глубине термограмма потока Гп пересе-
чет геотерму Тг в точке М, называемой точкой инверсии. Ниже
точки М будет происходить нагрев воды.
Стабилизация теплообмена наступит на некоторой глубине
в точке В2, ниже которой Тп будет параллельна геотерме Тг. От-
сюда следует, что возможен случай, когда геотерма и термограм-
ма будут параллельны, начиная с самого устья (точка Л3). Вы-
ше предполагалось, что температура выходящей из пласта жид-
кости равна пластовой. Но это было верно для статических усло-
вий, когда нет движения жидкости по пласту. При фильтрации
жидкости перепад давлений ДР = Рк - Рс расходуется на преодо-
ление сил трения, в результате чего температура жидкости, вы-
текающей из пласта, увеличивается по сравнению с геотермальной.
При фильтрации газа, в отличие от жидкости, его темпера-
тура падает вследствие большого расширения. Установившееся
изменение температуры пластовой жидкости Д7’ зависит от
перепада давления. Эта зависимость, называемая эффектом
Джоуля-Томсона, определяется (в первом приближении)
формулой дг = _£др,
где знак минус означает, что падению давления соответствует
повышение температуры; е - интегральный коэффициент Джо-
уля-Томсона, который в практическом диапазоне изменения дав-
лений можно считать постоянным:
для воды е - 0,24-10”6оС/Па;
для нефтей £=(0,41-0,61)10’<5<>С/Па;
для газов е =(2,55-4,08) Ю^ЧТПа.
Это означает, что при депрессиях порядка 10 МПа нефть
может иметь температуру на 4-6° С выше геотермальной. Таким
образом, за счет эффекта Джоуля-Томсона геотерма при фильт-
рации жидкости должна сдвинуться вправо, в сторону увеличе-
ния температуры на величину ДТЖ, а при движении газа - влево
606 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
на величину ДТ^, так как произойдет снижение температуры, ко-
торая может быть существенной (25-40° С). Современные сква-
жинные электротермометры имеют погрешность в пределах 0,1° С.
Рис. 152. Распределение температуры в скважине с учетом кало-
риметрического эффекта Джоуля-Томсона
При одновременной работе нескольких пластов или пропла-
стков их продукция, имеющая различную температуру, смешива-
ется, обуславливая калориметрический эффект и скачкообразное
изменение температуры потока смеси (рис. 152). Амплитуда это-
го скачка зависит от исходных температур смешивающихся по-
токов, от расходов и теплоемкостей и определяется калориметри-
ческой формулой, предполагающей отданной и полученной теп-
лоты:
лт,с,е,=дг„с„е„, (138)
Глава XVIII. Исследование скважин
607
где ДТВ - понижение температуры восходящего потока в интер-
вале смешения; ДТп - повышение температуры присоединяюще-
гося потока; С, Q - теплоемкости и расходы соответственно (ин-
декс «в» относится к восходящему потоку нижнего пласта, ин-
декс «п» означает присоединяемую жидкость верхнего пласта).
На рис. 152 показан ход термограмм с учетом калориметриче-
ского эффекта при смешивании потоков: Тг - геотерма статическо-
го состояния без учета нагрева жидкости за счет дроссельного эф-
фекта; ДТ£ - смешение температур (увеличение) за счет дроссель-
ного эффекта Джоуля-Томсона; А - исходная точка термограммы
Тт, верхнего пласта Н2 при условии, что нижний пласт не работает;
Г1 - термограмма нижнего пласта Н\ также с учетом дроссельного
эффекта ДГ£; В - исходная точка термограммы Т\ нижнего пласта
Hi с учетом дроссельного эффекта; ДГВ - понижение температуры
восходящего потока в зоне смешения; ДГП - повышение темпера-
туры потока, присоединяющегося из верхнего пласта Н2; Т - дейст-
вительная термограмма обоих потоков после смешения.
Термограмму можно интерпретировать как дебитограмму,
позволяющую не только выделять продуктивные интервалы, но и
определять их притоки. Из равенства (138) следует
>п ДТВСВ ДТВСВ
- = ——- или Qn=QK——
)в ДТПСП *ВДТПСП
(139)
где QB - расход восходящего потока в эксплуатационной колонне
до его смешивания с присоединяемым потоком Qn.
Выше кровли верхнего пласта расход будет равен Q = Qn + QB.
Откуда
QB=Q-Qn. (140)
Подставляя (140) в (139), получим
АТ Г
(141)
Решая (141) относительно Q„, получим
Qn=Q
дтвсв
дт^+дтл
(142)
608
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Таким образом, для определения присоединяемого расхо-
да Qn необходимо измерить Q - расход жидкости в эксплуатаци-
онной колонне выше кровли присоединяемого пласта; ДТВ - тем-
пературный скачок в зоне смешения потоков, то есть охлаждение
восходящего потока против присоединяемого пласта; ДТП - уве-
личение температуры потока присоединяемого пласта, измерен-
ное как разность температуры у кровли пласта и условной гео-
термы, то есть геотермы, исправленной на дроссельный эффект
(см. рис. 152); Св и Сп - теплоемкости.
Имеются скважинные термометры-дебитомеры, основанные
на принципе охлаждения нагретой электрическим током спирали,
омываемой потоком жидкости. Охлаждение спирали тем интен-
сивнее, чем интенсивнее расход жидкости. Экспериментально
можно установить зависимость между температурой спирали и
расходом жидкости. Таким термометром-дебитомером вдоль ис-
следуемого интервала снимаются две термограммы: обычная, ко-
гда спираль подвергается воздействию потока, и геотерма в оста-
новленной скважине, которая показывает изменение температуры
нагретой спирали в зависимости от глубины. По разности показа-
ний этих двух термограмм и с помощью калибровочных кривых
определяется изменение расхода вдоль исследуемого интервала.
Преимуществами такого термодебитомера является то, что
он имеет малые размеры и его можно спускать на одножильном
кабеле, он не требует применения пакера. Такой термодебитомер
позволяет фиксировать приток из каждого действующего перфо-
рационного отверстия.
Гидродинамические и термодинамические исследования
скважин позволяют получать информацию о коллекторских
свойствах и строении продуктивных пластов как по всей толщи-
не, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением
контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки
залежей.
Представление о гидродинамических, или так называемых
фильтрационных свойствах нефтеносной и водоносной частей
пласта позволяют вести постоянный контроль за разработкой за-
Глава ХУШ. Исследование скважин
609
лежи в целом, а так же работой каждой нефтяной и нагнетатель-
ной скважины в отдельности. Параметры пластов определяют по
дебитам жидкости и газа в зависимости от изменения забойных
давлений или дебитов скважин во времени.
В промысловой практике применяют следующие методы
исследования:
1. Исследование скважин при установившихся режимах иссле-
дования на приток, когда показатели работы скважины в те-
чение нескольких суток не изменяются.
2. Исследование при неустановившемся режиме работы сква-
жин (метод прослеживания за уровнями кривой восстанов-
ления забойного давления).
3. Исследование профиля притока в добывающих скважинах
, и профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
3. Исследование скважин при установившихся режимах
работы скважин (метод пробных откачек)
Этот метод исследования скважин по предложению про-
фессора В.Н. Щелкачева называется «метод установившихся
отборов», его используют при исследовании нефтяных, газо-
вых, газоконденсатных, нагнетательных скважин, эксплуатируе-
мых при любых способах. При применении этого способа опре-
деляют зависимость дебита жидкости в добывающих или прие-
мистости в нагнетательных скважинах (Q) от перепада пластово-
го и забойного давлений ДР при установившихся режимах рабо-
ты скважины (рис. 153). Эти зависимости называются индика-
торными диаграммами (линиями). За пластовое давление Рпл
принимают значения динамического пластового давления, уста-
новившегося в пласте между работающими скважинами. Для по-
строения индикаторной диаграммы необходимо иметь две, три и
более точек. Точка в начале координат получается, когда
Даб “ Дл > т-е- скважина остановлена.
Индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными,
выпуклыми или вогнутыми по отношению к оси дебитов в зави-
симости от режима фильтрации жидкости в призабойной зоне плас-
610
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 153. Индикаторные диаграммы
та (рис. 153). Прямолинейная индикаторная диаграмма получает-
ся, когда режим работы скважины напорный и в пласте установи-
лась фильтрация однородной жидкости по линейному закону
Дорси. Приток жидкости к забою скважины выражается уравне-
нием Дюпюи:
2^/^ ^заб)
1 ^к
/zln—
гс
Если обозначить
v_ 2лRh
/zln—
гс
то уравнение (143) примет вид
где К - коэффициент продуктивности скважины,
K = QI&P^^-,
' МПа
(143)
(144)
(145)
(146)
Глава ХУШ. Исследование скважин
611
то есть коэффициент продуктивности численно равен приросту
суточного дебита скважины в тоннах на 1 МПа перепада давле-
ния.
Максимальную производительность скважины при Рмб = О
называют потенциальной. Отбор жидкости, близкий к потенци-
альному дебиту, возможен при условии, когда в скважине имеет-
ся зумиф (углубление в скважине ниже интервала продуктивного
пласта). Противодавление на пласт при этом может быть равным
атмосферному и даже ниже его.
Коэффициент продуктивности является величиной постоян-
ной при соблюдении линейного закона фильтрации жидкости на
всех режимах работы скважины. Индикаторные диаграммы вы-
пуклой формы к оси дебитов (кривая 2, рис. 153 а) указывают
на нелинейный закон фильтрации однородной жидкости в пласте.
Такие диаграммы характерны и для скважин с трещиноватыми
коллекторами. При снижении забойного давления возрастают
инерционные силы, уменьшается раскрытость трещин в соответ-
ствии с возрастанием сопротивления призабойной зоны пласта.
Вследствие проявления инерционных сил, снижения проницае-
мости трещин или одновременного проявления обоих факторов
сростом депрессии давления индикаторная линия искривляется
(становится выпуклой к оси дебитов). Приток жидкости к забою
скважин при этом выражается уравнением
Q = KAP”, (147)
где п - показатель фильтрации.
При нелинейном законе фильтрации коэффициент продук-
тивности К - величина переменная и зависит от депрессии.
Если индикаторная линия сначала является прямолинейной,
а затем становится выпуклой к оси дебитов, то это получается то-
гда, когда сначала при небольших депрессиях фильтрация жид-
кости в призабойной зоне пласта происходит на основе линейно-
го закона, а по мере увеличения перепада давления скорости
движения жидкости увеличиваются, и фильтрация происходит по
нелинейному закону.
612
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Индикаторные линии вогнутой формы к оси дебитов (кри-
вая 3, рис. 153 а) получаются при исследовании скважин на неус-
тановившихся режимах работы. В этом случае исследование
скважин необходимо повторить.
Получение индикаторных линий при исследовании скважин
на неустановившихся режимах их работы объясняются следую-
щими причинами:
- поочередным включением в работу более низкопроницае-
мых участков пласта или пропластков по мере увеличения
депрессии на пласт;
- увеличением проницаемости продуктивной части пласта
за счет очистки порового пространства при больших скоро-
стях фильтрации жидкости;
- раскрытием или смыканием трещин в призабойной зоне
пласта в период изменения забойного давления при перехо-
де от одного режима работы скважин на другой (это харак-
терно для нагнетательных скважин);
- исследованием скважин месторождений с неньютоновскими
нефтями.
Параболические формулы типа (147) для уравнений притока
не в полной мере характеризуют индикаторные линии в условиях
отклонения от закона Дарси. Правильная запись формулы для
градиента давления:
— = ^•1?+^, (148)
ДХ R
где ДР - падение давления на участке длиной ДХ ; ц - вязкость
нефти; R - коэффициент проницаемости; г? - скорость фильтра-
ции; Ъ - коэффициент, зависящий от геометрии пористого про-
странства и плотности фильтрующей среды.
Уравнение (148) имеет следующий смысл. При движении
жидкости перепад давлений на каком-то участке расходуется
на преодоление сил трения и инерции жидкости и газа, которые
возникают из-за извилистости поровых каналов в пласте. Си-
ла инерции пропорциональна квадрату скорости, а значит, чем
больше скорость фильтрации, тем больше влияние инерции.
Глава XVIIL Исследование скважин 613
В уравнении (148) основную роль играет первый член, то есть
движение происходит по линейному закону фильтрации. Нели-
нейность индикаторной кривой объясняется значительным уве-
личением второго члена уравнения, что соответствует большим
скоростям фильтрации. При условии, что скорость фильтрации
пропорциональна дебиту скважины, двучленному закону фильт-
рации (148) соответствует уравнение индикаторной линии:
AP = AQ + BQ2, (149)
где А, В - коэффициенты, постоянные для данной нефтяной
скважины; Q - дебит нефти.
Уравнение (149) можно записать в виде
График этого уравнения представляет прямую линию с от-
резком А, отсекаемым от оси ординат, и тангенсом угла накло-
на а (см. рис. 153 б). При установившихся режимах по данным
исследования скважин можно определить коэффициент прони-
цаемости, который является средним между проницаемостью
удаленной зоны пласта и призабойной зоны. Он больше характе-
ризует состояние призабойной зоны пласта. Этот коэффициент
проницаемости условно называется «средним» коэффициентом
проницаемости:
^=0,336^ng^-, (151)
п гс
где fl - вязкость жидкости в пластовых условиях; h - толщина
продуктивного пласта; К - коэффициент продуктивности; Rk -
радиус контура питания; гс - радиус скважины.
При расчетах Rk приближенно принимается равным сред-
нему значению половины расстояний между соседними скважи-
нами.
Исследования скважин, проведенные до и после геолого-
технического мероприятия (гидравлический разрыв пласта, ще-
левая разгрузка, кислотная обработка и др.), позволяют по изме-
614
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
нению коэффициента продуктивности оценивать эффективность
данного мероприятия. В случае, когда к забою скважины проры-
вается пластовая вода, увеличение отбора воды приводит
к уменьшению коэффициента продуктивности, так как при этом
уменьшается фазовая проницаемость для нефти. При прорыве
в скважину посторонних (закачиваемых) вод коэффициент про-
дуктивности остается неизменным.
Уменьшение коэффициента продуктивности в работающих
скважинах указывает на засорение (кальматацию) призабойной
зоны пласта смолопарафиновыми отложениями, механическими
примесями и др. Уменьшение коэффициента приемистости в на-
гнетательных скважинах (во времени) чаще всего происходит из-
за закупоривания пор и трещин призабойной зоны пласта меха-
ническими частицами, отложениями окислов железа, частицами
эмульгированной нефти и другими веществами, содержащимися
в закачиваемой воде в виде незначительных примесей.
4. Исследование при неустановившихся режимах
работы скважин
Определение параметров пласта и скважины при данном ме-
тоде исследования скважин основано на использовании процес-
сов перераспределения забойного давления после пуска или
остановки скважины. Этим методом исследуют скважины при
любом способе эксплуатации. После мгновенного изменения ус-
тановившегося режима работы скважины (пуск или остановка
скважины) замеряется скорость восстановления или падения за-
бойного давления и строится график восстановления забойного
давления во времени. По этому графику и величине установив-
шегося дебита скважины до начала исследования рассчитывают
основные параметры пласта, характеризующие его фильтрацион-
ную способность.
Восстановление давления на забое мгновенно остановлен-
ной скважины, эксплуатирующей однородный по проницаемости
пласт постоянной толщины, насыщенный однородной по вязко-
Глава ХУЛ!. Исследование скважин
615
сти жидкостью при установившемся дебите, может быть выраже-
но уравнением
ДР(О =
4xRh гПр 4л Rh
(152),
где ДР(О - повышение забойного давления во времени, МПа; Q -
установившийся дебит скважины перед остановкой, м3/с; р. - вяз-
кость пластовой жидкости, МПа-c; R - коэффициент проницаемо-
сти, мкм2; h - толщина пласта, м; % - коэффициент пьезопроводно-
сти пласта, м2/с; гпр - приведенный радиус скважины, м; t - время
с начала остановки скважины, сут; b - объемный коэффициент.
Обозначив
4лRh
пр
Qjub
4лRh’
уравнение (152) можно представить в виде
&P(f) = A + ilnf.
(153)
(154)
График этого уравнения будет иметь вид прямой линии с углом
наклона а и отрезком А, отсекаемым от оси ординат (рис. 154).
Используя график восстановления давления, из уравне-
ния (154) можно определить коэффициент проницаемости пласта
я = 0Д8ЭД^ (155)
ih
Для этого необходимо из графика определить значение углового
коэффициента i как tga:
(156)
После определения коэффициента проницаемости опреде-
ляют коэффициент пьезопроводности:
R
Х Р(т0ж+0сУ
(157)
616
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 154. Кривая восстановления забойного давления
где fl - вязкость жидкости; /?ж, /Зс -коэффициенты сжимаемо-
сти жидкости и среды, соответственно; т - коэффициент порис-
тости.
Подставляя найденные значения i и х в уравнение (153),
определяют приведенный радиус скважины:
г = I2’25*
пр Л/ jpA/i •
(158)
Исследование на неустановившихся режимах дает возмож-
ность качественно оценить изменение проницаемости или нали-
чие непроницаемых включений в удаленных зонах пласта.
Сравнивая коэффициент проницаемости удаленной зоны
пласта со средним коэффициентом проницаемости, определен-
ным по коэффициенту продуктивности (151), можно судить о со-
стоянии призабойной зоны пласта.
В случае, когда Лср//?<1, это указывает на низкую прони-
цаемость и на необходимость проведения геолого-технических
мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны
пласта. К этим мероприятиям можно отнести промывку забоя
скважины горячей нефтью, проведение гидроразрыва пласта, об-
Глава ХУШ. Исследование скважин 617
работку пласта оксидантом, щелевую разгрузку, кислотные обра-
ботки и др. Если /?ср//? > 1, то это показывает, что проницаемость
призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны
или выше ее, а значит нет необходимости проводить какие-либо
геолого-технические мероприятия. О состоянии призабойной зо-
ны пласта, гидродинамическом совершенстве скважины и об эф-
фективности проводимых ГТМ судят и по величине приведенно-
го радиуса скважины гпр, который определяется по форму-
ле (154). Если скважина имеет большой коэффициент гидроди-
намического совершенства, величина гпр приближается к геомет-
рическому радиусу скважины по долоту. В случае, если гпр < гс,
причем во много раз, это указывает, что на скважине необходимо
проводить геолого-технические мероприятия (ГТМ), такие как
ГРП, дополнительная перфорация, кислотные обработки и др.
5. Формы кривых восстановления давления
и их интерпретация
В природных условиях сравнительно редко встречаются ли-
тологически однородные пласты по толщине и простиранию.
В процессе работы скважины проницаемость призабойной зоны
изменяется по разным причинам. Загрязнение призабойной зоны
происходит механическими примесями, смолопарафиновыми от-
ложениями, солями гипса, окислами железа и др. Изменяется
и вязкость жидкости в результате закачки холодной воды или ее
прекращения, замещения вязких нефтей пластовой или пресной
водами и перемещения водонефтяного или газонефтяного кон-
тактов при заводнении пластов. На вид кривых восстановления
забойного давления в значительной мере влияет то, что практиче-
ски невозможно мгновенно прекратить приток или подачу жид-
кости в пласт, выделение газа в призабойной зоне и стволе сква-
жины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и так
далее.
Перечисленные факторы влияют на формы кривых восста-
новления забойного давления, и фактические графики ДР и In?
618
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
отличаются от теоретических. Часто встречающаяся форма кри-
вых восстановления забойного давления показана на рис. 153 а.
Рис. 155. Кривые восстановления забойного давления с несколь-
кими прямолинейными участками
Если соблюдать все условия применимости метода исследо-
вания скважин по кривым восстановления давления, то график
имел бы форму прямой линии с уклоном i = tga и отрезком А
на оси ординат (см. рис. 154). В промысловой практике наруше-
ние прямолинейности наблюдается в начале графика, это объяс-
няется продолжающимся притоком жидкости в скважину после
ее остановки, так как практически невозможно достичь мгновен-
ной остановки скважины (нужно время на закрытие задвижек);
в насосных скважинах повышается уровень от динамического до
статического; сжимаемостью жидкости в стволе скважины при
повышении давления; выделением свободного газа из нефти по
стволу скважины при снижении давления.
Глава ХУШ. Исследование скважин 619
В некоторых нефтяных скважинах с низкой проницаемо-
стью пласта, с высоким давлением насыщения и значительным
газовым фактором время начала выхода графика на прямолиней-
ный участок длится 4 часа и более. Для нагнетательных скважин,
в которые закачивается вода, или находящихся на самоизливе
график восстановления давления почти сразу выходит на прямо-
линейный участок. Начальный участок графика восстановления
забойного давления (до точки т) рассматривается с учетом при-
тока жидкости в скважину после ее остановки. Второй участок
графика от точки т до точки т\ имеет крутой угол наклона
и наибольшее значение углового коэффициента Подставляя
его значение в формулу (155), получим наименьший вычислен-
ный коэффициент проницаемости, что говорит о неудовлетвори-
тельном состоянии призабойной зоны пласта. По данному участ-
ку определяется степень несовершенства скважины, которая
характеризуется приведенным радиусом скважины гпр.
Подставляя данный радиус в уравнение Дюпюи для радиального
установившегося притока однородной жидкости в скважину
_ — Даб)
я ’
Д1п—
гс
уточняем параметры пласта. Участок графика от т\ до т2 с угло-
вым коэффициентом i2 оценивает фильтрационные свойства уда-
ленной зоны пласта. Это сравнительно большой участок пласта
вокруг скважины сложен породами однородной проницаемости,
содержащими жидкость постоянной вязкости. Толщина пласта на
этом участке на всем простирании одинакова. Коэффициент про-
ницаемости на этом участке, рассчитанный по формуле (156), бу-
дет выше проницаемости призабойной зоны пласта. После точ-
ки т2 направление графика снова меняется, и повышается угол
наклона. Повышение угла наклона объясняется ухудшением ли-
тологической характеристики продуктивного пласта или значи-
тельным увеличением вязкости жидкости. Чтобы более точно оп-
ределить факторы, влияющие на угол наклона графика, следует
повторить исследование скважины через 3-4 месяца.
620 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Когда на характеры кривых восстановления забойного давле-
ния на той же скважине повлияло наличие литологической ограни-
ченности пласта, то точки пересечения прямолинейных участков
т2, будут находиться на одном и том же расстоянии от оси
ординат (см. рис. 155 б). В случае, когда искривление графика свя-
зано с разностью вязкостей, насыщающих данный пласт, точки пе-
ресечения т2, т2 при повторных исследованиях будут откло-
няться вправо по горизонтальной оси графика (см. рис. 155 в).
Таким образом, исследование скважин по методу неустано-
вившихся режимов позволяет получать данные по пласту и прини-
мать необходимые решения для рациональной разработки залежи.
По результатам исследований скважин до и после проведения того
или иного геолого-технического мероприятия можно определить
глубину обработанной зоны пласта (рис. 155 г). График 1, постро-
енный до обработки скважины, вначале имеет крутой угол наклона,
что указывает на низкую проницаемость призабойной зоны пласта.
После проведения обработки призабойной зоны меняется характер
начального участка графика 2, а участок подъема имеет почти тот
же уклон. Из этого можно делать вывод, что в результате обработ-
ки скважины повысился коэффициент проницаемости призабойной
зоны пласта, а глубину обработки можно рассчитать до точки т.
Выполненные заключения по формам графиков восстановления за-
бойного давления будут более достоверны, если такие исследова-
ния провести в соседних скважинах и их результаты сопоставить.
Для определения расстояния от ствола скважины до места в пласте,
где условия фильтрации жидкости изменяются, можно воспользо-
ваться формулой распределения давления в бесконечном пласте
после остановки одиночной скважины, предложенной профессором
В.Н. Щелкачевым:
ДР(г) =-^^(0,8091+In Го), (159)
где Fq - безразмерный параметр Фурье, характеризующий ско-
рость распределения давления в пласте. Остальные параметры
прежние:
FQ=Xt/R2,
(160)
Глава ХУШ. Исследование скважин
621
где % - коэффициент пьезопроводности, м/с; t - время с начала
остановки скважины, с; R - текущий радиус, м.
Если Fo =0,1, давление на забое восстанавливается на 90%,
а когда Fo =0,5, то давление практически восстановилось, и это
давление можно принимать за пластовое. В этом случае ДР(г) —> 0,
и уравнение (159) будет иметь вид
O,8O91 + lnFo =0. (161)
Подставляя в формулу (161) значение безразмерного коэффици-
ента из уравнения (160), получим
0,8091 + 1пх/-21пЯ = 0. (162)
Отсюда можно определить расстояние от ствола скважины до
любой точки в пласте:
R = l,5jxt. (163)
Чтобы пользоваться этой формулой, необходимо построить гра-
фик восстановления забойного давления в координатах АР, In Г
По прямолинейному участку определяют коэффициент
проницаемости R и подсчитывают коэффициент пьезопроводи-
мости х по формуле (157), фиксируют на графике точку т, по-
сле которой изменяется угол наклона. Значение времени t в
точке пересечения и значение х подставляют в формулу (163).
С применением метода восстановления забойного давления
проводят также исследования на взаимодействие скважин. Для
этого на одной скважине изменяют режим работы, а на других
соседних скважинах наблюдают за изменением забойного дав-
ления. По скорости восстановления забойного давления рассчи-
тывают параметры пласта в радиусе между возмущающей и на-
блюдательными скважинами.
6. Техника и технология исследования скважин
Для большей надежности исследование скважин на приток
осуществляют на трех или четырех установившихся режимах.
На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода)
и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют
622 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газо-
вых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом ре-
жиме измеряются с помощью глубинных манометров. На промыс-
лах применяют глубинные манометры и дифманометры следую-
щих типов: геликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные.
Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при неболь-
шой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глу-
бинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцен-
тричной планшайбой, а низ насосно-компрессорных труб - фона-
рем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное
пространство через отверстие в планшайбе. Глубинно-насосные
скважины, оборудованные электроцентробежными погружными
насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистан-
ционных манометров. Для определения профиля притока в добы-
вающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах при-
меняются глубинные дебитомеры-расходомеры. Приборы спуска-
ются в работающие скважины и регистрируют распределение ве-
личин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответст-
венно сверху вниз или снизу вверх). Общая величина дебита или
расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расхо-
домерами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах
которой измеряются дебиты или расходы, не менее 1 м. Некоторые
дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в насосно-
компрессорные трубы, а другие только в эксплуатационную колон-
ну. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электро-
термометрами, которые спускаются в скважину на электрическом
кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на
поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Перед проведением
исследований, в зависимости от способа добычи нефти, устье сква-
жины оборудуется соответствующей арматурой. Приборы для ис-
следования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что
спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и
газолифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного
давления на буфере, в этом случае измерительные приборы
в действующую скважину вводят через специальное герметизи-
рующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор (рис. 156).
Глава ХУШ. Исследование скважин
623
Лубрикатор состоит из кор-
пуса 1, устанавливаемого на верх-
ний фланец буферной задвижки 2
арматуры устья скважины. Разме-
ры корпуса должны позволять
размещение в нем спускаемого
прибора 3. На верхнем конце кор-
пуса имеется сальниковое устрой-
ство 4 и кронштейн 5, удержи-
вающий направляющий ролик 6.
Лубрикатор имеет спускной кра-
ник 7 и уравнительный отвод 8.
Установка лубрикатора на устье
скважины осуществляется при за-
крытой задвижке 2 без остановки и
нарушения режима работы фан-
томной или газлифтной скважины,
нефть из которой поступает непре-
рывно в боковой отвод 9.
Перед спуском прибора в сква-
жину отворачивается сальниковая
крышка 4, через которую протяги-
вается каротажный кабель или
проволока. Глубинный прибор
присоединяют к проволоке, вводят
в корпус лубрикатора и завинчи-
вают сальниковую крышку 4. Про-
Рис. 156. Лубрикатор
волока заправляется на направляю-
щий ролик 6 и идет к барабану подъемной лебедки, перевозимой
на автомашине. После сборки лубрикатора открывается задвиж-
ка 2, давление выравнивается, и прибор спускают в скважину.
После замера прибор поднимается и вводится в корпус лубрика-
тора, закрывается задвижка 2, и после уравновешивания давления
с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор
извлекается. В скважинах с высоким дебитом (200 и более т/сут)
спуск приборов затруднен, так как встречный поток жидкости из-
624
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
за гидравлических сопротивлений, вызываемых спускаемым
прибором, препятствует его спуску. В таких случаях к измери-
тельным приборам подвешивают груз в виде штанги. Многие
измерительные приборы, такие как глубинные манометры, тер-
мометры, пробоотборники, имеют автономную регистрацию
измеряемых параметров внутри прибора. Такие приборы спус-
каются на стальной проволоке диаметром 1,8-2,2 мм. Все при-
боры с дистанционной регистрацией показаний и дебитомеры
с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера
спускаются на тонком электрическом кабеле. При эксплуатации
скважин механизированным способом (насосная эксплуатация)
устье скважины оборудуется специальной эксцентричной
планшайбой, а низ НКТ - отклонительным фонарем. В этом
случае создается односторонний увеличенный зазор между
НКТ и эксплуатационной колонной. Исследование в скважинах
с электроцентробежными насосами (ЭЦН) проводят с помощью
специального приспособления, которое называют «суфлер».
«Суфлер» устанавливают выше насоса, что позволяет прием
глубинного скважинного манометра соединять с межтрубным
пространством. При наличии избыточного давления на устье
скважины, манометры, термометры, дебитомеры и расходоме-
ры спускают через лубрикатор, который перед измерением ус-
танавливают на буфере или на планшайбе. После подготовки
скважины для проведения исследования, при переходе от одно-
го режима работы скважины на другой, уточняется, что достиг-
нут установившийся режим работы.
Установившимся режимом работы скважин называется та-
кой режим, когда в течение длительного времени ее дебит или
приемистость, а также забойное давление остаются неизменны-
ми. В промысловой практике за установившийся режим работы
скважины принимается такой режим, при котором значения за-
бойного давления и дебита (приемистость) остаются неизменны-
ми в течение 6-8 часов или изменяются не более чем на 10%.
Первым установившимся режимом работы скважины при-
нимается режим, на котором она работала в течение длительного
периода времени до начала исследования.
Глава ХУШ. Исследование скважин
625
После спуска в скважину манометра, замера дебита (прие-
мистости) и забойного давления быстро ограничивают или уве-
личивают дебит скважины на 30-40% от наибольшего дебита
и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от од-
ного режима работы скважины на другой осуществляется сменой
штуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением
объемов подачи рабочего агента или изменением длины полиро-
ванного штока и числа качаний станка-качалки. Время достиже-
ния установившегося режима при переходе от одного режима
на другой во многом зависит от проницаемости пласта, вязкости
нефти, газового фактора, а также от продолжительности работы
скважины на предыдущем режиме.
Например, при снятии кривых восстановления давления
в течение 4-6 ч необходимо, чтобы скважина работала на одном
и том же режиме не менее 3-4 суток. При проведении исследова-
ний в неоднородных пластах кривые восстановления забойного
давления необходимо снимать в течение 1-2 суток. Для снятия
кривых восстановления забойного давления на каждом режиме
следует поддерживать постоянный дебит в течение всего периода
исследования скважины. Вышеизложенное условие можно вы-
держивать при исследовании нагнетательных скважин, находя-
щихся под закачкой. И в этом случае постоянно регулируют
приемистость скважины задвижкой. При исследовании нефтяных
скважин это условие невозможно выполнить. Поэтому кривую
восстановления давления снимают на последнем режиме после
остановки работы скважины. Наблюдение за изменением деби-
тов нефтяных скважин и определение их перед сменой режимов
осуществляются периодическими замерами на групповой за-
мерной установке (ГЗУ). Замеры приемистости нагнетательных
скважин проводятся расходомерами, устанавливаемыми на кус-
товых насосных станциях (КНС) или объемным методом с ис-
пользованием мерной емкости у устья скважины (при самоиз-
ливе).
Забойные давления на каждом режиме измеряются с помо-
щью глубинных манометров, спускаемых на стальной проволоке,
а температуры на забое и по стволу скважины - с помощью глу-
626
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
бинных термометров, спускаемых на каротажном кабеле. С уче-
том того, что вода, закачиваемая в пласт для поддержания пла-
стового давления, практически несжимаема, замеры забойных
давлений на нагнетательных скважинах можно проводить на
устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с по-
мощью образцовых манометров. Пластовое давление в промы-
словой практике определяют после остановки скважины.
Забойные давления на глубоких насосных скважинах опре-
деляют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом ча-
совых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса,
а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными мано-
метрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное простран-
ство. Результаты гидродинамических исследований скважин на
приток зависят от работы соседних скважин. В этой связи необ-
ходимо следить за тем, чтобы на соседних скважинах поддержи-
вались установившиеся режимы работы в течение всего времени
исследования.
7. Исследования профиля продуктивности нефтяных
и приемистости нагнетательных скважин
С целью изучения объемного распределения закачиваемого
агента по толщине пласта на линии нагнетания и характера при-
тока жидкости из пласта на линии отбора проводят исследования
профилей приемистости и продуктивности нефтяных и нагнета-
тельных скважин. Эти исследования проводят в основном за счет
непосредственного измерения интенсивности потока жидкости
по стволу скважины с использованием скважинных расходомеров
и дебитомеров. Широкое применение на промыслах получили
скважинные расходомеры и дебитомеры дистанционного типа
и с местной записью. Они относительно просты в конструктив-
ном исполнении и эксплуатации, обладают высокой чувствитель-
ностью, широким диапазоном измерений, практически не изме-
няют своих рабочих характеристик с изменением плотности
и вязкости жидкости и газа.
Глава XVHL Исследование скважин
627
8. Скважинные расходомеры и дебитомеры
Скважинные расходомеры применяются диаметром 110,
100, 51 мм и менее. Для скважин с низкой приемистостью приме-
няют приборы с пакерующим устройством, а для высокопрони-
цаемых - без пакера, с центраторами.
В настоящее время исследования нефтяных, газовых и на-
гнетательных скважин проводят с применением дистанционных
приборов. В это же время применяют и дебитомеры с местной
записью, спускаемые в скважину на стальной проволоке. Наибо-
лее распространенными на промыслах России являются сква-
жинные расходомеры и дебитомеры:
1. Скважинный дистанционный расходомер РДГ-3, который
спускают в скважину на одножильном каротажном кабеле.
Диаметр корпуса расходомера РДГ-3 100 или 110 мм. Рас-
ходомер предназначен для исследования нагнетательных
скважин с приемистостью до 3000 м3/сут.
2. Скважинный дебитомер ДГД-4 с зонтичным пакером пред-
назначен для измерения дебитов нефтяных скважин.
В настоящее время на базе расходомера РДГ-3 и дебитомера
ДГД-4 разработано и выпускается множество различных типо-
размеров скважинных приборов различной конструкции с паке-
рообразующими устройствами (диафрагменные, винтовые, на-
дувные и др.), которые применяются на промыслах. Скважинные
исследования чаще всего заключаются в замерах забойных дав-
лений с помощью глубинных манометров. Существует много ти-
пов скважинных манометров, из них наиболее простым и распро-
страненным является манометр скважинный геликсный (МГН-2)
с автономной регистрацией (рис. 157 а).
Чувствительным элементом в этом манометре является мно-
говитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная
под вакуумом легким маслом. При наличии давления внутри
пружины каждый виток разворачивается на некоторый угол во-
круг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток
поворачивается на угол, равный сумме углов поворотов всех вит-
ков. На верхнем витке укреплено царапающее перо 2, угол пово-
рота которого пропорционален давлению.
628 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 157. Принципиальная схе-
ма геликсного (а) и поршневого
(б) скважинных манометров
Нижний конец геликсной
пружины сообщается с сильфо-
ном 3 (эластичная металличе-
ская гармошка), который ис-
полняет роль разделителя жид-
костей. Сильфон тоже заполнен
маслом. Он омывается сква-
жинной жидкостью, давление
которой без потерь передается
через сильфон жидкости внутри
геликса.
Регистрирующая часть со-
стоит из следующих элементов.
Часовой механизм 4 приводит
во вращательное движение хо-
довой винт 5, который сообща-
ет регистрирующей каретке 6
равномерное поступательное
движение. Поэтому вертикаль-
ное перемещение каретки про-
порционально времени, истек-
шему с момента пуска часового
механизма на поверхности пе-
ред герметизацией прибора. Де-
тали манометра, за исключением
сильфона, заключены в проч-
ный герметичный корпус 7,
внутри которого сохраняется
атмосферное давление.
Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие
с внешней средой. В нижней части прибора, в специальной каме-
ре, помещается максимальный термометр для регистрации тем-
пературы на забое скважин и внесения температурных поправок
в показания манометра.
На внутренней стороне каретки укладывается бланк, на ко-
тором острие пера оставляет след. Перо пишет дугу, пропорцио-
Глава ХУШ. Исследование скважин
629
нальную давлению при непрерывно перемещающейся каретке.
На бумаге остается запись в координатных осях р и t (давление
и время). Расшифровка записи, то есть измерение ординат (р),
осуществляется на оптических столиках с микрометрическими
винтами.
Имеются также манометры поршневого типа Mi ll (рис. 157, б),
в которых чувствительным элементом является шток-поршень 1,
растянутый пружиной 2. Шток проходит через сальник 3, разде-
ляющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давле-
ние, а нижняя камера В сообщается с внешней средой. Разность
давлений в камерах действует на сечение штока-поршня 1, кото-
рый при перемещении растягивает пружину. В атмосферной ка-
мере на конце штока имеется перо 4, которое чертит на бумаж-
ном бланке вертикальную линию, равную перемещению штока
и пропорциональную давлению в нижней камере. Бумажный
бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки 5,
которая медленно вращается от часового механизма 6. Нижняя
камера заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости
сильфоном. Преимуществом такой конструкции манометра явля-
ется возможность получения при малом диаметре прибора боль-
ших перемещений штока и возможность получения более четких
записей. Трение в самоуплотняющемся сальнике обуславливает
погрешность в измерениях. В этой связи в некоторых конструк-
циях для снижения трения в сальнике штоку обеспечивается по-
стоянное вращательное движение.
Существует большое количество малогабаритных скважин-
ных приборов для гидродинамических исследований в скважи-
нах. Внешний диаметр таких приборов 18-22 мм. Длина от 0,7 до
2,0 м. Эти приборы используются для измерений через кольцевое
пространство между эксплуатационной колонной и НКТ. Под-
веска НКТ в этих случаях должна осуществляться на эксцентрич-
ном фланце. В эксплуатационных колоннах диаметром 146 мм
спускаются 2" трубы, а в эксплуатационных колоннах 168 мм -
2W' НКТ.
Для измерения давлений на забое скважины через кольцевое
пространство применяется прибор МММ-1 (манометр магнито-
630
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
упругий малогабаритный). Малогабаритные размеры прибора
МММ-1 позволяют спускать его в скважину через малогабарит-
ный устьевой лубрикатор, эксцентрично расположенный на усть-
евом фланце. За счет этого можно исследовать скважины, экс-
плуатируемые штанговыми глубинными насосами, имеющими
давление в затрубном пространстве.
Создан и выпускается малогабаритный глубинный расходо-
мер для снятия профилей притока. Малогабаритный расходомер
спускается в скважину через кольцевое пространство, снабжен-
ный управляемым с поверхности пакером. Принцип измерения
основан на преобразовании расхода протекающей жидкости
в электрические импульсы, частота которых пропорциональна
расходу. В исследовании скважин применяется также комплекс-
ный глубинный аппарат «Поток-5», который одновременно изме-
ряет 5 параметров. В приборе измеряемые на забое параметры
преобразуются в непрерывный частотный электрический сигнал,
передаваемый на поверхность по одножильному бронированнно-
му кабелю. Прибор регистрирует давление на глубине спуска ап-
парата, температуру, расход жидкости, соотношение нефти и во-
ды в потоке, местоположение нарушений в трубах. Прибор со-
стоит из пяти функционально независимых преобразователей
измеряемых параметров в частотный сигнал и дистанционно
управляемого пакерующего устройства. Все устройства объе-
динены в три узла: термоманометрический, для измерения дав-
ления и температуры; потокометрический, для измерения об-
щего расхода жидкости и содержания в ней воды; локаторы
сплошности металла труб. Диапазон измеряемых давлений за-
висит от типа геликоидальной пружины с верхним пределом 25
или 40 МПа.
Диапазон измеряемых расходов при полном раскрытии па-
кера в зависимости от комплектации измерительной части преоб-
разователя струнной подвески при диаметре струны 0,6 мм со-
ставляет от 8 до 100 м3/сут., а измерение обводненности продук-
ции скважины от 0 до 100%. Прибор имеет длину 2900 мм, диа-
метр 40 мм. Вес прибора 15 кг. Прибор работает на постоянном
токе в режиме управления пакером +27 В («плюс» - открытие,
Глава ХУШ. Исследование скважин
631
«минус» - закрытие), в режиме измерения параметров +33 В,
в режиме переключения работающего узла +70 В.
Наличие локатора сплошности позволяет определять перфо-
рационные отверстия и интервал перфорации (начало и конец).
Поверхностная регистрирующая аппаратура и питающие устрой-
ства - стандартные и входят в комплект промысловой исследова-
тельской станции «АИСТ».
9. Измерения дебита нефти, газа и пластовой воды
Для контроля и регулирования процесса разработки место-
рождения важное место имеет систематический замер дебитов
нефти и газа.
При этом особое внимание должно быть обращено на изме-
нение обводненности добываемой нефти во времени и на увели-
чение газового фактора по скважинам. Систематический замер
дебитов нефти дает большое представление о состоянии залежи,
снижении или увеличении Рт и Р3 и вытекающие из этого меры,
которые необходимо принять для рациональной разработки ме-
сторождения.
При герметизированной схеме сбора нефти и газа количест-
во добываемой жидкости (нефти и воды) замеряется на группо-
вых замерных установках (ГЗУ) типа «Спутник». Эти установки
выпускаются нескольких типов: «Спутник А», «Спутник В»,
«Спутник Б-40» и другие. Измерение дебита осуществляется пу-
тем кратковременных пропусков через турбинный счетчик, нака-
пливающийся в сепараторах жидкости и регистрации объемов на
индивидуальном счетчике. Количество воды, содержащейся в
нефти, долгое время определялось при помощи прибора Дина-
Старка. Но этот метод не позволяет вести непрерывный контроль
за обводненностью нефти при работе скважин и требует большо-
го штата лаборантов. С учетом этого был разработан метод, по-
зволяющий непрерывно определять содержание воды в нефтяном
потоке. Известно, что безводная нефть является хорошим диэлек-
триком - диэлектрическая проницаемость ее е = 2,1-2,5, а ди-
электрическая проницаемость пластовых минерализованных вод
632 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
достигает 80. Такая разница в диэлектрической проницаемости
воды и нефти позволила создать влагомер с высокой чувстви-
тельностью. Принцип действия прибора состоит в изменении ем-
кости конденсатора, образованного двумя электродами, опущен-
ными в анализируемую водонефтяную жидкость. Емкость кон-
денсатора определяется по формуле
где F - площадь поверхности обкладок конденсатора; £ - ди-
электрическая проницаемость среды между обкладками; / - рас-
стояние между обкладками.
Таким образом, если площадь F обкладок конденсаторов,
опущенных в анализируемую водонефтяную жидкость, и рас-
стояние I между ними неизменны, то емкость конденсатора С
будет зависеть от изменения £, то есть от изменения содержа-
ния воды в нефти. В объединении «Саратовнефтегаз» был раз-
работан унифицированный влагомер на принципе измерения
диэлектрической проницаемости водонефтяной жидкости, по-
зволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объем-
ное содержание воды в потоке сырой или товарной нефти с по-
грешностью от 2,5 до 4%. Влагомер выпускается промышлен-
ностью в двух модификациях: УВН-1 - для нефти с содержани-
ем воды от 0 до 60% и УВН-2 - для нефти с содержанием воды
от 0 до 3%.
Влагомеры питаются от сети переменного тока напряжени-
ем 220 В. Показания влажности нефти записываются на ленточ-
ную диаграмму.
10. Измерение расхода нефтяного газа
При закрытой схеме сбора нефти, газа и воды с автоматизи-
рованными замерными групповыми установками, где осуществ-
ляется постоянный контроль за работой каждой скважины
(по нефти и воде), расход газа замеряют эпизодически. Необхо-
димость в эпизодических, а не постоянных замерах газа на авто-
матизированных замерных установках связана с тем, что продук-
Глава ХУШ. Исследование скважин
633
ция скважин (нефть, газ и вода) после замера их на этих установ-
ках вновь смешивается и транспортируется по одному общему
коллектору до первой ступени сепарации или установки подго-
товки нефти (УПН). Для эпизодического измерения перепада
давления и количества газа, добываемого вместе с нефтью
из скважин, подсоединенных к автоматизированным групповым
замерным установкам (АГЗУ), применяются обычные дифферен-
циальные манометры, а на «Спутниках Б-40» применяются тур-
бинные счетчики. В качестве дроссельного устройства могут
применяться измерительные диафрагмы и сопла. Для круглосу-
точного замера количества газа, проходящего по газопроводу,
используются самопишущие механические (поплавковые) диф-
ференциальные манометры ДП-430, ДП-410 и другие. В промы-
словой практике количество нефтяного газа иногда измеряют
диафрагменным измерителем критического течения (прувером).
11. Методы контроля в процессе теплового
воздействия на пласты
Как уже отмечалось, существует много методов исследова-
ния скважин. Все они направлены на получение своевременной
и полной информации по разрабатываемому объекту для того,
чтобы принимать своевременные меры для осуществления ра-
циональной разработки месторождения, вносить, при необходи-
мости, изменения в использование нефтепромыслового оборудо-
вания для подъема жидкости из скважины, проводить геолого-
технические мероприятия по регулированию процесса добычи
нефти, увеличения или ограничения объемов закачки агента воз-
действия на залежь, проведения ремонтно-изоляционных работ
и так далее. При тепловых методах воздействия на залежь приме-
няют следующие методы исследования:
- геофизические;
- гидродинамические;
- скважинные дебитометрические;
- термодинамические;
- физико-химические.
634
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Геофизические методы исследования, как уже отмечалось,
основаны на физических явлениях, происходящих в горных по-
родах и насыщающих их флюидах при взаимодействии их с жид-
костью скважины и воздействии на них радиоактивного облуче-
ния и ультразвука. Геофизические методы исследования дают
общую информацию о состоянии горных пород, их параметрах,
а также об их изменениях в процессе разработки залежи. В про-
цессе геофизических исследований скважин получают каротажи,
которые дают возможность следить за изменением той или иной
величины по стволу скважины.
Из множества видов каротажа при тепловых методах чаще
всего используют термокаротажи. Термокаротаж позволяет опре-
делять температуру по стволу скважины, дифференцировать гор-
ные породы по температурному градиенту, то есть по тепловому
сопротивлению, что особенно важно при импульсно-дозирован-
ных тепловых методах воздействия на пласт. При импульсно-
дозированном тепловом воздействии на пласт (ИДТВ), то есть
при чередующемся введении в пласт тепла и холодной воды,
термокаротаж позволяет получить соответствующую новую ин-
формацию (к исходной) о теплоемкости и теплопроводности пла-
стов, определить газонефтяной контакт, зоны утечки тепла через
дефектные места в эксплуатационной колонне, зоны поглощения
воды и газа и так далее.
Гидродинамические методы исследования при тепловых
методах служат для изучения характеристик и состояния притока
жидкости к забою скважин при установившихся режимах ее ра-
боты. Главными параметрами гидродинамических измерений яв-
ляются определение дебита жидкости и давлений, а также
их изменение в процессе разработки.
Скважинные дебитометрические исследования дают важ-
ную информацию, прежде всего, о работающих пластах и про-
пластках, а на основе этой информации принимаются решения
для проведения тех или иных геолого-технических мероприятий
по приобщению в число действующих неработающих толщин как
в нефтяных, так и в паронагнетательных скважинах. Исследова-
Глава ХУШ. Исследование скважин 635
ния эти должны рассматриваться с учетом одновременно прово-
димых в скважинах исследований по состоянии обводненности,
давлений, температур (это особенно важно) по стволу и в приза-
бойной зоне скважины и т.д.
Термодинамические исследования при тепловых методах
являются главенствующими. Начальная термограмма, замерен-
ная перед пуском скважины в эксплуатацию, позволяет опреде-
лить естественный температурный фон по стволу скважины в
данных конкретных условиях. Термограмма, полученная через
определенное время работы скважины в результате соответст-
вующего воздействия на пласт, дает возможность определить
работающие и неработающие пропластки, степень теплопотерь
по стволу и в призабойной зоне скважины, приемистость нагне-
тательной скважины, продуктивность в целом и по отдельным
пропласткам. При изменении режима ИДТВ, то есть смены
агента воздействия от закачки тепла к закачке холодной воды,
позволяет находить (определять) эффективную температуру
при закачке холодной воды, ниже которой холодную воду не-
обходимо прекратить закачивать, то есть при любом цикле хо-
лода и тепла находить эффективные пределы закачки агента
воздействия.
Одним из основных факторов рациональной разработки ме-
сторождений является систематическое изучение динамики пла-
стового давления и его регулирование в процессе воздействия.
На основе систематических наблюдений за изменением пласто-
вого давления в скважинах строятся приведенные к отметке ВПК
(водонефтяной контакт) карты равных давлений (изобар). По их
конфигурации определяют направление фильтрационных пото-
ков и перемещение теплового фронта. Полезную информацию
о характере воздействия на пласт дает изучение динамики обвод-
ненности добываемой жидкости. Однако использовать эти дан-
ные необходимо в комплексе с гидрохимическими картами, по-
строенными в этот же период, так как обводненность скважин
может произойти за счет прорыва законтуренных вод, перетока
из других горизонтов и так далее.
636
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Химические же анализы вод позволяют сделать заключение
об истинных источниках поступления вод.
Физико-химические методы контроля за процессами тепло-
вого воздействия на залежь основаны на закономерностях измене-
ния свойств нефти, газа и пластовой воды в процессе разработки.
Наиболее результативными при контроле за разработкой
нефтяных залежей признаны оптические методы, основанные
на явлении поглощения света нефтью. Значительным изменениям
при тепловых методах воздействия подвергаются такие парамет-
ры нефти, как вязкость, плотность, содержание асфальтенов, со-
держание серы и ванадия в асфальтенах и др. По изменению па-
раметров нефти можно охарактеризовать процессы, вызывающие
эти изменения, и установить, на каком этапе воздействия нахо-
дится исследуемая зона залежи. Для площадной характеристики
процесса теплового воздействия строят карты изменения того
или иного параметра нефти на определенные даты и сравнивают
их с начальными или текущими картами предыдущих этапов
разработки.
В процессе теплового воздействия в продуктивных пластах
под влиянием пароводяной смеси происходит изменение минера-
лизации вод. Эти изменения связаны с основными направляю-
щими движениями фильтрационных потоков нефти, пароводяной
смеси, масштабом и интенсивностью процесса теплового воздей-
ствия в определенные периоды времени, что позволяет контроли-
ровать процесс воздействия на залежь.
Физико-химические процессы, происходящие в пласте, от-
ражаются на составе попутных вод, добываемых вместе с неф-
тью, и находят свое выражение в обобщенном показателе - мине-
рализации вод. Следовательно, по изменению значений минера-
лизации вод можно судить о направлениях движения фильтраци-
онных потоков от паронагнетательных скважин к добывающим.
При определении оптимального объема гидрохимических иссле-
дований установлено, что для минерализованных вод (10-15 г/л)
гидрокарбонатно-натриевого типа контроль за процессом тепло-
вого воздействия осуществляется по сумме CI+HCO3. Прослежи-
вается четкая связь этого параметра с общей минерализацией
Глава ХУШ. Исследование скважин 637
во всем диапазоне изучаемых вод. Общей гидрохимической зако-
номерностью процессов теплового воздействия является увели-
чение минерализации вод, содержания в них Cl-иона (С1+НСО3)
по направлению от паронагнетательных скважин к добывающим,
а в добывающих, соответственно, - уменьшение этих параметров
во времени. Гидродинамический метод является наиболее про-
стым в исполнении и дающим достаточно полную информацию.
Его применение дает возможность оперативно и с небольшими
затратами определять основные направления движения фильтра-
ционных потоков и выявлять зоны гидрохимического регулиро-
вания.
Глава XIX
Подземный и капитальный ремонт скважин
Работы, связанные с устранением различных неисправно-
стей внутрискважинного оборудования, и геолого-технические
мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного
пласта, называются подземным ремонтом скважин. Ежегодно
на промыслах России проводится более 20000 подземных ремон-
тов.
Отношение времени фактической работы скважин к их об-
щему календарному времени за год (месяц) называется коэффи-
циентом эксплуатации скважин. Коэффициент эксплуатации счи-
тается неплохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт сква-
жин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяется
на текущий и капитальный. К текущему подземному ремонту
скважин относят:
1) ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг;
2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;
3) смену глубинного насоса или ЭЦН;
4) изменение глубины подвески насосного оборудования
(ЭЦН, ШГН);
5) замену ПЭД в результате изоляции «О»;
6) замену ЭЦН;
7) замену кабеля;
8) очистку или смену песочного якоря;
9) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;
10) удаление со стенок НКТ солей, парафина;
11) подъем и спуск насосного оборудования для проведения
в скважине исследовательских работ;
12) подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от уле-
тевших в них скребков, глубинных манометров, глубин-
ных термометров и т.д.
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
639
Эти работы выполняются специализированными бригада-
ми по подземному ремонту скважин. Бригады подземного ремон-
та скважин работают в две и три смены. Каждая смена (вахта)
состоит из 3-х человек: старший оператор (старший смены) под-
земного ремонта скважин, помощник оператора подземного ре-
монта скважин, машинист подъемника или агрегата. Старший
оператор и помощник оператора работают на устье скважины,
а машинист подъемника (агрегата) - на лебедке подъемного ме-
ханизма и осуществляет спускоподъемные операции с помощью
лебедки подъемного агрегата.
Работы, связанные со сложными операциями в стволе сква-
жины, называются капитальным ремонтом. К ним относятся:
1) работы, связанные с ликвидацией аварий (полей труб,
штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);
2) работы по проведению изоляционных работ;
3) исправление поврежденных эксплуатационных колонн;
4) работы по переводу скважин с одного объема разработки на
другой;
5) работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработке
призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами и т.д.;
6) фрезерование в эксплуатационной колонне (падение метал-
лических предметов, образование сальников);
7) ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне
сальника из кабеля КРБК;
8) разбуривание цементных стаканов и т.д.
Вышеперечисленные и другие виды капитальных ремонтов
выполняются бригадами капитального ремонта скважин.
Подземный и капитальный ремонты скважин выполня-
ются с использованием подъемных агрегатов (в последнее
время передвижных) А-40, А-50 и т.д., транспортных средств,
инструмента, средств механизации (ключи АШК, АПР), раз-
личного ловильного и другого оборудования и специального
инструмента.
Для подготовки скважин к ремонту имеются подготови-
тельные бригады, которые готовят скважины к ремонту:
1) освобождают устье скважин от посторонних предметов;
640
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
2) глушат (промывают) скважину, готовят площадку для
подъемного агрегата;
3) завозят на скважину необходимое оборудование (трубы,
штанги, насосы, кабель КРБК и КРБП, установки ЭЦН,
растворы, цемент и т.д.).
Перед началом работ на основе последних исследований со-
ставляется план работ. Бригады капитального ремонта работают
в три смены.
В бригадах капитального ремонта скважин, если работы ве-
дутся по подъему НКТ двумя трубками, в вахту включен допол-
нительно верховой рабочий.
Подъемные устройства и механизмы, применяемые при
ремонте скважин. Все виды работ по подземному и капитальному
ремонту скважин связаны с подъемом или спуском в скважину
труб, штанг, различного инструмента или оборудования. Для этого
на промыслах широкое распространение получили подъемные пе-
редвижные агрегаты, у которых вышка и лебедка размещаются на
одной транспортной базе - тракторе или вездеходном автомобиле.
В последние годы также подъемники выпускаются на базе везде-
ходных автомобильных средств (КРАЗ) А-40, А-50 и другие. Дли-
тельное время применялись подъемники на тракторе ЛТ-11КМ и
АЗИНМАШ-43П и другие модификации грузоподъемностью от 16
до 80 т. Вышки или мачты оснащаются обычным полиспастом или
талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных
приспособлений (штропа) подвешивается поднимаемый (опускае-
мый) груз (трубы, штанги, насосные установки).
Спускоподъемные операции проводятся с помощью талевой
системы, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и тале-
вого каната.
Оснастка талевой системы (рис. 158), т.е. число шкивов,
участвующих в работе, определяется массой (весом) поднимае-
мого груза.
При подъеме груза по схеме I, т.е. напрямую, сила Р, необ-
ходимая для подъема груза массой Q, теоретически должна быть
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
641
Рис. 158. Схема оснастки талевой системы
равна силе тяжести груза Q. Длина наматываемого на барабан
каната будет равна высоте на которую поднимается груз.
По схеме II, т.е. с одним шкивом на талевом блоке, масса
поднимаемого груза распределяется на два каната с нагрузкой
каждого из них, равной половине силы тяжести, т.е. Q.
Неподвижный и ходовой концы каната будут испытывать
такую же нагрузку. Но в этом случае для того, чтобы поднять
груз на высоту Н, на барабан требуется намотать канат дли-
ной 2Н. В этом случае для подъема груза потребуется в два раза
больше времени. При оснастке талевой системы 3x2 показатели
удвоятся, а при оснастке 4x3 - станут в четыре раза больше по
сравнению с оснасткой 2x1.
По схеме П1 подъем груза проводится также при помощи
одного подвижного шкива, а неподвижный конец каната закреп-
ляется не на основании вышки, а за серьгу подвижного шкива,
т.е. груз Q подвешивается на 3-х канатах, и нагрузка каждого
из них равна %Q. Сила, необходимая для подъема груза массой Q,
при данной оснастке равняется %Q, а длина наматываемого
на барабан каната будет равна ЗН. Сила натяжения ходового
конца каната при любой оснастке определяется по формулам:
642 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
- при креплении неподвижного конца каната к основанию подъ-
емного сооружения:
2пТ!
- при креплении неподвижного конца каната за серьгу подвиж-
ного шкива:
р=—-—,
(2и + 1)7
где Q - масса груза на крюке; п - число подвижных шкивов; г/ -
к.п.д. талевой системы (указана в справочнике).
Неподвижные ролики полиспаста, собранные вместе, назы-
ваются кронблоком и устанавливаются на верхней части вышки
или мачты (рис. 159). Все ролики кронблока свободно насажены
на один вал, укрепленный на раме. В кронблоке может быть от
трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъем-
ности талевой системы. Подвижные ролики талевой системы
также свободно насажены на одном валу в один узел и называют-
ся талевым блоком (рис. 160). Талевый блок висит на стальном
канате, который поочередно пропускается через ролики крон-
блока и талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвиж-
ный конец каната закрепляется к основанию мачты (вышки),
а подвижный конец прикрепляется к барабану лебедки.
Подвижный конец каната перед закреплением его у бараба-
на лебедки чаще всего пропускается через оттяжной ролик, при-
крепленный у основания вышки. Это делается главным образом
с целью недопущения опрокидывания вышки и мачты при спус-
ко-подъемных операциях. Как видно, талевый блок, крюк
и подвешенный на нем груз висят на нескольких струнах каната.
Число струн каната от 2 до 8, при этом нагрузка на рабочий ко-
нец каната и на лебедку в 2-8 раз меньше веса груза на крюке.
Применяемые канаты изготавливаются из стальной проволоки
с пределом прочности от 140 до 190 кгс/мм2, диаметром от 11
до 28 мм. Диаметр каната выбирается в зависимости от веса под-
нимаемого груза. Для спускоподъемных операций при подзем-
ном ремонте скважин применяют канаты с запасом прочности не
мене$ 2,5.
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
643
Рис. 159. Кронблок грузоподъемностью 500 кН
При вращении барабана лебедки канат навивается на бара-
бан и происходит подъем труб из скважины.
Спуск производится под действием веса труб или штанг.
В тех случаях, когда приходится работать с легким весом
инструментов (укороченные колонны НКТ, штанги, желонки,
манометры и т.д.), канат от барабана лебедки перекидывают че-
рез один ролик на кронблоке непосредственно к подвешиваемому
инструменту или крюку, т.е. талевая система работает без приме-
нения талей.
При разбуривании цемента или фрезеровании, когда требу-
ется вращать инструмент над устьем скважины, устанавливается
ротор. Раньше применялись в основном стационарные эксплуа-
тационные вышки, эклипсы и мачты. Вышки чаще всего изготав-
ливаются из отработанных бурильных и насосно-компрессорных
труб с высотой вышек от 24 до 28 м, грузоподъемностью 50
и 75 т. Нижнее основание вышки имеет размеры 8x8 м, а верхняя
площадка - 2x2 м.
Мачты имеют высоту 15 и 22 м, грузоподъемностью 15 и 25 т.
Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом
наклона в сторону устья и укрепляется стальными оттяжками.
Последние годы в основном применяются передвижные подъем-
ные агрегаты на шасси (рис. 161). На рис. 161 показан передвиж-
644
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 160. Талевый блок грузоподъемностью 500 кН: 1 - верхняя
серьга; 2 - ось; 3 - канатный шкиф; 4 - подшипник качения; 5 - нижняя
серьга; 6 - болт-шарнир
ной агрегат для подземного ремонта скважин. Передвижные аг-
регаты для подземного ремонта скважин выпускаются грузо-
подъемностью от 16 до 80 т.
На рис. 161 показан агрегат грузоподъемностью 16 т в рабо-
чем положении. Агрегат смонтирован на автомобиле высокой
проходимости. Вышка - двухколонная, телескопическая, высо-
та 16,5 м. Данный агрегат применяется при ремонте скважин глу-
биной до 1500 м. Для ремонта более глубоких скважин изготав-
ливаются агрегаты большей грузоподъемности на гусеничных
тракторах и автомобилях высокой мощности и проходимости.
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
645
Рис. 161. Агрегат для подземного ремонта скважин: 1 - оттяжки
вышки; 2 - установочные оттяжки; 3 - винтовой домкрат; 4 - поворотный
кран; 5 - талевый блок с крюком; 6 - коробка перемены передач; 7 - ле-
бедка; 8 - пост управления подъемом вышки; 9 - гидравлический домкрат
646
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании
скважин в процессе бурения, разбуривании цементных мостов
при капитальном ремонте скважин, проведении различных геоло-
го-технических мероприятий (ГТМ), а также при других промы-
вочно-продавочных работах на нефтяных и газовых скважинах
применяются насосные цементировочные и продавочные пере-
движные агрегаты.
В качестве монтажной базы для размещения оборудования
передвижных агрегатов используются шасси автомобилей КРАЗ,
УРАЛ, КАМАЗ, при этом двигатель автомобиля используется
в качестве привода насоса высокого давления. На заводе «Иж-
нефтемаш» выпускаются следующие агрегаты: _______________
Тип агрегата Монтажная база Силовой привод Отбирае- мая мощ- ность, кВт Насос высокого давления Габарит- ные размеры, мм Масса, кг
АНЦ320 АНП 320 КРАЗ-65101 Двигатель автомобиля 176 НЦ-320 10150х 2700x3225 16000 15000
АНЦ 320У АНП320У УРАЛ 4320- 1912-30 Двигатель автомобиля 176 НЦ-320 10150х 2700x3225 16000 15000
АНЦ320К АНП320К КАМАЗ- 43118 Двигатель автомобиля 190 НЦ-320 8850х 2700x3225 15000 14000
АНЦ320С АНП320С Металличе- ские сани Водоподаю- щий блок на отдельных санях Силовая установка КАМАЗ- 7403 илиЯМЗ- 238 190 НЦ-320 8300x2600 хЗООО водопо- дающий блок 5190x2600 х3146 8500 2275
ПА80 УРАЛ 4320- 1112-10 Двигатель автомобиля 154 НБ-80 7875x250 0x2980 10500
Состав агрегатов:
- монтажная база;
- насос высокого давления;
- манифольд;
- водоподающий блок (на АНП отсутствует).
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
647
Характеристика насосов высокого давления.
Параметры НЦ 320 Трехплунжерный насос НБ80
Мощность полезная, кВт 108 135 63
Предельное давление нагне- тания, МПа 40 50 12
Наибольшая подача, дм3/с 26 23 10,8
Манифольд:
- вместимость мерного бака - 6 м3 (для ПА-80-4 м3);
- условный диаметр приемной линии цементировочного и во-
дяного насосов - 100 мм, нагнетательной линии цементиро-
вочного и водяного насосов - 50 мм;
- вместимость бачка для цементного раствора - 0,250 м3.
Водоподающий блок:
Двигатель ЗМЗ - 511 (ГАЗ-53).
Частота вращения вала двигателя:
- максимальная 3200 об/мин;
- рабочая - 2500-2950 об/мин.
М ощность - до 92 кВт.
Центробежный насос ЦНС 38-154 имеет подачу 10,5 дм3/с
и давление 1,54 МПа.
Агрегаты АНЦ и АНП:
- оборудованы устройством подогрева гидравлической части
насосов высокого давления для обеспечения работы устано-
вок при низких температурах;
- укомплектованы коллектором для обеспечения одновре-
менной работы нескольких агрегатов при цементировании
скважин и переходников диаметром 50 мм для подключения
к приемной линии всасывающего шланга.
Для проведения подземных и капитальных ремонтов сква-
жин применяются трубные и штанговые элеваторы; трубные
(цепные) и штанговые ключи. На рис. 162 показан трубный эле-
ватор.
648
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рис. 162. Трубный элеватор: а - элеватор открыт; б - элеватор за-
крыт: 1 - шток; 2 - затвор; 3 - винт; 4 - рукоятка; 5 - корпус; 6 - ручка
штока; 7 - стакан
Трубные и штанговые элеваторы применяются для захвата
трубы (штанги) под муфту и удержания колонны труб (штанг)
при их спуске или подъеме. Диаметр отверстия в элеваторе соот-
ветствует наружному диаметру поднимаемых (спускаемых) труб
(штанг).
Одна из стенок элеватора раскрывается для ввода в нее тру-
бы (штанги). Когда труба будет заведена в элеватор, стенка при
помощи специального рычага закрывается.
При подъеме труба опирается заплечиками муфты на торце-
вую поверхность элеватора. На боковые проушины элеватора на-
деваются массивные стальные штропы, которые подвешиваются
к подъемному крюку.
Элеваторы выпускаются для НКТ диаметром 48; 60,3; 73; 89
и 114 мм. Масса (вес) трубных элеваторов составляет 14, 17, 20,
35 кг. Штанговые элеваторы выпускаются грузоподъемностью 5
и Ют.
Для свинчивания и развинчивания НКТ применяются цеп-
ные ключи, а для штанг - штанговые ключи. Цепной ключ
(рис. 163) состоит из рукоятки 1, двух челюстей 2 и цепи 3 с пло-
скими шарнирными звеньями. Челюсти своими зубьями захваты-
вают тело трубы и служат опорой для рычага, которым является
рукоятка.
Глава XIX. Подаемный и капитальный ремонт скважин
649
Рис. 163. Цепной ключ
Для свинчивания и развинчивания насосных штанг приме-
няются штанговые ключи (рис. 164). Штанговый ключ состоит из
рукоятки и рабочей части, имеющей зев под квадратную головку
штанги.
Рис. 164. Штанговый ключ
При работе ключ заводят на штангу, и легкими ударами ру-
коятки о челюсть достигается свинчивание или развинчивание
штанг.
При ремонте скважины, оборудованной глубинно-насосной
штанговой установкой, вначале поднимают штанги, а затем НКТ
и насос. Работы ведутся в следующей последовательности: если
650
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
скважина работала с приводом от СКН, то вначале отсоединяют
верхнюю штангу (полированный шток) от станка-качалки, отво-
дят в сторону головку балансира, затем подвешивают на крюке
всю колонну штанг с помощью штангового элеватора.
Во время подъема инструмента, после выхода муфты пер-
вой штанги, под муфту подставляют второй элеватор, который
удерживает колонну штанг от падения при отвинчивании подня-
той первой штанги.
После укладки отвинченных штанг на мостки поднимают
следующую штангу и т.д. После того как подняли всю колонну
штанг, начинают подъем насосно-компрессорных труб в такой
же последовательности. Всю колонну спущенных в скважину
труб подвешивают на крюке при помощи элеватора, который
поддерживает колонну труб за муфту. Когда трубы подняты на
некоторую высоту и муфта следующей трубы поднята над устьем
скважины, под эту муфту подставляют второй элеватор, который
удерживает трубы от падения в скважину при отвинчивании под-
нятой очередной трубы. Отвинченную трубу кладут на мостки
и продолжают подъем остальных труб. С целью облегчения и ус-
корения трудоемких процессов при спускоподъемных операциях
применяется АПР (автомат подземного ремонта), автор - инже-
нер Молчанов. АПР или его модификация АПР-2 позволяют
осуществлять:
1) автоматический захват и удержание колонны НКТ в специ-
альном клиновом захвате, или спайдере;
2) механическое свинчивание и развинчивание НКТ;
3) автоматическое центрирование НКТ в скважине;
4) автоматическое ограничение усилия свинчивания.
Автомат АПР (рис. 165) состоит из вращателя 3 с води-
лом 4, который служит для вращения трубного ключа и спайде-
ра 9, удерживающего на весу колонну труб.
Подъем и опускание плашек спайдера автоматизированы и
осуществляются движением трубы вверх или вниз.
При движении вверх труба, увлекая за собой плашки, при-
поднимает их, а под действием груза подвеска с плашками под-
нимается и устанавливается в нерабочее положение. При спуске
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
651
Рис. 165. Автомат АПР: а - автомат с центратором; б - разрез ав-
томата
трубы элеватор садится на подвеску и она вместе с плашками
опускается. Когда плашки касаются трубы, она захватывается
ими и заклинивается, в то же время между нижней плоскостью
элеватора и верхней плоскостью подвески создается зазор, что
позволяет снять элеватор с трубы. От электродвигателя 7 через
червячную пару 6 и 2 передается вращение водилу. Червячное
колесо 2 свободно вращается на корпусе автомата 1 в кожухе 5.
Между автоматом и электродвигателем имеется муфта 8 ограни-
чения момента вращения, регулируемая на определенное усилие
при свинчивании труб. Корпус автомата соединяется с центрато-
ром 10 болтами. Автомат управляется с помощью реверсивного
трехполюсного пускателя. Пускатель соединяется кабелем
с электродвигателем. Для свинчивания и развинчивания насос-
ных штанг используются штанговые ключи АШК и МШК:
АШК - автоматический штанговый ключ; МШК - механический
штанговый ключ. Принцип действия АШК и МШК аналогичен
автоматам АПР.
На базе АПР-2 созданы автоматы АПР-ГР с гидроприво-
дом. Для скважин, оборудованных бесштанговыми электроцен-
тробежными погружными насосами, применяют автоматы
АПР-2 ЭПН.
652
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Для механизации свинчивания-развинчивания бурильных
и насосно-компрессорных труб (НКТ) в процессе текущего и капи-
тального ремонта нефтяных и газовых скважин в составе подъем-
ных установок типа A3-37, УПТ-50, А-50, Cremco заводом «Иж-
нефтемаш» выпускается ключ подвесной трубный (КПТ). Ключ
поставляется отдельно или в комплекте с клиновым захватом ЗК.
Ключ имеет подвеску-компенсатор для вертикального пе-
ремещения. Гидропривод ключа работает от гидросистемы подъ-
емной установки. Трубозажимное устройство ключа кулачкового
типа, предусмотрена блокировка, исключающая возможность
включения при открытой дверце.
Планетарный редуктор и коробка передач обеспечивают две
скорости вращателю. Имеется регулируемый гидроклапан огра-
ничения крутящего момента. Основные технические характери-
стики:
- условный диаметр НКТ, мм - 60, 73, 89;
- частота вращения вращателя, об/мин:
на высокой передаче - 84;
на низкой передаче -17,2;
- номинальный крутящий момент на низкой передаче,
Н-м(кг-см) при Р=20 МПа - 12680 (1268),
- при Р=16 МПа-10150(1015);
- масса, кг-255;
- габаритные размеры, мм: 1028x730x725.
Захват клиновой предназначается для удержания колонны
НКТ в процессе текущего и капитального ремонта скважин.
В конструкции захвата предусмотрено предохранительное уст-
ройство, предотвращающее случайное освобождение колонны
НКТ. Привод захвата - пневматический от пневмосистемы подь-
емной установки. Основные технические характеристики:____
Параметры ЗК ЗК-56
Давление воздуха в пневмосисте- ме, МПа 0,6 0,6
Грузоподъемность, т, не менее 80 56
Условный диаметр удерживаемых труб, мм 48,60,73, 89,102, 114 48,60,73, 89
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
653
При проведении подземных и капитальных ремонтов сква-
жин с целью облегчения тяжелого труда рабочих применяют
различные лотки для оттаскивания труб на мостки, вилки для
подтаскивания труб, направляющие воронки, переносные столи-
ки для ручного инструмента и т.д.
Наиболее сложные работы на скважинах - капитальные.
При капитальном ремонте скважин от работников бригады капи-
тального ремонта требуется своевременность ремонта, качество
ремонта, безаварийность во время ремонта и т.д., а это зависит
от обученности рабочих бригады, условий их работы, сработан-
ности и т.д.
В промысловых условиях чаще всего бригады капитального
ремонта скважин выполняют работы по ликвидации прорвав-
шихся к забою скважин пластовых или посторонних вод. Эти
работы называют ремонтно-изоляционными. Изоляцию про-
рвавшихся вод осуществляют с помощью закачки в пласт
под давлением цементного раствора. Иногда после закачки це-
ментного раствора в скважине оставляют (устанавливают) це-
ментный мост, т.е. цементный раствор оставляют в скважине от
подошвы пласта до верхних дыр перфорации. После ОЗЦ це-
ментный мост разбуривают. Вновь перфорируют пласт и осваи-
вают скважину. Наиболее сложные виды капитального ремон-
та - это ловильные работы по извлечению из ствола скважины
оборвавшихся и улетевших на забой насосно-компрессорных
труб, установок, инструмента и т.д. Часто при ударе НКТ о за-
бой они изгибаются, ломаются и заклиниваются в эксплуатаци-
онной колонне. Для извлечения улетевших на забой НКТ и дру-
гого оборудования применяются специальные ловильные инст-
рументы (труболовки, метчики, крючки, пауки, колокола и т.д.).
При извлечении труб и другого оборудования часто приходится
вести работы с применением больших нагрузок, поэтому при ло-
вильных работах применяются толстостенные бурильные трубы
(чаще всего диаметром 27s"), которые обладают большим сопро-
тивлением на разрыв.
654
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
К сложным капитальным видам ремонта относят ремонт-
но-исправительные работы: исправление смятий, замена на-
ружной части эксплуатационной колонны, слом колонны
и т.д.
Смятые участки эксплуатационной колонны обычно ис-
правляют оправочными долотами или специальными оправками,
спускаемыми в скважину на 2%" бурильных трубах. Если доло-
тами не удается выправить колонну, то участок смятия офрезо-
вывают плоскими и коническими фрезами. Выправленный уча-
сток укрепляют цементным кольцом, для этого за колонну под
давлением нагнетают цементный раствор.
К сложным видам капитального ремонта скважин относит-
ся и ликвидация полета электроцентробежных погружных уста-
новок, когда при полете происходит слом НКТ и образование
сальника из кабеля КРБК. Для ликвидации таких аварий приме-
няются специальные крючки, труболовки и многие другие при-
способления.
Ловильные работы. К наиболее сложным видам работ
в капитальном ремонте скважин относятся ловильные работы
оборвавшихся труб, упавшего инструмента, полет ЭЦН с кабе-
лем КРБК и т.д.
К самым сложным работам относятся работы по захвату
и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных
труб, при падении в скважину ударяясь о забой, изгибается по
всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. А при
полете ЭЦН дополнительно создаются сальники из кабеля КРБК.
Нередко трубы при ударе о забой ломаются во многих местах и
размещаются при этом в скважине параллельными рядами. Кро-
ме того, иногда происходит полет насосно-компрессорных труб
вместе со штангами.
Перед спуском в скважину ловильного инструмента не-
обходимо знать состояние эксплуатационной колонны и по-
ложение упавших в скважину труб, штанг или иных предме-
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
655
тов. Для этого применяют свинцовые печати. Для получения
отпечатка верхнего конца труб, штанг или иного предмета
применяют торцовую печать. При смятии эксплуатационной
колонны ее чаще всего обследуют конусной печатью.
К ловильным инструментам относятся овершоты, коло-
кола, труболовки (внутренние и наружные), метчики, крюч-
ки, удочки, ерши, штопоры и т.д. Для ловли насосно-
компрессорных труб применяют труболовки различных ти-
поразмеров с правой или левой резьбами. Труболовки изго-
тавливаются внутренние и наружные, освобождающиеся или
освобождающиеся при помощи вспомогательного инстру-
мента.
Рис. 166
При ловле НКТ за муфты
или другого оборудования,
имеющего выступы, использу-
ют овершоты. Для ловли НКТ
за наружную поверхность, ко-
гда трубы оборваны в теле или
из них вырвана муфта, приме-
няют колокола. При ловильных
работах с целью обеспечения
безопасности и надежности (так
как часто приходится прикла-
дывать большие усилия) приме-
няют толстостенные бурильные
трубы диаметром 2%".
Труболовки ТЛ и штан-
головки ШЛ наружного захва-
та цанговые неосвобождаю-
щиеся (рис. 166, 167, 168) обес-
печивают захват и извлечение из
скважин насосно-компрессорных
656 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
труб (НКТ), скважинных насосов, забойных двигателей и насос-
ных штанг при ликвидации аварий.
Принцип работы:
При спуске в скважину ловильного инструмента направ-
ляющая воронка за счет своего скоса залавливает объект и на-
правляет его внутрь труболовки (штанголовки), цанга ловимым
объектом поднимается вверх до упора в переводник, разжима-
ется и пропускает внутрь ловимый объект. При движении ло-
вильной колонны вверх цанга вместе с ловимым объектом
опускается на коническую поверхность корпуса и заклинивает-
ся. В результате осуществляется надежный захват ловимого
объекта.
Переводник
Корпус
н
нн иц
Н НН
Плашка «-
Воронка i'
направляющая С #
-з
Рис. 167
Рис. 168
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин 657
Номенклатура, состав труболовок и ловимые ими объекты
Труболовки Ловимые объекты
Тип Постоянные части Сменные части Наименование Вид захвата
Воронка на- правляющая Втулка Цанга
ТТЛ1 (Л) Корпус ТЛ1 (Л) Переводник ТЛ1 (Л) ТЛ1.64 (Л) ТЛ1.48 НКТ 0 48 мм за тело
ТЛ1.64 (Л) ТЛ 1.60,3 НКТ 0 60 мм за тело
ТЛ1.76 (Л) ТЛ1.68 под муфту
ТЛ1.76 (Л) 70 ТЛ1.73 за муфту
ТЛ1.76 (Л) ТЛ1.73 НКТ 0 73 мм за тело
ТЛ1.98 (Л) ТЛ 1.83,5 под муфту
ТЛ1.98 (Л) 80 ТЛ1.89 за муфту
ТЛ1.98(Л) ТЛ1.89 НКТ 0 89 мм за тело
ТЛ1.64 (Л) - ТЛ1.49 Насосы НВ1Б-32 НВ2Б-32 под буртик
ТЛ1.76 (Л) ТЛ1.65 Насосы НВ1Б-44 НВ2Б-44
ТЛ1.98 (Л) ТЛ1.80 Насосы НВ1Б-57 НВ2Б-57
ТЛ1.98 (Л) ТЛ 1.83.5 Насос НСН-55 за тело
ТЛ1.98 (Л) - ТЛ1.87 Забойные двига- тели Д-85, Д1-88
ТЛ2 (Л) Корпус ТЛ2(Л) Переводник ТЛ2 (Л1 ТЛ1.98 (Л) - ТЛ2.92 Насос ЭЦН-50 за тело
ТЛ2.95 НКТ В-89 за тело
тлз (Л) Корпус ТЛЗ(П) Переводник ТЛЗ (Л) ТЛЗ - ТЛЗ. 103 Насос ЭЦН-50 за тело
ТЛ3.103Б под фланец
103 ТЛ3.103 за фланец
При захвате ловимого объекта за муфту устанавливается ог-
раничивающая втулка, которая, упираясь одним концом в пере-
водник, ограничивает ход ловимого объекта.
При захвате ловимых объектов под буртик или под муфту
заклинивание цанги происходит между конической опорной по-
верхностью и нижней кромкой буртика или муфты ловимого
объекта.
Наличие сменных цанг значительно расширяет возможно-
сти пгтанголовок и труболовок и позволяет извлекать ловимые
объекты различного диаметра и конфигурации одним типоразме-
ром инструмента.
658
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Все труболовки и штанголовки изготавливаются с правой и
левой резьбой, в обозначении инструмента с левой резьбой до-
бавляется буква «Л».
Характеристики ТЛ1 (Л) ТЛ2 (Л) ТЛЗ (Л)
Присоединительная резьба ГОСТ 633-80 89 (89Л) 89 (89Л) 89 (89Л)
Условный диаметр труб эксплуата- ционной колонны, мм 146,168 146,168 146,168
Допускаемая осевая нагрузка, кН 500 400 при захвате: за тело - 400 кН под фланец - 350 кН за фланец - 300 кН
Габаритные размеры, мм: диаметр длина 122 630 122 643 122 643
Масса, кг 26,8 26,8 26,8
Номенклатура, состав штанголовок и ловимые ими объекты
Штанголовки Ловимые объекты
Тип Постоянные части Сменные части - цанга Наименование Вид захвата
ШЛ1 (Л) Корпус ШЛ1-140 (Л) Переводник IIIЛ1 (Л) Воронка направляю- щая ШЛ1 (Л) Плашка ШЛ1 (2 шт.) - Насосные штанги 0 16,19,22,25мм под буртик
ШЛ2(Л) Корпус с воронкой ШЛ2-150(Л) Переводник ШЛ2 (Л) ШЛ2.16 Насосные 16 мм за тело
ШЛ2.19 штанги диаметром 19 мм
ШЛ2.22 22 мм
ШЛ2.25 25мм
ШЛ2.32 Полированный шток 0 32 мм
ШЛЗ(Л) Корпус ШЛЗ-120(Л) Переводник ШЛЗ (Л) ШЛ3.16 Насосные 16 мм за тело
ШЛЗ. 19 Ш1 аШ и диаметром 19 мм
ШЛ3.22 22 мм
ШЛ3.25 25 мм
ШЛ3.32 Полированный шток 0 32 мм
ШЛ4(Л) Корпус ШЛ4-120(Л) Переводник ШЛ4 (Л) ШЛ4.16 Насосные 16 мм за тело
ШЛ4.19 штанги диаметром 19 мм
ШЛ4.22 22 мм
ШЛ4.25 25 мм
ШЛ5 (Л) Корпус ШЛ5-80 (Л) Переводник ШЛЗ (Л) ШЛ5.16 Насосные штанги диаметром 16мм за тело
ШЛ5.19 19 мм
ШЛ5.22 22 мм
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин 659
Труболовки и штанголовки, благодаря своей высокой на-
дежности, обусловленной простотой конструкции, неприхотли-
вости и простоте обслуживания, завоевали большую популяр-
ность и широко применяются при ликвидации аварий на нефтя-
ных скважинах. Сборку труболовок и штанголовок производят
согласно приведенным таблицам в зависимости от ловимого объ-
екта и вида захвата.
Технические характеристики штанголовок
Характеристики ШЛ1 (Л) ШЛ2 (Л) ШЛЗ (Л) ШЛ4 (Л) ШЛ5 (Л)
Присоединительная резьба 89 (89Л) ГОСТ 633-80 73 (73Л) ГОСТ 633-80 Ш22 (Ш22Л) ГОСТ 13877-80 Ш22 (Ш22Л) ГОСТ 13877-80 Ш19(Ш1 9Л) ГОСТ 13877-80
Условный диаметр труб эксплуатационной колонны, мм 146 146 89 73 60
Допускаемая осевая нагрузка, кН 150 150 120 120 80
Габаритные размеры, мм: диаметр длина 122 575 122 485 68 357 55 346 48 310
Масса, кг 25,2 19,0 4,3 3,7 2,12
Рис. 169
Трубоштанголовка собирается из трубо-
ловки ТЛ1 и штанголовки ШЛ1 и используется
для захвата и подъема одновременно колонны
насосных штанг и НКТ.
Ловимые объекты: НКТ диаметром 60,73,89 мм;
насосные штанги диаметром
16,19,22,25 мм.
Рис. 170
660 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Технические характеристики:
условный диаметр труб, внутри которых производится за-
хват, мм: 146,168;
допускаемая осевая нагрузка, кН: 500;
диаметр, мм: 122;
длина, мм: 880.
Труболовка внутреннего захвата со спиральной конус-
ной поверхностью (рис. 169) предназначена для извлечения ава-
рийной колонны насосно-компрессорных труб либо по частям
путем развинчивания ее в резьбовых соединениях, либо целиком
в пределах грузоподъемности труболовки.
Технические характеристики
Характеристики ТВ360 ТВ373 ТВ389
Ловимые объекты - трубы по ГОСТ 633-80 60 73 89
Условный диаметр трубы по ГОСТ 633-80, внутри которой происходит захват ПФ-168
Грузоподъемность, кН 350 550 1200
Габаритные размеры, мм: диаметр длина 80 585 95 630 108 925
Масса, кг 9,2 15,1 23,5
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-66 3-76 3-88
Метчик ловильный МЭУ (рис. 170) предназначен для за-
хвата с последующим извлечением оставшейся в скважине ко-
лонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем вреза-
ния ввинчиванием в их внутреннюю поверхность.
Метчики выпускаются как с правыми, так и с левыми резь-
бами.
Колокол ловильный (рис. 171) представляет собой резьбо-
нарезной инструмент трубчатой конструкции и предназначен для
захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине ко-
лонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем вреза-
ния навинчиванием на их наружную поверхность.
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
661
Технические характеристики метчиков ловильных
Характеристики МЭУ 36-60 МЭУ 46-80 МЭУ 69-100 МЭУ 85-127
Наименьший наружный диа- метр ловильной резьбы, мм 36 46 69 85
Наибольший наружный диа- метр ловильной резьбы, мм 60 80 100 127
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-50 3-76 3-76 3-117
Номинальная осевая нагруз- ка, кН 300 450 600 600
Наименьший условный диа- метр колонны обсадных труб, в которой происходит захват, мм 114 114 140 168
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр длина 65 420 90 500 108 485 134 580
Масса, кг 6,5 11,0 19,0 34,0
Колокола выпускаются двух типов:
К - для нарезания резьбы и соединения с верхним торцом
колонны труб;
КС (колокол сквозной) - для нарезания резьбы и соединения
с ближайшим от торца утолщением (муфта, замок), при этом
верхний конец аварийной колонны труб проходит внутри коло-
кола.
Рис. 171
662
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Технические характеристики колоколов типа К
Характеристики К42- 25 К50- 34 К58- 40 К70- 52 К85- 64 К100 -78 К110 -91 К125 -103 К135 -113 К150 -128 К174 -143
Наибольший диаметр ло- вильной резьбы, rfi, мм 42 50 58 70 85 100 110 125 135 150 174
Наименьший диаметр ло- вильной резьбы, Ji, мм 25 34 40 52 64 78 91 103 112 128 143
Присоединен- ная резьба (<fe) к колонне труб, ГОСТ 28487-90 3-50 3-50 3-66 3-66 3-76 3-88 3-101 3-121 3-133 3-147 3-171
Присоединен- ная резьба (d) к направляющей ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80 60 60 88 19 102 В114 127 146 168 194 219
Номинальная осевая нагрузка, кН 251 350 450 650 750 850 1000 1100 1250 1350 1500
Условный диа- метр обсадных труб, внутри ко- торых происхо- дит захват, мм 114 114 114 114 127 146 168 194 219 245 273
Габаритные размеры, мм диаметр длина 65 385 65 340 90 490 90 510 102 550 122 595 132 555 148 560 170 635 194 655 220 800
Масса, кг 6,5 5,0 15,0 14,0 18,0 25,5 26,5 31,0 41,0 70,0 98,0
Технические характеристики колоколов типа КС
Характеристики КС- 54 КС- 69 КС- 85 КС- 100 КС- 115 КС- 125 КС- 132 КС- 150 КС- 160 КС- 180 КС- 192 КС- 210
Наибольший диаметр ло- вильной резьбы, Ji, мм 54 69 85 100 115 125 132 150 160 180 195 210
Наименьший диаметр ло- вильной резьбы, rfl, мм 39 52 68 79 94 106 112 123 138 155 168 185
Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин
663
Продолжение таблицы
Характеристики КС- 54 КС- 69 КС- 85 КС- 100 КС- 115 КС- 125 КС- 132 КС- 150 КС- 160 КС- 180 КС- 192 КС- 210
Присоединен- ная резьба №) к колонне труб, ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80 60 73 89 102 114 127 146 146 168 178 194 219
Присоединен- ная резьба (d) к направляющей ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80 73 89 102 В114 140 146 168 178 194 219 219 245
Номинальная осевая нагрузка, кН 450 650 750 850 1000 1100 1250 1350 1400 1500 1650 1800
Условный диа- метр обсадных труб, внутри ко- торых происхо- дит захват, мм 114 114 127 146 168 178 219 219 245 273 273 299
Габаритные размеры, мм диаметр длина 73 330 90 380 108 390 122 450 140 460 148 440 168 430 178 580 194 550 220 560 220 575 245 550
Масса, кг 8,0 13,0 17,0 20,0 24,0 25,0 38,0 55,0 50,0 78,0 68,0 81,0
Колокола выпускаются как с правыми, так и с левыми резь-
бами.
Глава XX
Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа
на промыслах
Из нефтяных скважин на поверхность вместе с нефтью и по-
путным нефтяным газом поступает сильно минерализованная
(с содержанием солей до 2500 мг/л) пластовая вода и механиче-
ские примеси. Содержание пластовой воды на третьей и особенно
четвертой стадиях разработки месторождений достигает 80 и бо-
лее процентов. Пластовая вода, обладая сильными коррозионны-
ми свойствами, в процессе ее внутрипромысловой транспорти-
ровки вызывает коррозионные разрушения трубопроводов, днищ
резервуаров, насосов, запорной арматуры и т.д. Такую продук-
цию без отделения нефти от пластовой воды поставлять на неф-
теперерабатывающие заводы (НПЗ) недопустимо, т.к. в процессе
ее транспортировки коррозионному разрушению будут подвер-
гаться магистральные нефтепроводы, резервуары, запорная арма-
тура, насосы и т.д. Кроме того, из-за перекачки воды вместе с
нефтью появляются неоправданные затраты на электроэнергию,
создаются большие проблемы с утилизацией воды в местах ее
переработки и т.д. Нецелесообразно также вместе с нефтью
транспортировать на нефтеперерабатывающие заводы механиче-
ские примеси и попутный нефтяной газ.
Поэтому на промыслах для сбора нефти и газа, замера деби-
тов нефти и газа, транспортирования их до центральных сборных
пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические
примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов,
аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых
замерных установок) и других сооружений.
Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа на
нефтяных промыслах позволяет осуществлять:
- сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ;
- замер дебитов нефти и газа на ГЗУ;
Глава XX. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа ...
665
- отделение нефти от газа;
- транспорт нефти и газа (по закрытой системе) по нефтепро-
водам до ДНС или ЦСП;
- обезвоживание, обессоливание, стабилизацию;
- очистку газа от ненужных примесей;
- учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлени-
ям и дальнейшую ее поставку НПЗ (нефтеперерабатываю-
щим заводам) или на экспорт и т.д.
В зависимости от местных условий, рельефа местности,
объемов добычи нефти и газа и т.д. система сбора, транспорта
и подготовки нефти может видоизменяться. Универсальной схе-
мы не существует. До середины 50-х годов в нашей стране при-
менялись негерметизированные двухтрубные самотечные систе-
мы сбора и транспорта нефти и газа (рис. 172). По этой схеме на
каждой скважине устанавливается трап для отделения нефти от
газа, затем из трапа нефть поступает в металлическую емкость
(11-16 м3), устанавливаемую вблизи устья скважин на металли-
ческом постаменте высотой 2-3 м (в зависимости от рельефа ме-
стности), где осуществляется замер дебита нефти. Далее нефть из
емкости (мерника) за счет разности геодезических отметок между
скважиной и ЦСП самотоком поступает на центральный сборный
пункт. Выделившийся из нефти в трапе попутный нефтяной газ
под собственным давлением через регулятор давления поступает
в газопровод и далее до газоперерабатывающего завода (ГПЗ)
или к пунктам собственного потребления (котельные, обезвожи-
вающие установки, столовые и т.д.). Однако самотечная система
сбора и транспорта нефти и газа имела очень много недостатков:
1) большая металлоемкость при обустройстве промыслов;
2) большие потери нефти и газа от испарения легких фрак-
ций в металлических емкостях (мерниках);
3) образование газовых «мешков» (пробок) в самотечных
нефтепроводах. Это приводило к переливам нефти через
мерники, в результате чего создавалась замазученность
на скважинах, загрязнялась атмосфера и т.д.
С учетом перечисленных выше и других существенных не-
достатков необходимо было создавать принципиально новые схемы
666
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
К ГЗУ
Рис. 172. Индивидуальная замерная установка самотечной систе-
мы сбора нефти: 1 - замерный трап (сепаратор); 2 - мерник; 3 - попла-
вок с исполнительным механизмом; 4 - предохранительный клапан; 5 - ре-
гулятор давления «до себя»; 6 - заглушки для пропарки выкидных линий
от парафина; 7 - самотечная выкидная линия
сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, которые должны
были обеспечивать значительное снижение потерь легких фрак-
ций, недопущение контакта нефти с атмосферой, обеспечивать
более полное отделение нефти от газа, воды и механических
примесей, снижать металлоемкость при обустройстве и т.д. В ре-
зультате была обоснована и создана закрытая система сбора,
транспорта и подготовки нефти и газа с многоступенчатой сепа-
рацией газа на нефтесборных пунктах и ДНС (дожимных насос-
ных станциях). При закрытой схеме жидкость (нефть с водой
и газом) со скважин под действием давления на устье (от 0,8
до 1,0 МПа и более) поступает по выкидным линиям на ГЗУ
(групповая замерная установка), где замеряется дебит нефти со
скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор.
По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень
сепарации, расположенную на центральном сборном пункте
(ЦСП). На территории центрального сборного пункта находится
установка подготовки нефти (УПН).
Глава XX. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа ...
667
На ЦСП осуществляется сепарация газа (трех или четырех
ступенчатая), обезвоживание, обессоливание и стабилизация
нефти. На рис. 173 показана одна из схем промыслового сбора
и транспорта нефти и газа, которая не является стандартной,
а в зависимости от местных условий и условий разработки ме-
сторождений может видоизменяться.
Рис. 173. Напорная система промыслового сбора и подготовки
нефти и газа: 1 - нефтепроводы; 2 - газопроводы; 3 - трубопроводы
сточной воды; 4 - условные границы технологических элементов системы
сбора
На данной схеме показано, что нефть со скважин 1 по вы-
кидным линиям направляется на групповые замерные установки
2, где осуществляется замер дебита каждой скважины. Во время
замера дебита нефти одной из скважин продукция остальных
скважин по обводному трубопроводу на ГЗУ направляется в
сборный коллектор (нефтепровод), по которому нефть и газ
транспортируются до первой ступени сепарации на ЦСП (цен-
тральный сборный пункт) 3 или до дожимных насосных станций
За (ДНС). ДНС строятся на больших по площади нефтепромыс-
668
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
лах, когда давление на устье скважин не обеспечивает транспорт
нефти и газа до ЦСП. Концевые сепараторные установки 5 уста-
навливаются на территории ЦСП, в которых происходит отделе-
ние нефти от попутного нефтяного газа при давлении в сепарато-
рах, близком к атмосферному. Нефть с концевых сепараторов по-
ступает на установки подготовки нефти 6 и далее в резервуары 7.
Нефть с резервуаров после ее замера и оформления соответст-
вующего документа представителями НГДУ и территориального
нефтепроводного управления насосами откачивается в магист-
ральный нефтепровод на НПЗ или другим потребителям.
Если нефть имеет высокий газовый фактор, то газ после се-
парационной установки поступает на прием компрессоров газо-
компрессорной станции 9. Компрессорами газ перекачивается до
газобензинового завода 11 или в магистральный газопровод и да-
лее до пунктов его потребления.
Вода из отстойников, установок по подготовке нефти и РВС
(резервуар вертикальный стальной) собирается по дренажным
линиям и поступает на установки подготовки воды 10. С устано-
вок подготовки вода после очистки от пленки нефти и механиче-
ских примесей поступает на КНС (кустовые насосные станции)
и закачивается в нагнетательные скважины. Нефть со скважин на
поверхность поступает вместе с водой. При перемешивании неф-
ти и воды в процессе ее движения от забоя скважин до ЦСП об-
разуется стойкая эмульсия. В эмульсии вода в виде мельчайших
частиц находится внутри нефти. Эмульсии эти очень стойкие,
и отделить воду от нефти в них отстоем невозможно. Процесс от-
деления воды от нефти называют обезвоживанием. При обезво-
живании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное
отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обес-
соливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются
соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска
нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти,
растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Про-
цессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике
осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° С и дозиров-
кой в нее химических реагентов-деэмульгаторов. В качестве де-
Глава XX. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа ... 669
эмульгаторов применяют неионогенные поверхностно-активные
вещества (ПАВ), изготавливаемые на основе окиси этилена ОП-Ю,
дипроксомин, а в последнее время чаще других - дисольван. До-
зировка этих реагентов при обезвоживании и обессоливании от
40 до 120 г на 1 т нефти. Деэмульгатор при смешении с эмульси-
онной нефтью, вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии,
свободно поступает во внутреннюю фазу, разрушает пленки
эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе
нефть-вода, что способствует разделению эмульсии на нефть
и воду. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда
вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг
с другом и демульгатором, вследствие чего вода отделяется
от нефти и осаждается в булитах, РВС и т.д. Применяется также
электрический способ разрушения эмульсии, который основан
на проявлении разноименных электрических зарядов на противо-
положных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении
этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями
в результате действия электрического тока высокого напряжения
на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При деэмульсации
нефти с использованием электрического тока в металлический со-
суд, называемый электродегидратором, вводится электрод, изоли-
рованный от стенок сосуда, по которому подается ток напряжени-
ем в несколько тысяч вольт. Стенки металлического сосуда явля-
ются вторым электродом, которые заземляются и соединяются с
трансформатором напряжения.
Между электродами, при прохождении через них эмульсии,
пропускают ток высокого напряжения, при этом эмульсия разру-
шается, капли нефти соединяются между собой в более крупные
частички и вода начинает оседать на дно сосуда. На нефтяных
промыслах осуществляют комплексную подготовку нефти, т.е.
обезвоживание, обессоливание и дегазацию нефти на УКПН - ус-
тановке комплексной подготовки нефти. Механические примеси
удаляются из нефти в процессе сепарации и отстоя нефти. В промы-
словой подготовке нефти осуществляют также стабилизацию нефти.
Стабилизация нефти - это удаление из нефти легких углеводородов,
оставшихся в нефти после ее дегазации (метан, этан и др.).
670
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Для стабилизации нефти ее подвергают горячей сепарации
на специальной стабилизационной установке. При этом нефть
подогревают и подают в сепаратор. В сепараторе из подогретой
до 50-80° С нефти испаряются легкие углеводороды, которые че-
рез холодильную установку и бензосепаратор компрессором по-
даются в сборный газопровод. Кроме этого, в бензосепараторе от
легкой фракции дополнительно отделяются за счет конденсации
тяжелые углеводороды.
Сточные воды, отделенные от нефти на установках ком-
плексной подготовки нефти, перед их закачкой в продуктивные
горизонты необходимо очистить от механических примесей, пле-
нок (капель) нефти, гидратов окиси железа. С этой целью приме-
няют закрытую (герметизированную) систему очистки, в которой
используют три метода: отстой, фильтрование и флотацию. Ме-
тод отстоя основан на гравитационном разделении твердых час-
тиц механических примесей, частиц нефти и воды, который про-
водят в отстойниках или резервуарах. Метод фильтрации основан
на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофоб-
ный фильтрующий слой, который свободно пропускает воду,
а капли нефти и частицы механических примесей удерживаются
фильтрующим слоем.
Метод флотации основан на явлении, когда пузырьки газа,
проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются
на поверхности твердых частиц, капель нефти и обеспечивают их
всплытие на поверхность.
Сбор и подготовка газа и газового конденсата. На газо-
вых месторождениях система сбора и подготовки газа состоит из
следующих элементов: установки предварительной подготовки
газа (УППГ), установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и
головных сооружений (ГС).
Если месторождение чисто газовое, то подготовка газа
осуществляется на УКПГ. На установке предварительной под-
готовки газа (УППГ) замеряют объем добываемой продукции,
поступающей с газовых скважин. На газоконденсатных место-
рождениях на УППГ осуществляют замер объема продукции
с каждой скважины и частичное отделение влаги конденсата.
Глава XX. Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа ... 671
Подготовка газа в промысловых условиях в основном сводится
к удалению влаги конденсата, при этом применяют три техноло-
гических процесса: низкотемпературную сепарацию (НТС), аб-
сорбционную сушку и адсорбционную сушку. Для подготовки га-
за на чисто газовых месторождениях для удаления влаги приме-
няют абсорбционную, а также адсорбционную сушку. В условиях
северных газоконденсатных месторождений при наличии в газе
конденсата, наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой,
применяют низкотемпературную сепарацию (НТС). При содер-
жании конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа применяют также
и низкотемпературную абсорбцию (НТА).
В случае, если в газе содержится повышенное количество
сероводорода и углекислого газа, то газ дополнительно очищают
от сероводорода и углекислого газа на специальных установках.
Низкотемпературная сепарация осуществляется при темпе-
ратуре от -15° С в циклонных сепараторах с предварительным
охлаждением газа, т.к. при низких температурах удается более
полно провести удаление влаги и конденсата. Для предотвраще-
ния образования гидратов в сырой газ вводят раствор диэтилен-
гликоля (ДЭГ). Адсорбционный метод осушки газа основан на
применении междуадсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми
веществами-адсорбентами. В качестве адсорбентов используют
твердые пористые вещества: активированные угли, силикогели,
цеолиты. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсор-
бенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной
влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорб-
цией. Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные
газопроводы определяется отраслевым стандартом РАО «Газ-
пром», где устанавливается точка росы по влажности в разных
климатических зонах. Точка росы - это температура, до которой
должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения
водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается
конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов.
Для умеренной зоны нашей страны в период с 1 мая по
30 сентября точка росы газа по влаге не должна превышать 0° С,
а с 1 октября по 30 апреля -5° С. В холодной зоне точка росы га-
672 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
за по влаге не должна, соответственно, превышать -10 и -20° С и
выше.
На месторождениях с повышенным содержанием сероводо-
рода газ перед закачкой его в магистральный газопровод должен
быть очищен от сероводорода. Чаще всего для очистки газа
от сероводорода и углекислого газа применяют абсорбционный
метод с применением в качестве абсорбентов водных растворов
моноэтанолов (МЭА) или диэтанолов (ДЭА).
Очистку газа от сероводорода и углекислого газа проводят
в абсорберах, где газ движется снизу вверх и взаимодействует
со встречным потоком водного раствора МЭА или ДЭА.
Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содер-
жание его в газе не более 2 г на 100 м3.
Глава XXI
Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
Транспорт нефти и нефтепродуктов. В настоящее время
к основным видам транспорта нефти и нефтепродуктов относятся
трубопроводный, водный, железнодорожный и автомобильный.
Самым экономичным видом транспорта является трубопровод-
ный. К преимуществам этого вида транспорта нефти и нефтепро-
дуктов относятся:
- низкая стоимость перевозок;
- возможность строительства трубопроводов в любом месте
и направлении и на требуемые расстояния;
- простота обслуживания;
- бесперебойность работы и гарантированное обеспечение
потребителей, независимо от погодных условий, времени
года и суток;
- высокая степень автоматизации;
- снижение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспор-
тировании и т.д.
Все трубопроводы, по которым перекачиваются нефть
и нефтепродукты на большие расстояния, называются магист-
ральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от вида
перекачиваемой жидкости называются:
- нефтепроводами - при перекачке нефти;
- нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефте-
продуктов, таких как бензин, керосин, дизельное топливо,
мазут.
Если транспортируются нефтепродукты одного сорта, то
употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазуто-
674 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
провод и т.д. К некоторым недостаткам трубопроводного транс-
порта относятся:
- большие первоначальные затраты на строительство магист-
ральных нефтепроводов;
- некоторые ограничения на количество сортов энергоносите-
лей.
Магистральный трубопровод характеризуется следующими
основными показателями: длиной, диаметром, пропускной спо-
собностью и наличием перекачивающих станций. Современные
магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает
десятков тысяч километров, входят в состав самостоятельных
предприятий, оборудованных комплексом головных, промежу-
точных перекачивающих насосных станций соответствующей
производительности, а также наливными станциями со всеми не-
обходимыми производственными и вспомогательными сооруже-
ниями. Пропускная способность их достигает более 50 млн. т
нефти в год. Такие нефтепроводы и продуктопроводы строят
преимущественно диаметром 800, 1020, 1220 и более мм.
В тех случаях, когда нефть приходится транспортировать
на большие расстояния, преодолеваются значительные гидравли-
ческие сопротивления в трубопроводе. В зависимости от объемов
перекачки нефтепродуктов строят при необходимости несколько
станций перекачки по длине трубопровода. Трубопроводный
транспорт нефти и нефтепродуктов, с учетом его рентабельности,
обеспечивает круглосуточную бесперебойную и экономичную
работу. Основное развитие трубопроводного транспорта в нашей
стране шло в 1960-1980-х годах.
Если в 1960 году по трубопроводам транспортировалось
163 миллиона тонн нефти и нефтепродуктов, что составляло
70,6% от всего объема, то в 1980 году транспортировалось
574 миллиона тонн из 632 миллионов, т.е. 90,9%.
Централизованное управление поставками, учет ресурсов
нефти, поставку нефти на нефтеперерабатывающие заводы,
транспорт нефти от поставщиков на экспорт, осуществление пе-
рекачки нефти по транзитным нефтепроводам и т.д. в России
осуществляет акционерная компания «Транснефть». В состав
компании входят десять нефтепроводных предприятий.
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа 675
АК «Транснефть» эксплуатирует около пятидесяти тысяч
километров магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до
1220 мм, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров
общей емкостью 12,7 миллионов кубических метров. Нефтепро-
воды подразделяются на внутренние, местные и магистральные.
Внутренние нефтепроводы, находящиеся на промыслах, называ-
ют внутрипромысловые, на нефтебазах - внутрибазовые, на неф-
теперерабатывающих заводах - внутризаводские. Местные неф-
тепроводы соединяют между собой различные объекты. Напри-
мер, головные сооружения нефтепромысла с головной станцией
магистрального нефтепровода или с пунктом налива и т.д.
К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы
протяженностью более 50 километров, диаметром от 219 до
1220 мм и предназначаются они для транспортировки нефти из
районов добычи до мест потребления или мест поставки нефти на
экспорт. К основным объектам магистрального нефтепровода от-
носятся подводящие трубопроводы, головная и промежуточные
нефтеперекачивающие станции, конечный пункт и линейные со-
оружения.
Подводящие трубопроводы соединяют объекты добычи
нефти с головными сооружениями магистрального нефтепровода.
Головная нефтеперекачивающая станция осуществляет прием
нефти с промыслов, учет нефти и закачку ее в магистральный
нефтепровод.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназна-
чаются для восполнения энергии, расходуемой потоком нефти на
преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей пере-
качки нефти. Обычно промежуточные станции размещают на ма-
гистральных трубопроводах через каждые 50-100 км (согласно
гидравлическому расчету). На головной и промежуточных неф-
теперекачивающих станциях размещаются необходимые объекты
для ремонта, электрообеспечения, водо- и теплоснабжения и т.д.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода чаще все-
го является нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) или перева-
лочные пункты (нефтебазы, морские или железнодорожные неф-
теналивные станции и т.д.).
676 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода
относятся:
- линейная часть трубопровода;
- запорная арматура;
- переходы через реки, дороги;
- линии электропередачи и связи;
- станции катодной и протекторной защиты от коррозии и т.д.
Перекачка нефти и нефтепродуктов разделяется на постан-
ционную и транзитную. При постанционной системе перекачки
нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточ-
ных нефтеперекачивающих станций, а затем, после их заполнения,
продукция откачивается на следующую станцию. В тех случаях,
когда на промежуточных насосных станциях имеются несколько
резервуаров, то перекачка нефти или нефтепродуктов ведется не-
прерывно, т.е. в один резервуар продукция поступает, а из другого
откачивается в магистральный нефтепровод. Транзитная система
осуществляется через резервуар или из насоса в насос. При пере-
качке через резервуар продукция (нефть или нефтепродукты)
из предыдущей насосной станции поступает на следующую на-
сосную станцию в резервуар для отделения газа и воды от нефти.
При перекачке из насоса в насос продукция с предыдущей
насосной станции поступает непосредственно на прием насосов
следующей насосной станции, минуя промежуточный резервуар.
Схема перекачки из насоса в насос более совершенна и эко-
номична за счет обеспечения максимальной герметизации и ис-
ключения потерь легких углеводородов от испарения в резервуа-
рах. При транзитной перекачке из насоса в насос резервуары
на промежуточных станциях используются в аварийных ситуаци-
ях. В настоящее время система перекачки через резервуар почти
не применяется.
С ростом добычи высоковязких нефтей перекачка их по
трубопроводам обычным способом стала трудноосуществимой.
Были разработаны новые способы перекачки:
- перекачка с разбавителями;
- перекачка с предварительным подогревом нефти;
- перекачка с присадками и т.д.
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа 677
Наиболее доступным и эффективным способом является
применение углеводородных разбавителей. В качестве углеводо-
родных разбавителей может быть применена легкая нефть, газо-
вый конденсат и т.д. При смешивании высоковязкой нефти с раз-
бавителями снижается ее вязкость и температура застывания.
Распространенным способом транспорта высоковязкх неф-
тей в настоящее время является перекачка ее с подогревом. Од-
нако по мере продвижения нефти в магистральном трубопроводе
она за счет теплообмена с окружающей средой остывает, и для
дальнейшей перекачки ее необходимо вновь подогревать. В этой
связи на магистральном нефтепроводе через каждые 50-100 км
строят пункты подогрева нефти.
В настоящее время эксплуатируются более 50 магистраль-
ных нефтепроводов с пунктами подогрева. Среди них самым
крупным является нефтепровод «Узень-Гурьев-Куйбышев (Са-
мара)» диаметром 1020 мм и протяженностью 1500 км. По этому
магистральному нефтепроводу перекачивается высоковязкая
и высокозастывающая нефть. На этом магистральном нефте-
проводе через каждые 50 км построены печи подогрева, а через
100 км - промежуточные насосные станции. Улучшение реоло-
гических свойств высоковязких нефтей достигается с помощью
специально разработанных депрессионных присадок. Для высо-
ковязких нефтей (с большим содержанием парафина) эффектив-
ным депрессатором является полимерная поверхностно-
активная присадка ДН-1 отечественного производства. Из зару-
бежных применяется присадка «Pazamins». Присадки добавля-
ют в нефть в количестве 0,02-0,15% массы. Перекачка нефти
и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам ведется
с применением необходимых средств местной автоматики, а так-
же имеет дистанционное управление. Для своевременного и ка-
чественного контроля, обслуживания и ремонта магистральный
трубопровод разделяется на несколько участков. На каждом уча-
стке имеются насосная станция и линейные обходчики, которые
контролируют работу трубопровода на закрепленном участке.
В последнее время контроль за магистральным трубопроводом
часто осуществляется с использованием вертолетов или других
678 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
летательных средств. В зависимости от местных условий на каж-
дой насосной станции имеются ремонтные бригады.
Головная насосная станция строится в районе нефтяных
промыслов. На головной насосной станции строятся резервуары
для приема и учета нефти с промыслов, устройства для пуска
скребка (для очистки магистрального трубопровода от парафина),
разделителей и т.д.
Резервуары применяют вертикальные и горизонтальные
(стальные), а также железобетонные. Чаще всего строятся резер-
вуары вертикальные стальные (РВС). РВС - это цилиндрический
корпус, сваренный из стальных листов 1,5x6 м, толщиной от 4 до
25 мм с конической или сферической кровлей. Днище резервуара
также сварное, устанавливается на специально устроенной песча-
ной подушке, обработанной битумом (для предохранения днища
от коррозии). Днище устроено так, что имеет уклон от центра
к периферии, чтобы иметь возможность более полно удалять
подтоварную воду. Резервуары РВС сооружаются различного
объема, на промысловых головных сооружениях чаще применя-
ются РВС от 1000 до 10000 м3. В системе магистральных трубо-
проводов используются РВС до 50000 м3.
С целью снижения потерь легких фракций нефти от испаре-
ния РВС оборудуются понтонами и плавающими крышами. В от-
личие от РВС вертикальные стальные цилиндрические резервуа-
ры с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной кры-
ши. Вместо крыши изготавливается диск из стальных листов,
плавающий на поверхности жидкости. Чтобы не происходило за-
клинивания плавающих крыш, диаметр металлического диска
выполняется на 100-400 мм меньше внутреннего диаметра резер-
вуара, а пространство между диском и внутренней стенкой резер-
вуара герметизируется с помощью уплотняющих затворов раз-
личных конструкций.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с пон-
тоном по конструкции подобны резервуарам РВС, имеют стацио-
нарную крышу, но оборудованы плавающим на поверхности пон-
тоном. Понтоны изготавливаются из металла или из синтетиче-
ского материала. Металлические понтоны по конструкции незна-
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
679
чительно отличаются от плавающих крыш. Понтоны из синтети-
ческих материалов отличаются от металлических тем, что они
непотопляемы, монтируются в резервуарах без демонтажа части
кровли, без производства огневых работ. Все перечисленные ти-
пы резервуаров монтируются из металлических рулонных загото-
вок днища, корпуса и крыш заводского изготовления.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (РГС)
изготавливаются на заводе объемом от 10 до 100 м3. Такие ем-
кости используются как в промысловых условиях, так и на неф-
теперекачивающих станциях. В некоторых случаях, когда необ-
ходимо транспортировать по одному трубопроводу несколько
видов нефтепродуктов и когда строить для каждого вида нефте-
продуктов самостоятельный трубопровод экономически нецеле-
сообразно, используют метод последовательной перекачки неф-
тепродуктов. В таких случаях по одному трубопроводу перекачи-
вают последовательно несколько видов нефтепродуктов, с учетом
минимального их смешивания и с близкими физико-химическими
характеристиками. По одному трубопроводу рекомендуется пе-
рекачивать светлые нефтепродукты - бензин, керосин, но не же-
лательно перекачивать бензин и мазут.
Наиболее часто применяется последовательная перекачка
нефти и нефтепродуктов с применением разделителей. Применя-
ют два вида разделителей - жидкостные и механические.
Жидкостные разделители. Под жидкостным разделителем
понимается жидкостная пробка из другой жидкости, закачивае-
мая между двумя жидкостями. Например, в качестве жидкостной
пробки при последовательной перекачке бензина и дизельного
топлива используют керосин. К механическим разделителям от-
носятся различные механические приспособления типа поршня,
шара и т.д., которые устанавливаются в трубопроводе в зоне кон-
такта двух нефтепродуктов. Разделители в потоке жидкости
уменьшают их перемешивание и распределение смеси в потоке.
Чаще всего применяются износостойкие (нефтестойкие) шаровые
разделители, которые представляют из себя резиновые (нефте-
стойкие) шаровые разделители, состоящие из резиновых толсто-
стенных шаров, заполненных водой или (в зимнее время) анти-
680
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
фризом. Контакт разделителя с внутренней поверхностью трубо-
провода достигается за счет упругих свойств материала, из кото-
рого изготовлен разделитель, а также избыточным давлением
и объемом рабочей жидкости в разделителе.
Железнодорожный транспорт. Железнодорожный транс-
порт - наиболее распространенный вид транспорта для перевозки
нефти и нефтепродуктов. Перевозка нефти и нефтепродуктов
осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах. Же-
лезнодорожные вагоны-цистерны изготавливаются грузоподъем-
ностью 50 и 60 т из листовой стали, толщиной 8-11 мм. Налив
нефтепродуктов в цистерну производится сверху, а слив - снизу.
Все цистерны оборудованы смотровыми площадками, внутрен-
ними и наружными лестницами, нижними сливными приборами
и другими устройствами, необходимыми для надежной эксплуа-
тации в пути следования и при сливо-наливных работах. В стан-
дартных цистернах перевозят нефтепродукты с малой вязкостью.
В цистернах специального назначения перевозят высоковязкие
нефтепродукты. Цистерны специального назначения изготавли-
ваются с применением теплоизолированного материала для за-
медления охлаждения находящихся в них нефтепродуктов, а ино-
гда оборудуются подогревательными устройствами.
При перевозке битума, как весьма тугоплавкого нефтепро-
дукта, применяют специальные железнодорожные вагоны, назы-
ваемые бункерными полувагонами. Особенность их заключается
в том, что они состоят из четырех бункеров по 11,8 м3 каждый,
установленных на раме вагона. Опорные точки бункера распо-
ложены таким образом, что в заполненном состоянии его центр
тяжести находится выше этих точек, и бункер легко опрокиды-
вается (при освобождении захватов), сбрасывая битум на раз-
грузочную площадку, а затем возвращается в первоначальное
вертикальное положение.
Слив и налив нефти и нефтепродуктов в железнодорожные
цистерны производится на железнодорожных эстакадах. Желез-
нодорожные эстакады - это специальные стационарные устрой-
ства в виде мостков, расположенные вдоль железнодорожного
пути. Мостки устанавливаются на уровне вагонов-цистерн. Ос-
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа 681
новными элементами эстакад для налива и слива нефтепродуктов
являются наливные стояки, устанавливаемые с одной или с обеих
сторон железнодорожных путей на расстоянии от 4 до 12 м.
Стояки объединяются между собой коллекторами с соответст-
вующей запорной арматурой для подключения и отключения
стояков по мере наполнения цистерн. Подача продукции в кол-
лекторы эстакады осуществляется насосами. Слив продукта из
железнодорожных цистерн осуществляется с помощью насосов
через верхний люк или самотеком из нижней части цистерн. Пре-
имущества железнодорожного транспорта следующие:
- этот вид транспорта универсален, он может перевозить все
виды нефти и нефтепродукты в любых объемах;
- по железным дорогам обеспечивается равномерная доставка
нефти и нефтепродуктов в любое время года с высокой
скоростью;
- железнодорожный транспорт имеет разветвленную сеть
в густонаселенных промышленных и сельскохозяйственных
районах, что позволяет доставлять нефть и нефтепродукты в
большинство объектов потребления.
К недостаткам железнодорожного транспорта относятся:
- высокие капитальные вложения при строительстве новых,
ремонте и реконструкции существующих линий;
- сравнительно высокие эксплуатационные затраты;
- относительно низкую эффективность использования мощ-
ности подвижного состава (цистерны в обратном направле-
нии идут незагруженными);
- значительные потери нефти и нефтепродуктов при транс-
порте и погрузочно-разгрузочных операциях;
- необходимость создания специальных сливо-наливных
пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн.
Водный транспорт. Распространенным способом транс-
порта нефти и нефтепродуктов является водный транспорт. Вод-
ный транспорт используется для перевозки нефти и нефтепро-
дуктов внутри страны и на экспорт. Это связано с тем, что по
протяженности водных путей наша страна занимает первое место
682
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
в мире. В нашей стране более 500 озер. Суммарная протяжен-
ность рек составляет около 3 миллионов километров. Каналы
Волго-Донской, Волго-Балтийский, Московский, Беломорско-
Балтийский соединяют водные пути Европейской части России с
портами Каспийского, Балтийского, Белого, Азовского и Черного
морей. Перевозка нефти и нефтепродуктов осуществляется сухо-
грузными и нефтеналивными судами.
Сухогрузными судами перевозятся нефть и нефтепродукты
в небольших металлических емкостях (бочках и др.) непосредст-
венно на палубе. Основная масса нефти и нефтепродуктов пере-
возится в трюмах, а также в танках (емкостях), располагаемых на
палубе. Нефтеналивные суда бывают следующие:
- танкеры морские и речные;
- баржи морские (лихтеры) и речные.
Танкер - это самоходное судно, корпус которого разделен
на отсеки системой продольных и поперечных переборок.
Морские баржи (лихтеры) используются для перевозки неф-
ти и нефтепродуктов в тех случаях, когда танкеры не могут по-
дойти непосредственно к причалам для выгрузки или погрузки.
Морские баржи строятся грузоподъемностью 10000 т и более.
Для перевозки нефти и нефтепродуктов по внутренним вод-
ным путям применяют речные баржи. Речные баржи бывают са-
моходными и несамоходными. Несамоходные баржи транспорти-
руются буксирами. Танкеры строятся различной грузоподъемно-
сти. В 50-х годах средняя грузоподъемность составляла 15 тысяч
тонн, а к началу 70-х годов - свыше 30 тысяч тонн. Далее стали
строиться супертанкеры грузоподъемностью свыше 100 тысяч
тонн. Имеются супертанкеры грузоподъемностью до 700 тысяч
тонн. Танкерами перевозятся не только нефть и нефтепродукты,
но и сжиженные углеводородные газы (СУГ). Учитывая, что
на отдельных участках Северного морского пути сплошное ле-
довое покрытие препятствует навигации в течение семи меся-
цев, поставку нефтепродуктов в это время осуществляют под-
водными лодками.
Водный транспорт имеет свои преимущества:
- сравнительно низкая стоимость перевозок;
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
683
- практически неограниченная пропускная способность вод-
ных путей;
- возможность доставки нефтепродуктов и нефти в отдален-
ные районы страны, где нет железных дорог.
К недостаткам водного транспорта относятся:
- небольшая скорость водного транспорта;
- сезонность перевозок по речным путям;
- порожние рейсы судов в обратном направлении.
Автомобильный транспорт. Автомобильным транспортом
возможно перевозить нефть и нефтепродукты. Этот вид транс-
порта часто и наиболее эффективно используется в районах, в ко-
торые невозможно доставить нефть и нефтепродукты железнодо-
рожным и водным транспортом.
Автомобильные перевозки осуществляются в бочках, емко-
стях, а чаще всего в автомобильных цистернах. Автоцистерны,
в которых перевозят нефть и нефтепродукты, имеют специальное
оборудование: патрубок для налива нефти или нефтепродуктов,
дыхательный клапан, указатель уровня, клиновая быстродейст-
вующая задвижка для слива, два шланга и насос с механическим
приводом. Автоцистерны выпускаются от 6 до 25 м3. Внутри цис-
терны устанавливаются продольные и поперечные волнорезы для
снижения ударной волны перевозимой жидкости при передвиже-
нии автомобиля.
С целью пожарной безопасности автоцистерны оборудуют-
ся огнетушителями и устройством для заземления цистерны, а
также шлангами для отвода статического электричества, которое
может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов. Иногда
в комплекте с автоцистерной используются цистерны на авто-
прицепах, что повышает эффективность использования этого ви-
да транспорта. Для заправки топливом автотранспортных машин,
применяемых в удалении от нефтебаз и заправочных станций,
а также самолетов используют специальные автоцистерны, обо-
рудованные комплектом насосно-раздаточных устройств. Такие
автоцистерны называют автозаправщиками. Автозаправщики из-
готавливают с цистернами 4-16 м3.
684
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Автотранспортом перевозят нефтепродукты в контейнерах
и в мелкой таре. Контейнеры - это металлические или эластич-
ные резинотканевые емкости объемами 2,5 и 4 м3, в которых неф-
тепродукты перевозятся до потребителя без перекачки в стацио-
нарные хранилища. После прибытия к месту назначения контей-
неры сгружают с автомашин при помощи кранов.
Из мелкой тары применяются бочки и бидоны. Применяют-
ся в основном металлические бочки 200-500 л для перевозки бен-
зина, керосина и т.д. Для перевозки жидких нефтебитумов и сма-
зок применяют металлические гофрированные барабаны. В по-
следнее время все больше применяется полиэтиленовая тара. На-
лив в автоцистерны осуществляется через автоналивные устрой-
ства - автоэстакады и автоколонки.
Достоинствами автомобильного транспорта нефти и
нефтепродуктов являются:
- быстрота доставки;
- возможность доставки нефти и нефтепродуктов в места,
значительно удаленные от водных путей и железной дороги;
- большая маневренность.
К недостаткам автомобильных перевозок относятся:
- сравнительно высокая стоимость перевозок;
- значительный расход топлива на собственные нужды;
- ограниченная вместимость автоцистерн и т.д.
Транспорт газа. К магистральным газопроводам относятся
газопроводы, по которым газ подается из районов добычи газа до
мест его потребления. Магистральные газопроводы в настоящее
время сооружают диаметром 1200 и 1400 мм с давлением до
7,5 МПа и пропускной способностью до 25 млрд м3/год.
Магистральные газопроводы во многом сходны с магист-
ральными нефтепроводами. В то же время магистральные газо-
проводы имеют и некоторые особенности за счет большого
удельного объема газа и изменения его объема от давления.
К этим особенностям относятся увеличение диаметра газопрово-
да по сравнению с нефтепроводами.
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
685
К особенностям магистральных газопроводов необходимо
относить применение специальных мероприятий по предотвра-
щению образования гидратных пробок и мероприятий, связанных
с повышенной взрывоопасностью газа, а также по беспрерывной
поставке газа. Перед подачей газа в магистральный газопровод он
очищается от мехпримесей, солей, влаги и т.д.
В состав сооружений магистрального газопровода входят
головные сооружения, компрессорный цех, установка очистки
и осушки газа, линейные сооружения, компрессорные станции,
контрольно-распределительный пункт (КРП), а также подсобно-
вспомогательные сооружения, газораспределительные станции
(ГРС), а иногда подземные газохранилища с компрессорными
станциями и т.д.
Газ с газового промысла по системе газосборных сетей по-
дается на головные сооружения, где после осушки и очистки по-
дается в магистральный газопровод.
В конце газопровода или в месте его ответвления строятся
газораспределительные станции (ГРС), служащие для подачи газа
в распределительную сеть потребителей. В составе магистраль-
ного газопровода может быть газокомпрессорная станция для
увеличения пропускной способности газопровода за счет повы-
шения давления газа на выходе из станции и его компримирова-
ния. На магистральном газопроводе строятся головные и проме-
жуточные компрессорные станции.
Головные компрессорные станции (ГКС) строятся в начале
газопровода, вблизи места добычи газа.
Промежуточные компрессорные станции (ПКС) строятся на
трассе газопровода через 100-200 км.
На головных компрессорных станциях производится подго-
товка газа к дальнейшему его транспорту. Здесь производится
пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механиче-
ских примесей и жидких частиц. На промежуточных компрес-
сорных станциях подготовка газа к дальнейшему транспорту сво-
дится к очистке от механических примесей, конденсата и воды.
Чаще всего в качестве газоперекачивающих агрегатов применяют
686
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
поршневые газокомпрессоры и центробежные нагнетатели с га-
зотурбинным или электрическим приводами.
Поршневые газокомпрессоры применяются в основном
на газопроводах с небольшой пропускной способностью
(до 5 млн. м3/сут). Газоперекачивающие агрегаты с центробеж-
ным нагнетателем и газотурбинным приводом являются высоко-
производительными агрегатами (более 10 млн. м3/сут). Более
распространенным приводом на газокомпрессорных станциях яв-
ляется газотурбинный.
На магистральных газопроводах в качестве привода центро-
бежных нагнетателей в последнее время применяют отработавшие
свой срок авиационные двигатели. К недостаткам газотурбинного
привода относится невысокий (не более 30%) КПД, а также высо-
кое потребление газа. В качестве привода центробежных нагнета-
телей используются электродвигатели АЗ-4500-1500, СТМ-4000-
2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500, которые подключаются к нагне-
тателям через повышающий редуктор.
Газовый конденсат после отделения от газа перекачивается
насосами по трубопроводу потребителям на нефтехимический
комплекс или установку для получения моторного топлива. Раз-
личают нестабильный газовый конденсат (или широкую фракцию
легких углеводородов (ШФЛУ)) и стабильный газовый конден-
сат. Нестабильный газовый конденсат содержит углеводороды Сд
и С5 и имеет большое давление насыщенных паров. Поэтому при
его перекачке необходимо следить, чтобы давление в конденса-
топроводе не снижалось ниже давления насыщенных паров. Ста-
бильный конденсат имеет более низкое давление насыщенных
паров, и его перекачивать легче. Стабильный конденсат можно
перекачивать вместе с нефтью, если она добывается в том же
районе. При смешивании нефти с конденсатом ее вязкость сни-
жается, и она может даже в условиях Крайнего Севера перекачи-
ваться без подогрева.
Хранение и распределение газа. Промышленными и ком-
мунальными потребителями использование газа в течение суток,
месяца и года неравномерно. Поскольку газ по газопроводу пода-
ется постоянно в одном и том же количестве, то с учетом разных
Глава XXI. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа 687
факторов в одни периоды времени возможно возникновение его
недостатка, а в другие периоды образуются избытки.
Для того, чтобы газоснабжение было стабильным, излишки
газа, возникающие в определенное время года, необходимо где-то
аккумулировать, чтобы можно было его подавать в газовую сис-
тему в период максимального газопотребления. Имеется не-
сколько способов, но наиболее эффективным является компенса-
ция неравномерного газопотребления с помощью подземных
хранилищ, создаваемых в горных породах.
Подземные газовые хранилища бывают искусственные
и в пористых горных породах. Искусственные газовые хранили-
ща могут быть или в отработанной и переоборудованной уголь-
ной шахте, или намываемые в отложениях каменной соли. Не-
редко газовые хранилища создаются в выработанных нефтегазо-
вых месторождениях. Глубина газовых хранилищ составляет от
500 до 800 м. Глубина регламентируется тем, что при глубине
свыше 800 м значительно возрастают затраты на бурение и обу-
стройство скважин. Подземные газовые хранилища заполняют
ежегодно в период минимального потребления. В нашей стране в
газовых хранилищах к настоящему времени содержится более
50 млрд, м3 газа.
Термины и понятия, применяемые
в термических и других методах добычи нефти
Парогенератор - агрегат для выработки водяного пара различ-
ных параметров. Имеются многочисленные конструкции различ-
ных типов парогенераторов: стационарные; мобильные; низких,
высоких и сверхвысоких параметров; прямоточные; для термиче-
ских методов извлечения углеводородов из недр и т.д. В нефтя-
ной промышленности с целью увеличения нефтеизвлечения тер-
мическими методами применяются прямоточные парогенерато-
ры, вырабатывающие пар со степенью сухости х = 0,8.
Передвижные мобильные парогенераторы (ПГПМ) монтиру-
ются на прицепах, санях, автомобилях небольшой производи-
тельности (2-10 т/ч) с давлением пара 0,2-16 МПа, могут рабо-
тать на жидком, газовом и твердом топливе. В нефтяной про-
мышленности применяются для пароциклических обработок при-
забойных зон добывающих скважин, а также с целью проведения
опытно-промышленных тепловых работ на небольших залежах.
Водогрейный агрегат (водогрейный котел) - агрегат для полу-
чения горячей воды с температурой 150-200° С. Тепловая мощ-
ность водогрейного агрегата от 4,65 до 210 МВт, теплопроизво-
дительность от 16106 до 720-106 кДж/ч. Применяется для воздей-
ствия на продуктивный пласт горячей водой (ВГВ).
Электродегидратор - аппарат для разделения водонефтяных
эмульсий с использованием электрического поля. Электродегидра-
торы получили большое применение при обезвоживании
и обессоливании высоковязких нефтей на промысловых установках
подготовки нефти, а также на нефтеперерабатывающих заводах,
где необходима более высокая очистка нефти от воды и солей.
Энергетический баланс теплового процесса - равенство объе-
мов нефти, добытой за счет теплового процесса (технологический
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 689
эффект) и затраченной на производство и закачку пара в пласт. Оп-
ределяется по средней теплотворной способности нефти и количе-
ству тепла, необходимого для производства одной тонны пара.
Пар - тело (газообразное вещество, газ), находящееся в двух- или
однофазном состоянии и образующееся из жидкости при ее на-
гревании, испарении.
Пар насыщенный - пар, находящийся в термодинамическом
равновесии с жидкостью (давление и температура имеют одина-
ковое значение). При определенной заданной температуре давле-
ние насыщенного пара (давление насыщения) имеет одно и то же
строго определенное значение. Давление насыщения (при задан-
ной температуре) зависит от физических свойств испаряющейся
жидкости (воды, спирта, ртути и т.п.). Чем выше температура,
при которой протекает процесс парообразования (кипения) жид-
кости, тем выше давление насыщенного пара.
Перегретый пар - однофазное газообразное состояние вещества,
температура которого t при данном давлении выше температуры
насыщенного пара ts того же давления, т.е. t > ts.
Парообразование - фазовый переход вещества из жидкого со-
стояния в состояние пара.
Фазовый переход - переход (фазовое превращение) вещества из
одной фазы в другую. Например, при испарении, кристаллизации,
плавлении и др. фазовый переход свойственен как жидкой
(нефть, газ, вода), так и твердой (скелет породы) фазам пластовой
системы.
Адиабатный процесс (адиабатический) - термодинамический
процесс, при котором нет теплообмена между системой, совер-
шающей процесс, и окружающей средой. Полностью обеспечить
отсутствие теплообмена между рабочим телом и окружающей
средой невозможно. Но при наличии хорошей тепловой изоляции
рабочего тела от внешней среды можно теплообмен свести
к минимальному значению, и процесс будет практически адиа-
батным.
690 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Изобарный процесс - термодинамический процесс, протекаю-
щий при постоянном давлении в системе (образование пара в па-
ровом котле, подогрев воздуха в паровоздушном калорифере
и многие процессы в химической и других отраслях промыш-
ленности).
Изотермический процесс (изотермный) - термодинамический
процесс, который протекает при постоянной температуре систе-
мы (кипение) химически однородной жидкости и химически од-
нородного кристаллически твердого тела, при постоянном внеш-
нем давлении.
Необратимый процесс - термодинамический процесс, после за-
вершения которого система и взаимодействующие с ней системы
(окружающая среда) не возвращаются в начальное состояние без
возникновения остаточных изменений в системе или окружаю-
щей среде.
Термодинамический процесс - изменение состояния термоди-
намической системы, характеризующееся изменением ее пара-
метров.
Тепловое расширение - изменение размеров тела в процессе его
изобарического нагревания (при постоянном давлении); характе-
ризуется температурным коэффициентом объемного расшире-
ния у, который равен отношению относительного изменения
объема тела при его изобарическом нагревании к приращению
температуры:
1 „
г=------Р,
V dT
где V - объем; Т - термодинамическая температура; Р - давле-
ние.
Для большинства тел у> 0 (исключением является вода, для
которой при температуре от 0° С до 4° С /< 0). Для идеального
газа />1/Т.
Для твердых тел вместе с у вводят температурный коэффи-
циент линейного расширения а, равный отношению относитель-
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 691
ного изменения длины тела вдоль рассматриваемого направления
при изобарическом нагревании тела к приращению температуры:
где / - длина тела. Для изотропных тел / = 32.
Термодинамическая система - тело (совокупность тел), спо-
собное (способных) обмениваться с другими телами (между со-
бой) энергией и веществом. Для термодинамической системы
присущи законы термодинамики. Термодинамической системой
является любая система, состоящая из очень большого числа мо-
лекул, атомов, электронов и других частиц вещества. Термоди-
намическая система называется физически однородной, если ее
состав и все физические свойства одинаковы в любых произвольно
выбранных частях, равных по объему (например, химически одно-
родный газ или смесь газов, находящихся в состоянии термодина-
мического равновесия в отсутствие внешнего силового поля).
Адиабатная термодинамическая система - термодинамическая
система, которая не может обмениваться теплотой с другими сис-
темами.
Гетерогенная термодинамическая система - термодинамиче-
ская система, состоящая из отдельных частей, разграниченных
поверхностями раздела. При переходе через раздел хотя бы одно
термодинамическое свойство вещества изменяется скачкообраз-
но.
Открытая термодинамическая система - термодинамическая
система, которая может обмениваться веществом с другими сис-
темами.
Температура - главный параметр, характеризующий тепловое
состояние тела (вещества). Температура - единственная функция
состояния, определяющая направление самопроизвольного теп-
лообмена.
Если между телами или элементами тел не происходит са-
мопроизвольный переход теплоты, то такие тела или элементы
692
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
тел находятся в тепловом равновесии друг с другом и температу-
ры этих тел одинаковы. Если происходит самопроизвольный теп-
лообмен, то имеется разность температур. Теплота переходит са-
мопроизвольно всегда от тела с большей температурой к телу
с меньшей температурой. Отсюда понятие температура и услов-
ленность о направлении ее отсчета связаны с направлением теп-
лообмена.
Термодинамическая (абсолютная) температура - термодина-
мический параметр состояния тел или систем - температура, от-
считываемая по термодинамической шкале температур от абсо-
лютного нуля.
Размерность и единица температуры Т выбрана произвольно,
но так, чтобы была сохранена преемственность со стоградусной
шкалой Цельсия, которой пользуются для практических измерений
температуры. Между этими шкалами соотношение следующее:
Т = Г + 273,16.
Температура, обозначаемая знаком Т, выражается в кельви-
нах (К), а знаком t - в градусах Цельсия (°C); кельвину и градусу
Цельсия отвечает один и тот же интервал температур.
Температуру Т, выраженную в кельвинах, измеряют от точ-
ки абсолютного нуля; температуру г (в °C) - от точки, смещенной
на 273,16 К.
Кельвин равен 1/273,16 термодинамической температуры
тройной точки воды.
Температура воспламенения - температура горючего вещества,
при которой оно выделяет горючие пары и газы с такой скоро-
стью, что после их воспламенения от источника зажигания воз-
никает устойчивое горение. Температура воспламенения нефти,
нефтепродуктов и других жидких горючих материалов характе-
ризует не их горючесть, а способность испаряться.
Температура вспышки - минимальная температура, при кото-
рой смесь горючих паров с воздухом способна воспламеняться
в закрытом пространстве при наличии источника зажигания
(огонь, сильно нагретое тело, искра и т.д.).
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 693
Температура застывания - температура, при которой нефть
и нефтепродукты, охлаждаемые в стандартных условиях, теряют
свойственную жидкостям подвижность. Присутствие в нефтях
смолопарафиновых веществ понижает их температуру застыва-
ния.
Температура кипения - это процесс превращения жидкости
в пар при постоянном давлении (Р = const) и температуре
(Т = const) и постоянном подводе теплоты к жидкости. Пар, обра-
зующийся в процессе кипения, находится в равновесии с жидко-
стью и имеет одинаковые с ней давление и температуру. Темпе-
ратуры кипения для разных жидкостей различны и зависят от их
физико-химических и других свойств.
Критическая температура - температура вещества в его крити-
ческом состоянии. Для чистых веществ критическая температу-
ра- наибольшая, при которой возможно существование жидко-
сти в состоянии равновесия с паром.
Температура насыщения - температура нефтяного пласта, ниже
которой растворяющая способность нефти по отношению к ас-
фальтосмолистым и парафинистым веществам значительно сни-
жается, способствуя выпадению их из раствора и снижению про-
ницаемости пласта. Она может быть меньше начальной пласто-
вой температуры на 1-3° С и более.
Температура точки росы - температура, при которой в изобар-
ном процессе охлаждения парциальное давление пара становится
равным давлению насыщения; определяется парциальным давле-
нием водяных паров в продуктах сгорания, увеличивающимся
с повышением влажности топлива и содержания в нем водорода.
Точка росы в продуктах сгорания углей 27-55° С, мазута 44-45° С
и природного газа 54-55° С. Наличие в продуктах сгорания SO2
и SO3 повышает температуру точки росы до 100-140° С. Для вы-
сокосернистых топлив температура точки росы повышается
до 150° С и более.
Теплообмен - самопроизвольный необратимый процесс перено-
са теплоты в пространство с неоднородным полем температуры.
694
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Процесс переноса теплоты может вызываться также неоднород-
ностью полей других физических величин, к примеру разностью
концентраций молекул или других концентраций.
Существуют три способа переноса теплоты в природе: теп-
лопроводность, конвекция и тепловое излучение, а теплообмена
два вида - конвективный и лучистый.
Горное давление - всестороннее давление, формируемое в недрах
земли под действием сил гравитации, определяющее напряженное
состояние горных пород. Горное давление измеряется в мПа.
Гидростатическое давление - давление в неподвижной жидко-
сти, оказываемое весом ее столба высотой от точки измерения
до поверхности жидкости. Гидростатическое давление в скважи-
не определяется весом столба жидкости в стволе.
Условное гидростатическое давление - вес столба пресной во-
ды с плотностью 1 г/см3, высотой от данной точки пласта до зем-
ной поверхности.
Геостатическое давление - давление, обусловленное весом
столба горных пород над данной точкой пласта; используется
в инженерных расчетах как косвенная мера напряженного со-
стояния горных пород.
Аномальное высокое пластовое давление (АВДП) - давление
жидкости в пласте, превышающее гидростатическое. Наличие
АВДП в разрезе отложений создает большие трудности при бу-
рении скважин.
Давление поглощения жидкости - давление в скважине, при
котором жидкость, преодолев сопротивление пластового давле-
ния (пласта), из скважины уходит в пласт. Такое давление созда-
ется давлением столба жидкости в скважине и избыточным дав-
лением на устье скважины. Обязательным условием поглощения
жидкости является превышение давления поглощения над пла-
стовым давлением на величину ДР, которая зависит от физико-
геологических свойств, вязкости жидкости и др.
Р„„гп = РПП 4-ДР.
ПОГЛ Л ПЛ •
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 695
Величина ДР играет большую роль при бурении скважин,
т.к., зная эту величину, можно избежать поглощения, а также от-
крытого выброса (проявления) жидкости из скважины.
Избыточное давление - физическая величина, равная разности
между давлением жидкости или газа Р и давлением окружающей
среды Ро.
Давление насыщения (нефти газом) - давление газа, находяще-
гося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Ве-
личина этого давления зависит от количества растворенного газа,
состава нефти и газа, температуры. Из нефти начинает выделять-
ся растворенный в ней газ при снижении давления ниже давления
насыщения или при увеличении температуры.
Коэффициент вытеснения - отношение объема нефти, вытес-
ненной агентом воздействия на залежь к начальному объему неф-
ти. Определяется по данным исследования кернов и на основании
фактических данных по выработанным зонам пласта.
Коэффициент охвата - отношение выработанной части пласта
ко всему объему залежи.
Фронт прогрева - теплоперенос.
Фронт вытеснения - массоперенос.
Фронт прогрева значительно отстоит от фронта вытеснения.
Отставание зависит от теплофизических и коллекторских свойств
пласта и окружающих пород, теплоносителя, толщины пласта, эф-
фективности вытеснения нефти водой, продолжительности процесса.
Проницаемость - это свойство коллектора пропускать через се-
бя нефть, воду и газ. Горная порода обладает проницаемостью
в 1 мкм2, когда через ее поперечное сечение площадью 1 см2 под
действием градиента давления 98,07 кПа каждую секунду проте-
кает 1 м3 жидкости вязкостью 1 мПа-с.
Проницаемость определяется по образцам кернов в лабора-
торных условиях по формуле
л —-----,
FAP
696
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
где Q - объемный расход жидкости; р - вязкость жидкости; L -
длина образца; F - площадь поперечного сечения образца; ДР -
разность давлений.
Проницаемость может определяться также гидродинамиче-
скими и промыслово-геофизическими методами.
Проницаемость выражается в м2.
Различают абсолютную, фазовую и фазовую относительную
проницаемость.
Абсолютная проницаемость - это объемный расход, не взаимо-
действующий с минеральным скелетом жидкости определенной
вязкости, полностью насыщающий открытое поровое простран-
ство горной породы и фильтрующийся через заданную площадь
ее поперечного сечения под действием известного градиента дав-
ления. Абсолютная проницаемость определяется в лабораторных
условиях по формуле
Qfil
ГДР
где К - абсолютная проницаемость; Q - расход жидкости; р -
вязкость жидкости; S - площадь фильтрации; ДР - перепад дав-
ления на торцах образца.
Эта формула используется для оценки коллекторских свойств
горных пород при проведении поисково-разведочных работ.
Фазовая проницаемость - это объемный расход жидкости
известной вязкости, фильтрующийся через определенную
площадь поперечного сечения горной породы под действием
заданного градиента давления в условиях, когда кроме данной
жидкости в поровом пространстве горной породы присутствуют
другие, несмешивающиеся жидкости. Фазовая проницаемость
используется для вычисления относительной фазовой
проницаемости, применяемой для расчета нефтеотдачи, и
определяется в лабораторных условиях.
Фазовая относительная проницаемость - это отношение фазо-
вой проницаемости по данной жидкости к абсолютной прони-
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 697
цаемости коллектора. Фазовая относительная проницаемость ис-
пользуется для характеристики фильтрационного сопротивления
потоку данной жидкости при наличии в поровом пространстве
других, не смешивающихся друг с другом жидкостей. Фазовая
относительная проницаемость является функцией насыщенно-
стей порового пространства фильтрующимися фазами и в зави-
симости от их соотношений меняется от 0 до 1.
Пористость - наличие в породе пор, трещин, каверн и соеди-
няющих их каналов. Отношение объема всех пустот горной по-
роды к ее общему объему в процентах или в долях единиц назы-
вается коэффициентом пористости.
Интервалы коэффициентов пористости для некоторых по-
род в % следующие:
песок 6-52;
песчаник 3,5-29;
известняк 2-33;
глина 6-50;
глинистые сланцы 0,5-1,4;
изверженные породы 0,05-1,25.
Различают открытую, эффективную, межзерновую и тре-
щинную пористость.
Открытая пористость - это сообщающиеся друг с другом поры
горной породы, объем которых может меняться в интервале 10-
20%. Открытая пористость определяется в лабораторных услови-
ях, а также гидродинамическими методами исследования пластов
и методами промысловой геофизики.
Эффективная пористость - это пористость, включающая только
поровое пространство, которое занято пластовой жидкостью. Те-
пловое воздействие на пласт, вследствие увеличения охвата по-
рового пространства процессом вытеснения, приводит к значи-
тельному повышению эффективной пористости и, соответствен-
но, увеличению нефтеотдачи.
Межзерновая пористость - это пористость, образующаяся меж-
ду зернами осадочной (терригенной, карбонатной) породы, мор-
фология и объем которой определяются взаиморасположением
698
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
слагающихся пород зерен и цемента. Величина межзерновой по-
ристости находится в пределах 10-20%, она определяет основной
объем коллектора как вместилища нефти.
Трещинная пористость - это пористость или объем трещин, се-
кущих горную породу. Величина трещинной пористости намного
меньше межзерновой пористости и колеблется в пределах от 0,01
до 1%. Трещинная пористость определяется промыслово-геофи-
зическими методами.
Коэффициент нефтенасыщенности - это отношение объема пор,
заполненных нефтью в пластовых условиях к общему объ-ему пор.
Эффективная толщина пласта - это толщина одного нефтена-
сыщенного пласта или суммарная толщина всех нефтенасыщен-
ных пластов и пропластков продуктивного горизонта.
Коэффициент нефтеотдачи - это отношение добытой из пласта
нефти к начальным геологическим запасам.
Коэффициент вытеснения - это отношение объема нефти, вы-
тесненной закачиваемым агентом воздействия, к начальному
объему нефти в пласте.
Коэффициент охвата - это отношение объема выработанной
части пласта ко всему объему залежи. Он зависит от характера
неоднородности пласта по проницаемости и соотношения вязко-
сти нефти и вытесняющего агента.
Вязкость - это свойство жидкости оказывать сопротивление пе-
ремещению ее частиц относительно друг друга при движении.
Различают нефти по вязкости: эффективную, динамическую, ки-
нематическую и относительную.
Эффективная вязкость нефти (кажущаяся) - это вязкость неф-
ти, обладающая аномальными свойствами и изменяющаяся в за-
висимости от градиента скорости.
Динамическая вязкость нефти - определяется силой, которую
испытывает единица поверхности одного из взаимодействующих
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 699
слоев со стороны другого слоя; если градиент скорости между
слоями равен единице, размерность - Па-с.
Кинематическая вязкость - это отношение коэффициента ди-
намической вязкости к плотности нефти при температуре опре-
деления; размерность - м2/с.
Относительная вязкость нефти - это отношение вязкости неф-
ти к вязкости воды при той же температуре.
Коэффициент абсолютной вязкости - величина, равная напря-
жению внутреннего трения, когда относительная скорость двух
плоскостей потока, находящихся друг от друга на расстоянии 1 м,
равна 1 м/с; размерность - мПа-с.
Горизонтальные скважины - это скважины, которые заканчи-
ваются горизонтальной частью ствола.
Боковой горизонтальный ствол - это горизонтальный ствол,
пробуренный в вертикальной или наклонно-направленной сква-
жине на один или несколько продуктивных пропластков с невы-
работанными запасами нефти.
Геотермический градиент - вектор, характеризующий прирост
температуры горных пород в °C на каждые 100 м углубления от
зоны постоянных температур. Геотермический градиент состав-
ляет 3° Сна 100 м.
Буровое долото - породоразрушающий инструмент при бурении
скважин.
Забой скважины - нижняя часть скважины.
Керн - часть горной породы, выбуренной специальным буровым
долотом и извлеченной на поверхность с целью определения
продуктивности данной залежи.
Конструкция забоя - устройство нижней (продуктивной) части
скважины.
Обсадная колонна - спускаемая в скважину после бурения с по-
следующим цементированием металлическая колонна труб, ко-
торая служит для разобщения пластов, закрепления стенок сква-
700
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
жины, создания технологических условий бурения и эксплуата-
ции скважин, охраны недр и окружающей среды и т.д.
Колонна насосно-компрессорных труб - колонна труб, спус-
каемых в эксплуатационную колонну и служащих каналом подъ-
ема жидкости из пласта скважины на поверхность.
Противовыбросовое оборудование - устройство, обеспечиваю-
щее герметизацию устья скважины при нефтегазопроявлениях
в процессе бурения.
Пакер - приспособление для разобщения пластов при раздельной
их эксплуатации, при опробовании скважины в процессе бурения,
а также для отделения затрубного пространства от воздействия
забойного давления и тепла при закачке теплоносителя в пласт.
Печать - инструмент для определения положения, характера
и состояния части слома бурильной и эксплуатационной колонны
или других предметов, оставшихся в скважине в результате ава-
рии.
Утяжеленная бурильная труба (УБТ) - толстостенная труба,
устанавливаемая над долотом для повышения веса бурильной ко-
лонны.
Теплоноситель - это жидкое или газообразное вещество, имею-
щее высокую температуру и отдающее свою энергию в форме те-
плоты другим телам (веществам), обладающим меньшими темпе-
ратурами.
Термозаводнение - тепловой процесс воздействия на нефтяную
залежь закачкой в нее горячей воды.
Насыщенный пар - это пар, образующийся в процессе кипения,
находящийся в равновесии с жидкостью и имеющий с ней одина-
ковые давления и температуру.
Капиллярная паропропитка - это процесс, вызываемый влия-
нием сил межмолекулярного взаимодействия на равновесие
и движение свободной поверхности жидкости, поверхности раз-
дела несмешивающихся жидкостей с твердыми телами.
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 701
Капиллярные силы - это разность давлений в несмачивающей
(нефти) и смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мени-
ском. Капиллярные силы - основная сила, удерживающая нефть
в неоднородной пористой среде.
Внутрипластовое горение (ВГ) - это физико-химический окис-
лительный процесс, проходящий при определенных условиях
с сопровождением химических превращений веществ с выделе-
нием больших количеств теплоты и образованием продуктов ре-
акций.
Процесс внутрипластового горения - это способ разработки
и метод повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, осно-
ванный на использовании энергии, полученной при частичном
сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях
при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности.
Водоподготовка - это процесс обработки химическими или
иными способами исходной воды с доведением ее качества (хи-
мического состава и других показателей) до требуемых норм.
Испарение - парообразование, происходящее на свободной по-
верхности жидкости и твердого тела.
Конвекция - распространение теплоты в среде с неоднородным
распределением температуры, осуществляемое макроскопиче-
скими элементами жидкости при ее перемещении; может проис-
ходить только в жидкостях и газах, частицы которых легко пере-
мещаются в пространстве. Распределение теплоты конвекцией
всегда сопровождается теплопроводностью, т.е. молекулярным
переносом теплоты.
Удельная поверхность породы - это величина суммарной по-
верхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.
Расчлененность - это бессистемное чередование проницаемых
нефтенасыщенных песчаных (терригенных) или известняковых
(карбонатных), глинистых или доломитовых слоев, линз и про-
пластков. Расчлененность пластов в одной скважине может дохо-
дить до 10-15 и более пропластков.
702 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Тепловые свойства горных пород - это способность горных
пород передавать тепло через твердую фазу, жидкость или газ,
заполняющие поры (трещины), и излучение между стенками по-
род.
К тепловым свойствам горных пород относят температуро-
проводность, теплопроводность и теплоемкость.
Температуропроводность - это величина, характеризующая
скорость изменения температуры вещества в нестационарных те-
пловых процессах; равна отношению коэффициента теплопро-
водности вещества к произведению его удельной теплоемкости
при постоянном давлении Ср на плотность Р:
Размерность температуропроводности - квадратный метр на
секунду (м2/с), равен температуропроводности вещества с тепло-
проводностью 1 Вт(м-К), удельной теплоемкостью (при постоян-
ном давлении) 1Дж/(кг-К) и плотностью 1 кг/м3.
Теплопроводность - это физическая величина, характеризующая
способность тела, вещества проводить (молекулярно переносить)
теплоту в сплошной среде при наличии градиента температуры.
В газообразных телах перенос теплоты теплопроводностью про-
исходит в результате соударения молекул между собой; в капель-
ных жидкостях и твердых телах-диэлектриках - путем упругих
волн (упругие колебания кристаллической решетки); в металлах -
путем диффузии свободных электронов. Теплопроводность равна
отношению вектора поверхностной плотности теплового потока
к температурному градиенту:
gradT
Теплоемкость - это величина, равная отношению количества те-
плоты oQ, сообщаемого телу (системе) при бесконечно малом
изменении его состояния в каком-либо процессе, к соответст-
вующему изменению температуры этого тела: С = <yQfdT. От-
Термины и понятия, применяемые в термических методах добычи 703
ношение теплоемкости С однородной системы к количеству ве-
щества п этой системы - молярная теплоемкость: Ст=С/п.
Размерность теплоемкости Дж/к, а молярной теплоемкости
Дж/(моль-К). Теплоемкость тела зависит от химического состава,
условий, в которых находится тело, процесса теплопередачи. Теп-
лоемкость - функция температуры. Единицы теплоемкости при по-
стоянном давлении Дж/(кг-К), при постоянном объеме Дж/(м-К).
Приоритеты отечественной науки и техники
в нефтяной отрасли
(некоторые даты)
1745 г.
1803-1829 гг.
1823 г.
1825 г.
1848 г.
1863 г.
1864 г.
1866 г.
1872-1873 гг.
Ф. Прядунов построил первый в мире нефтеочи-
стительный завод (Ухта).
Бакинец Касымбек добывал нефть со дна Кас-
пийского моря из двух колодцев, сооруженных
им в 18 и 30 м от берега.
Крепостные крестьяне братья Дубинины по-
строили первый в мире нефтеперегонный завод
около Моздока.
Игнатием Лукасевичем изобретена керосиновая
лампа, в результате чего значительно увеличился
спрос на керосин.
Техник Ф.А. Семенов пробурил на Биби-Эйбате
первую в мире нефтяную скважину (на 19 лет
раньше, чем американец Дрэк).
Д.И. Менделеев впервые в мире предложил при-
менять трубопроводы для транспортировки неф-
ти.
А.Н. Новосельцевым в долине реки Кудако
на Кубани пробурена первая скважина ударным
способом, и этот год считается годом рождения
отечественной нефтяной промышленности.
А.И. Шпатаковский изобрел паровую форсунку
для сжигания мазута, а в 1880 году В.Г. Шухов
значительно ее усовершенствовал.
Впервые в мире на Каспийском море начали пе-
ревозить нефть в наливных деревянных баржах.
Приоритеты отечественной науки и техники в нефтяной отрасли 705
876 г. На Бакинских промыслах на 15 лет раньше, чем в Америке, применены глубинные насосы (пред- ложены Иваницким в 1861 г.).
878 г. В.Г. Шуховым был построен первый стальной вертикальный цилиндрический клепаный резер- вуар.
879 г. В.Г. Шухов спроектировал и построил для фир- мы «Братья Нобель» первый в России нефтепро- вод с Балашихинского нефтепромысла (длиной 9 км, диаметром 3").
L879 г. Бакинский техник О. Ленц сконструировал фор- сунку для паровозных топок.
1879 г. Игнатием Костовичем изобретен двигатель внут- реннего сгорания.
1879 г. По указу Александра П создано «Товарищество нефтяного производства братьев Нобель», кото- рое внесло большой вклад в развитие нефтяного дела в России.
1881 г. В Баку впервые в мире осуществлена перевозка нефтепродуктов по железной дороге в цистернах.
1884 г. Бакинский техник О. Ленц впервые применил на Апшероне механизированное ударно-штанговое бурение («Бакинский способ бурения»).
1886-1890 гг. В.Г. Шухов разработал и запатентовал принципы и основную аппаратуру промышленного крекинг- процесса.
1888 г. Инженер Меписов впервые в мире применил це- ментаж скважины под давлением.
1900-1904 гг. Под руководством профессора Щукина спроек-
1905 г. тирован и построен 8" керосинопровод, впервые в мире оборудованный дизель-насосами. Инженер А.А. Богушевский за много лет до аме- риканца Перкинса применил в Баку современные методы цементирования скважин.
706
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
1906 г. В России впервые в мире изготовлена нефтяная консистентная смазка (солидол).
1908 г. В.Г. Шухов впервые в мире построил наливную металлическую баржу с переборками.
1910 г. Впервые в истории нефтяной промышленности начато освоение морских нефтяных участков - засыпка Биби-Эйбатской бухты.
1911-1912 гг. И.М. Губкин установил наличие рукавообразной нефтяной залежи в Майкопском районе, намного раньше американского геолога Лаворсена, дока- зав существование стратиграфических залежей.
1914 г. Впервые в мире в России разработан метод до- бычи нефти путем закачки сжатого газа (по замкнутому циклу).
1922 г. М.А. Капелюшников предложил новый метод бурения - забойным двигателем - и сконструи- ровал турбобур.
1924 г. В Сураханах (Баку) впервые в мире был приме- нен для бурения турбобур М. А. Капелюшникова.
1925 г. Впервые в мире было начато морское бурение на нефть в Каспийском море.
1927 г. Инженер А.М. Шахназаров изобрел первый в мире аппарат для измерения кривизны скважин.
1932 г. Вышел классический труд академика И.М. Губ- кина «Учение о нефти».
1932 г. На юге Башкирской АССР получен фонтан нефти в районе деревни Ишимбаево.
1932-1940 гг. Увеличиваются объемы разведочных работ на нефть в Урало-Поволжском регионе на террито- рии Башкирии, Куйбышевской (Самарской) и Пермской областей. В результате между Вол- гой и Уралом создается новая крупная нефтяная база - второе Баку.
1932 г. А.Б. Шейнман, К.К. Дубровой, Н.А. Сорокин, М.М. Чарыгин, С.Л. Закс провели лабораторные
Приоритеты отечественной науки и техники в нефтяной отрасли 707
1934 г.
1937 г.
1939 г.
1940 г.
1947 г.
1949 г.
1953-1954 гг.
1960 г.
1965 г.
исследования по созданию движущегося очага
горения в нефтяном пласте. А.Б. Шейманом
и К.К. Дубровоем впервые введен термин «Тер-
мические способы добычи нефти».
Н.С. Тимофеевым на острове Артема в Каспий-
ском море было осуществлено кустовое бурение.
Инженеры А.П. Островский, Н.В. Александров
и др. сконструировали первый в мире электробур
на переменном токе.
На территории «второго Баку» было открыто
12 нефтяных месторождений в Куйбышевской
(Самарской), Оренбургской, Саратовской облас-
тях, Башкирской АССР.
В Баку пробурена первая в мире скважина (глу-
биной 1465 м) электробуром А.П. Островского,
Н.В. Александрова и др.
А.М. Григоряном и В.А. Брагиным впервые
в нашей стране в Башкирии осуществлено буре-
ние двух горизонтальных стволов длиной 30
и 35 м в одной скважине.
В Татарской АССР открыто крупнейшее Ромаш-
кинское нефтяное месторождение.
Э.Б. Чекалюком, А.Н. Снарским, К.А. Огановым
проведены промышленные опыты по примене-
нию пара для теплового воздействия на пласт на
промыслах Украинской ССР.
Начало освоения нефтяных и газовых месторож-
дений Западной Сибири.
Начало промышленной добычи нефти в Западной
Сибири.
Список обозначений
- коэффициент абсолютной пористости, %;
- суммарный объем пор в породе, м3;
- весь объем породы, м3;
- коэффициент насыщения, %;
- скорость линейной фильтрации, м/с;
- коэффициент проницаемости, м2;
- вязкость жидкости, Па-с;
- объемный расход жидкости через породу, м3/с;
- расстояние, м;
- площадь сечения, м2;
- давление, Па;
- удельная поверхность породы, м2/м3;
- пористость, доли единицы;
- изменение объема пор горной породы, м3;
- коэффициент объемной упругости пористой сре-
ды, 1/Па;
- забойное давление, мПа;
- пластовое давление, мПа;
- давление насыщения, мПа;
- глубина залегания пласта, м;
- удельный вес жидкости, кг/м3;
- ускорение свободного падения тела, 9,81 м/с2;
- коэффициент пористости, %;
- поверхностное натяжение, м-н/м;
- дебит жидкости, т/сут.;
- газовый фактор, м3/т;
- толщина продуктивного пласта, м;
- радиус скважины, м;
Список обозначений
709
л £ <р г л Z(t) X - статический уровень в скважине, м; - коэффициент гидравлических сопротивлений; - градиент давления; - газосодержание, м3/т; - геотермический градиент, °С-м; - коэффициент теплопроводности среды, кДж (м-г °С); - радиус теплового влияния от времени, м; - средний коэффициент температуропроводности среды, м2/ч;
<1 Z с° vn р° 1 п м - скорость перемещения фронта горения, м/ч; - удельный поток воздуха, м3/ч-м2; - концентрация топлива, кг/м3; - удельная теплоемкость раствора, Дж/(кг-К); - плотность раствора полимера, кг/м3; - эффективная температура, °C; - объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, к-кал/м3оС;
АР(0 г? - интегральный коэффициент Джоуля-Томпсона, с/Па; - повышение забойного давления во времени, мПа; - кинематическая вязкость, м2/с.
Список сокращений
АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения.
АПР - автомат подземного ремонта.
АШК - автоматизированный штанговый ключ.
БКНС - блочная кустовая насосная станция.
БГС - боковой горизонтальный ствол.
ВНК - водонефтяной контакт.
ВГВ - воздействие горячей водой.
ВВ - водное воздействие.
ВГ - внутрипластовое горение.
ВДОГ - внутрипластовый движущийся очаг горения.
ВВГ - влажное внутрипластовое горение.
ВВФ - водовоздушный фактор.
ВНК - водонефтяной контакт.
ВВО - водовоздушное отношение.
ВЗД - винтовой забойный двигатель.
ВВ - взрывчатое вещество.
ГНК - газонефтяной контакт.
Г ДИ - гидродинамические исследования.
ГЗУ - групповая замерная установка.
ГК - гамма-каротаж.
ГПП - гидропескоструйная перфорация.
ГРП - гидроразрыв пласта.
ГС - горизонтальная скважина.
ГТМ - геолого-техническое мероприятие.
ГПЗ - газоперерабатывающий завод.
ГРС - газораспределительная станция.
ГКС - головная компрессорная станция.
ГБЗ - газобензиновый завод.
Список сокращений
711
ГРП - газораспределительный пункт.
ГДМ - гидравлический динамограф.
ГД - гидрозащита.
ДНС - дожимная насосная скважина.
ДС - добывающая скважина.
ДЭГ - диэтиленгликоль.
ДГД - дебитомер геликсный дистанционный.
ЕР - естественный режим.
ЖФО - жидкофазное окисление.
ИТР - инженерно-технический работник.
ИДТВ - импульсно-дозированное тепловое воздействие.
ИДТВ(П) - импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой.
КВД - кривая восстановления давления.
КВ У - кривая восстановления уровня.
КВЧ - количество взвешенных частиц.
КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза.
КИН - коэффициент извлечения нефти.
КНО - коэффициент нефтеотдачи.
КНС - кустовая насосная станция.
КПД - коэффициент полезного действия.
КРП - контрольно-распределительный пункт.
КРБК - кабель резиновый бронированный круглый.
КРБП - кабель резиновый бронированный плоский.
ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость.
ЛБТ - легкосплавная бурильная труба.
МГН - манометр скважинный геликсный.
МШК - механизированный штанговый ключ.
НКТ - насосно-компрессорные трубы.
НГДУ - нефтегазодобывающее управление.
НС - нагнетательная скважина.
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод.
НТС - низкотемпературная сепарация.
712 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
НТА - низкотемпературная абсорбция.
Ядин - динамический уровень в скважине.
Н„ - статический уровень в скважине.
НСН - насос скважинный невставной.
ОК - обсадная колонна.
ОПЗ - обработка призабойной зоны.
ОПР - опытно-промышленные работы.
ОПУ - опытно-промышленный участок.
ОАО - открытое акционерное общество.
ОЗЦ - ожидание затвердевания цемента.
ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация.
ПАА - полиакриламид.
ПТОС - паротепловая обработка скважин.
ПНС - паронагнетательная скважина.
ПДВ - предельно допустимый выброс.
ППД - поддержание пластового давления.
ПАВ - поверхностно-активное вещество.
ПЗ - призабойная зона.
ПЗП - призабойная зона пласта.
ПСКО - поинтервальная соляно-кислотная обработка.
ПТВ - паротепловое воздействие.
ПК - перфорация кумулятивная.
ПП - пулевой перфоратор.
РД - руководящий документ.
РК - радиоактивный каротаж.
РГД - расходомер глубинный дебитомер.
РВС - резервуар вертикальный стальной.
РВСПК - резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.
РГС - резервуар горизонтальный стальной.
РДГ - расходомер дистанционный геликсный.
СВБ - сульфатовосстанавливающие бактерии.
ССБ - сульфат-спиртовая барда.
Список сокращений
713
CKO - соляно-кислотная обработка.
СТБВ - супертонкое базальтовое волокно.
СБТ - стальная бурильная труба.
СУГ - сжиженные углеводородные газы.
ТГХВ - термогазохимическое воздействие.
ТЭО - технико-экономическое обоснование.
ТПВ - термополимерное воздействие.
ТЗ - техническое задание.
ТП - технологический процесс.
ТЦВП - теплоциклическое воздействие на пласт.
УДС - увеличение диаметра скважины.
УПН - установка подготовки нефти.
УПГ - установка парогенераторная.
УПШ’ - установка предварительной подготовки газа.
УКПГ - установка комплексной подготовки газа.
УВ -углеводороды.
УБТ - утяжеленная бурильная труба.
ФЕС - фильтрационно-емкостная система.
ХПВ - холодное полимерное воздействие.
ЦВПТВ - циклическое внутрипластовое полимерно-термиче-
ское воздействие.
ЦСП - центральный сборный пункт.
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов.
ЭЦН - электроцентробежный насос.
ЯМК - ядерно-магнитный каротаж.
Международная система единиц (СИ)
№ п/п Величина Единица и ее обозначение
1. Длина Метр, м
2. Масса Килограмм, кг
3. Время Секунда, с
4. Сила электрического тока Ампер, А
5. Термодинамическая температура Кельвин, К = 1 градус Цельсия
6. Сила света Кандела, КД
7. Площадь Квадратный метр, м2
8. Объем (вместимость) Кубический метр, м3
9. Скорость Метр в секунду, м/с
10. Ускорение Метр на секунду в квадрате, м/с2
11. Градиент ускорения Секунда в минус второй степе- ни, с'2
12. Угловая скорость Радиан в секунду, рад/с
13. Угловое ускорение Радиан на секунду в квадрате, рад/с2
14. Частота периодического процесса (сокращенно - частота) Герц, Гц
15. Частота событий, импульсов, теле- графных посылок и т.п. Секунда в минус первой степе- ни, с-1
16. Волновое число Метр в минус первой степени, м"1
17. Коэффициент затухания Секунда в минус первой степе- ни, с"1
18. Коэффициент фазы распростране- ния Метр в минус первой степени, м"1
19. Плотность (средняя плотность, на- сыпная плотность) Килограмм на кубический метр, кг/м3
20. Линейная плотность Килограмм на метр, кг/м
Международная система единиц (СИ)
715
№ п/п Величина Единица и ее обозначение
21. Поверхностная плотность Килограмм на квадратный метр, кг/м2
22. Удельный объем Кубический метр на кило- грамм, м3/кг
23. Динамический момент инерции (момент инерции), маховой момент Килограмм-метр в квадрате, кг-м2
24. Момент сопротивления плоской фигуры Метр в третьей степени, м3
25. Количество движения (импульс) Килограмм-метр в секунду, кг-м/с
26. Сила, в том числе сила тяжести, грузоподъемная или подъемная си- ла, вес Ньютон, Н=кг-м/с2
27. Удельный вес, удельная сила тяже- сти Ньютон на кубический метр, Н/м3
28. Момент силы, вращающий (крутя- щий) момент, момент пары сил Ньютон-метр, Н-м
29. Изгибающий момент Ньютон-метр, Н-м
30. Давление Паскаль, Па=Н/м2=кг/(с2-м)
31. Градиент давления Паскаль на метр, Па/м
32. Энергия (потенциальная, кинетиче- ская, внутренняя), работа Джоуль, Дж=Н-м=кг-м2/с2
33. Мощность Ватт, Вт=Дж/с=кг-м2/с2
34. Поверхностное натяжение Ньютон на метр, Н/м
35. Динамическая вязкость (сокращен- но вязкость) Паскаль секунда, Па-с 1 пуаз = 0,1 Па-с 1 сантипуаз = 10”3 Па-с
36. Кинематическая вязкость Квадратный метр на секунду, м2/с
37. Проницаемость горных пород Квадратный метр, м2
38. Массовый расход, массовая подача насоса, компрессора Килограмм в секунду, кг/с
39. Объемный расход, объемная подача насоса, компрессора Кубический метр в секунду, М/С
40. Температурный коэффициент (ли- нейного расширения, объемного расширения, давления) Кельвин в минус первой степе- ни, К-1
716
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
№ п/п Величина Единица и ее обозначение
41. Температурный градиент Кельвин на метр, К/м
42. Количество теплоты, энтальпия, те- плота фазового перехода, теплота химической реакции Джоуль, Дж
43. Удельное количество теплоты, удельная теплота химической реак- ции, удельная теплота сгорания то- плива Джоуль на килограмм, Дж/кг
44. Теплоемкость системы, энтропия системы Джоуль на Кельвин, Дж/К
45. Удельная теплоемкость, удельная энтропия Джоуль на килограмм-Кельвин, Дж/(кг-К)
46. Тепловой поток (тепловая и холо- дильная мощность) Ватт, Вт
47. Плотность теплового потока: поверхностная пространственная (объемная) Ватт на квадратный метр, Вт/м2 Ватт на кубический метр, Вт/м3
48. Коэффициент теплообмена (тепло- отдачи), коэффициент теплопереда- чи Ватт на квадратный метр- Кельвин, Вт/(м2-К)
49. Теплопроводность Ватт на метр-Кельвин, Вт/(м-К)
50. Температуропроводность Квадратный метр на секунду, м2/с
51. Термическое сопротивление Квадратный метр-Кельвин на ватт, м2-К/Вт
52. Скорость химической реакции Моль в секунду на кубический метр, моль/(с-м3)
53. Поверхностная активность катали- затора Моль в секунду на квадратный метр, моль/(с-м2)
54. Удельная (массовая) абсорбция Моль на килограмм, моль/кг
55. Поверхностная абсорбция Моль на квадратный метр, моль/м2
56. Степень дисперсности Метр в минус первой степени, м"1
57. Удельная площадь поверхности Квадратный метр на кило- грамм, м2/кг
Соотношения с единицами СИ некоторых
широко применявшихся единиц
№ п/п Величина Единица и ее обозначение Значение в единицах СИ
1. Длина Ангстрем, А икс-единица, икс-ед. микрон, мк морская миля (междуна- родная миля) Ю-10 м 1,00206-10’13-м 10^-м 1852 м
2. Площадь Барн, б ар 1о^-м2 100 м2
3. Скорость Узел, уз 1852 м/час= =0,5144444 м/с
4. Ускорение (в гравиметрии) Гал, гал Миллигал, мГал 10"2-м/с2 10~5-м/с2
5- Масса Центнер, ц Килограмм-сила-секунда в квадрате на метр, кг-с-с2/м. Карат, кар. 100 кг 9,80665 кг 0,2 г
6. Удельный вес Килограмм-сила на ку- бический метр, кг-с/м3 9,80665 Н-м3
7. Давление Атмосфера, ат. Килограмм-сила на квад- ратный сантиметр, кг-с/см2 98,0665 к Па 98,0665 к Па
8. Работа, энергия Т онна-сила-метр, тс-м. 9,80665 кДж
9. Мощность Лошадиная сила, л.с. Килограмм-сила-метр в секунду, кг-с-м/с. 735,499 Вт 9,80665 мк Вт.
10. Динамическая вязкость Килограмм-сила-секунда на квадратный метр, кгс-с/м2. 9,80665 Па-с
718
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
№ п/п Величина Единица и ее обозначение Значение в единицах СИ
Килограмм на секунду- метр, кг/(с-м) Пуаз, П Сантипуаз, СП Ша-с 10-1Пас 1-мПа-с
11. Кинематическая вяз- кость Стокс, Ст Сантистокс, сСт IO-4 м2/с 10"6 м2/с
12. Поверхностное натяже- ние Килограмм-сила на метр, кгс/м 9,80665 Н/м
13. Проницаемость горных пород (пористых сред) Дарси, Д 1,01972 мкм2
14. Удельная теплоемкость Калория на грамм-градус Цельсия, кал/(г-°С) 4,1868 кДж/(кг-К)
15. Удельная энтропия Калория на грамм- Кельвин, кал/(г-К) 4,1868 кДж/(кг-К)
16. Тепловой поток Калория в секунду, кал/с Килокалория в час, ккал/ч Мегакалория в час, Мкал/ч 4,1868 Вт 1,163 Вт 1,163 кВт
17. Теплопроводность Килокалория в час на метр-градус Цельсия, ккал/(м-°С) Калория в секунду на сантиметр-градус Цель- сия, кал/(с-см-°С) 1,163 Вт/(м К) 418, 68 Вт/(м-К)
Таблицы
Таблица перевода английских мер в метрические
№ п/п Английские меры Метрические меры Для перевода в метрические умножить на
1. Акр га 0,4047
2. Баррель (42 галлона) л 159
3. ВТИ (британская тепловая еди- ница) ккал 0,252
4. Галлон американский л 3,785
5. Галлон английский л 4,55
6. Дюйм мм 2,54
7. Квадратный дюйм см2 6,452
8. Квадратный фут м2 0,0929
9. Квадратная миля га 259
10. Квадратный ярд м2 0,8361
И. л.с. (английская и американская) КВТ 0,7457
12. л.с. (европейская) КВТ 0,736
13. Миля км 1,609
14. Миля морская км 1,853
15. Фунт английский кг 0,454
16. Фут м 0,3048
17. Ярд м 0,914
Вес глубинных насосных штанг
Диаметр штанг, дюймы. Вес одного погонного метра штанг, кг
в воздухе в воде в жидкости уд. веса 0,9 в жидкости уд. веса 0,8
3/ /4 2,38 2,08 2,11 2,14
7/ /8 3,19 2,87 2,83 2,87
1 4,10 3,58 3,63 3,08
720
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Техническая характеристика стальных канатов, применяемых при
подземном и капитальном ремонте скважин.
Диаметр каната Диаметр проволоки, мм Число прядей в канате Число проволок в пряди 1 Тип свивки Максимальная длина одной бухты каната, м ! Вес 1 пог. м каната, кг Разрывное усилие, т Допускаемая нагрузка (при пятикратном запа- се прочности), т
Дюйм 2 S
1/2 12,5 0,8 6 19 правая 800 0,54 8,55 1,70
5/8 16,0 1,8 6 7 правая 1200 0,94 15,92 3,18
3/4 19,0 1,2 5 7 правая 1200 1,18 19,32 3,87
3/4 19,0 2,0 6 7 правая 1200 1,18 19,65 3,93
7,8 22,2 2,2 6 7 правая 1100 1,56 23,78 4,75
1 25,4 1,4 6 27 левая 570 2,32 37,18 7,44
Размеры и вес насосно-компрессорных труб
Условный диаметр трубы и муфты, дюймы Диаметр, мм Толщина стенки, мм Вес одного пог. м трубы, кг Вес муфты, кг
Наруж- ный Внут- ренний Глад- кой Увеличение веса трубы с высажен- ными кон- цами Глад- кой С выса- женными концами
1Х 48,3 40,3 4 4,39 0,4 0,5 0,8
2 60,3 50,3 5 6,84 0,7 1,3 1,5
2% 73 62 5,5 9,16 0,9 2,4 2,8
3 88,9 75,9 6,5 13,22 1,3 3,6 4,2
4 114,3 100,3 7 18,47 1,6 5,1 6,3
1 32 25,0 3,5 2,46 0,1 — 0,5
Таблицы
721
Размеры и вес стальных бесшовных труб
Наружный диаметр, мм Толщина стенок, мм Теоретиче- ский вес 1 пог.м, кг Наружный диаметр, мм Толщина стенок, мм Теоретиче- ский вес 1 пог. м, кг
25 2,5 1,39 152 5,0 18,13
3,0 1,63 6,0 21,6
3,5 1,86 8,0 28,41
4,0 2,07
33 4,0 2,86 219 6,0 31,52
57 3,5 4,62 8,0 41,63
4,0 5,23 10,0 51,54
5,0 6,41
63,5 3,5 5,18 245 7,0 41,09
4,0 5,87 8,0 46,76
5,0 7,21 10,0 57,95
76 3,5 6,26 273 7,0 45,92
4,0 7,10 8,0 52,28
5,0 8,75 9,0 58,60
83 3,5 6,86 10,0 64,86
4,0 7,79
5,0 9,62 325 8,0 62,54
102 4,0 9,67 9,0 70,14
5,0 11,96 10,0 77,68
6,0 14,21 377 8,0 72,80
114 4,0 10,85 9,0 81,68
5,0 13,44 10,0 90,51
6,0 15,98 426 9,0 92,55
127 5,0 15,04 10,0 102,59
6,0 17,90
8,0 23,48
Объем нефтепродукта в погонных метрах трубы
Диаметр Объем, м3 Диаметр Объем, м3
дюймы ММ дюймы мм
1 25,4 0,000506 6 152,4 0,018242
1Х 38,1 0,001140 8 203,2 0,032429
2 50,8 0,002027 10 254,0 0,050671
2}^ 63,5 0,003167 12 304,8 0,072966
3 76,2 0,004560 14 355,6 0,99315
4 101,6 0,008107 16 406,4 0,129717
5 127,0 0,012668 18 457,2 0,164174
722
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
В промысловых условиях, когда нет под рукой данной переводной табли-
цы, а требуется срочно подсчитать требуемый объем жидкости, надо диа-
метр в дюймах умножить на тот же диаметр, разделить на 2, и получим
объем жидкости в литрах в погонном метре трубы.
Например: 8”х8" = 64:2 = 32 л, а по таблице объем 1 п. м 8" трубы равен
32,4 л.
Средние значения теплотворной способности различных видов топлива
тх гч/г « / з Теплотворная Виды топлива Объемный вес, кг/м ~ Г , способность, ккал/кг
Жидкое
Нефть и мазут 950 10000
Керосин 820 10000-1050
Бензин 700 11000
Спирт 800 5700-7100
Газовое (при 700 мм рт. столба)
Светильный газ 0,52 5500
Доменный газ 1,25 900
Газ коксовых печей 0,50 4000-5000
Твердое
Дрова влажностью 20-25% 400 3300
Торф кусковой (воздушной сушки) 400 3000
Каменный уголь 850 6500
Горючий сланец 800 3500
Удельный вес некоторых главнейших породообразующих минералов
Название Химический состав Удельный вес, г/см3
Кварц SiO2 2,65
Гипс CaSO4-2H2O 2,2-2,4
Кальцит СаСОз 2,6-2,8
Доломит CaCO3MgCO3 2,85-2,95
Каолин H2Al2Si2O8H2O 2,6-2,63
Бурый железняк Fe2O3nH2O 3,4-4,0
Пирит FeS2 4,9-5,2
Таблицы 723
Пористость горных пород
Породы Средний объем пор, %
Осадочные глинистые сланцы 0,54-1,40
Пески 6,0-52,0
Плотные известняки 0,67-2,55
Нефтеносные песчаники 16-29
Нефтеносные известняки и доломиты 2,0-33,0
Доломитизированные известняки (Краснокамск) 6,0-17,0
Расчет количества глины для приготовления глинистого раствора:
v_r2(rf-n)
Yz-Ye
где X- необходимое количество глины в 1 м3 раствора, т\ /2 - удельный вес
глины; у - удельный вес глинистого раствора; ув ~ удельный вес воды.
При среднем удельном весе глины 2,6 X = 1,625(/р ~ /в)
Планета Земля
№ п/п Параметр Значение
1. Экваториальный радиус 6378,160 км
2. Полярный радиус 6356,777 км
3. Средний радиус 6371,032 км
4. Масса Земли 5,976-Ю24 кг
5. Объем Земли 1,083-1012 км3
6. Средняя плотность 5518 кг/м3
7. Средняя скорость обращения вокруг Солнца 29,765 км/с
8. Среднее расстояние от Солнца 149,6 млн. км
9. Ускорение силы тяжести на поверхности 9,806 м/с2
10. Первая космическая скорость 7,9 км/с
11. Вторая космическая скорость (параболиче- ская) 11,2 км/с
12. Общая площадь поверхности 510,2 млн. км2
13. Площадь материков и островов 149,1 млн. км2 (29,2% земной поверхности)
14. Площадь океанов 361,1 млн. км2 =78,8% земной поверхности
15. Средняя высота материков (над уровнем моря) 860 м
16. Средняя глубина океанов 3700 м
17. Масса океанов 1,45 1021 кг
Литература
1. Ф.С. Абдулин «Добыча нефти и газа». М.: Недра, 1983.
2. И.Д. Амелин, Р.С. Андриясов, Ш.К. Гиматудинов и др. «Эксплуата-
ция и технология разработки нефтяных и газовых месторождений».
М.: Недра, 1978.
3. Н.В. Бобрицкий, В.А. Юфин «Основы нефтяной и газовой промыш-
ленности». М.: Недра, 1988.
4. Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев «Тепловые методы разработки нефтя-
ных месторождений». М.: Недра, 1988.
5. А.А. Боксерман, В.Б. Либрович «Основные направления в теории
и практике внутрипластового горения при разработке нефтяных ме-
сторождений». М.: Недра, 1987.
6. К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов «Подземная гидромеха-
ника». М.: Недра, 1993.
7. Н.К. Байбаков, Н.М. Байков, К.С. Босниев и др. «Вчера, сегодня, зав-
тра нефтяной и газовой промышленности России», М.: ИГ иРГИ,
1995.
8. В.Е. Гавура «Контроль и регулирование процесса разработки нефтя-
ных и газонефтяных месторождений», М.: ДАО «ВНИИОЭНГ», 2001.
9. Ш.К. Гиматудинов «Справочная книга по добыче нефти». М.: Недра,
1980.
10. «Геология нефти и газа» / Под редакцией д.г.м.н., профессора
Э.А. Бакирова. М.: Недра, 1990.
И. Ю.П. Желтов «Разработка нефтяных месторождений». М.: Недра,
1998.
Литература
725
12. Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев «Разработка сложнопо-
строенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекто-
рах». М.: Нефть и газ, 1997.
13. Л.Х. Ибрагимов, И.Г. Мищенко, Д.К. Челоянц «Интенсификация до-
бычи нефти». М.: Наука, 2000.
14. В.И. Кудинов «Совершенствование тепловых методов разработки
месторождений высоковязких нефтей». М.: Нефть и газ, 1996.
15. В.И. Кудинов, Б.М. Сучков «Интенсификация добычи вязкой нефти
из карбонатных коллекторов». Самара: Книжное издательство,
1996.
16. В.И. Кудинов, Б.М. Сучков «Новые технологии повышения добычи
нефти». Самара: Книжное издательство, 1998.
17. В.И. Кудинов, В.С. Колбиков «Создание и промышленное разви-
тие технологий нагнетания теплоносителя на залежах нефти со
сложной геологической характеристикой» И Нефтяное хозяйство,
№ 11, 1993.
18. А.С. Госкомитета СССР по делам изобретений и открытий,
№ 1284296, «Способ обработки призабойной зоны скважины», при-
оритет от 05.03.85 г. (метод жидкофазного окисления легких углево-
дородов в пластовых условиях (Ж.Ф.О.)) (В.И. Иванов, А.М. Гусейн-
Заде, Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов, М.Б. Ким).
19. Патент СССР № 1788961 «Диспергатор асфальтеносмолопарафино-
вых образований для кислотных обработок», приоритет от 27.12.90 г.
(В.И. Кудинов, Ф.А. Каменщиков, Б.М. Сучков, З.М. Хусаинов).
20. Патент РФ № 2142559 «Устройство для доставки объекта в боковой
горизонтальный ствол многоствольной скважины», приоритет от
24.11.97 (Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов и др.).
21. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов «Основы нефтегазового дела». Уфа:
Дизайн Полиграф Сервис, 2001.
22. О.Л. Кузнецов, Э.М. Симкин, Дж. Чилингар «Физические основы
вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пла-
сты». М.: Мир, 2001.
726
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
23. В.Е. Лещенко и др. «Особенности разработки газонефтяных залежей
и влияние геологопромышленных факторов на нефтеотдачу». М.:
ВНИИОЭНГ, 1986.
24. Г.Е. Малофеев «Анализ изменения температуры жидкости при ее
движении по стволу скважины» И Сборник научных трудов ВНИИ за
50 лет (1943-1993 годы), вып. 117, Москва, 1993.
25. Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов «Геоло-
гия, разработка и эксплуатация Ромашинского нефтяного месторож-
дения». В 2-х томах. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
26. Н.А. Мальцев, В.И. Игревский, Ю.В. Вадецкий «Нефтяная промышлен-
ность России в послевоенные годы». М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
27. И.Т. Мищенко, А.Т. Кондратюк «Особенности разработки нефтяных
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». М.: Нефть и газ,
1996.
28. В.М. Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». М.:
Недра, 1973.
29. И.Т. Мищенко, «Скважинная добыча нефти». М.: Нефть и газ, 2003.
30. М.Л. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин «Физико-химические
микропроцессы в нефтегазовых пластах». М.: Недра, 1984.
31. Б.М. Сучков «Повышение производительности малодебитных сква-
жин». Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 1999.
32. Н.Г. Середа, В.М. Муравьев «Основы нефтяного и газового дела». М.:
Недра, 1980.
33. В.А. Трофимов, В.И. Корчагин «Нефтеподводящие каналы: про-
странственное положение, методы обнаружения и способы их акти-
визации». Казань: Изд-во Казанского университета, «Георесурсы»
№1, 2002.
34. «Термические методы воздействия на нефтяные пласты»: Справочное
пособие / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев и др. М.: Не-
дра, 1995.
35. В.Н. Щелкачев «Избранные труды». В 2-х томах. М.: Недра, 1990.
Литература
727
36. В.Н. Щелкачев «Основы и приложения теории неустановившейся
фильтрации». В 2-х томах. М.: Нефть и газ, 1995.
37. В.И. Шуров «Технология и техника добычи нефти». М.: Недра, 1983.
Кудинов Валентин Иванович
ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ДЕЛА
Дизайнер М. В, Ботя
Технический редактор А. В. Широбоков
Компьютерная верстка Д.П. Вакуленко
Корректор З.Ю. Соболева, 03. Логунова
Подписано в печать 16.08.04. Формат 60 х 84 V16.
Усл. печ. л. 41,85. Уч. изд. л. 40,37.
Гарнитура Times. Бумага офсетная №1.
Тираж 700 экз. Печать офсетная. Заказ № 4389.
АНО «Институт компьютерных исследований»
426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1.
Лицензия на издательскую деятельность ЛУ № 084 от 03.04.00.
http://rcd.ru E-mail: borisov@rcd.ru
Отпечатано в полном соответствии с качеством
предоставленных диапозитивов в ОАО «Дом печати-Вятка»
610033, г. Киров, ул. Московская, 122