Оператор по исследованию скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ОПЕРАТОР 

ПО ИССЛЕДОВАНИЮ СКВАЖИН

Рекомендовано в качестве учебного пособия

Редакционно-издательским советом

Томского политехнического университета

Автор-составитель С.Ф. Санду

Издательство

Томского политехнического университета

2015

УДК 622.276.05(075.8)
ББК 33.361-1я73

О-60

Оператор по исследованию скважин : учебное пособие / ав
тор-сост. С.Ф. Санду ; Томский политехнический университет. –
Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2015. –
120 с.

В пособии изложены основы разработки нефтяных и газовых место
рождений, описаны способы и технологии эксплуатации скважин, систем поддержания пластового давления, систем добычи, сбора и подготовки нефти и 
газа. 

Детально рассмотрены технологии применения методов исследования 

скважин и пластов. Дана квалификационная характеристика оператора по исследованию скважин. В заключении изложены принципы проектирования 
обустройства месторождений нефти и газа и описаны мероприятия по охране 
недр и окружающей среды.

Предназначено для студентов, обучающихся по направлению 131000 

«Нефтегазовое дело».

УДК 622.276.05(075.8)
ББК 33.361-1я73

Рецензенты

Доктор технических наук ведущий научный сотрудник 

НИИ прикладной математики и механики ТГУ

П.Н. Зятиков

Кандидат технических наук

и.о. главного инженера проектов отдела ГИПов 

ОАО «ТомскНИПИнефть»

Е.Н. Иванов

© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2015
© Санду С.Ф., 2015
© Оформление. Издательство Томского

политехнического университета, 2015

О-60

ОГЛАВЛЕНИЕ 

1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ  
ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ............................................................................... 5 
1.1. Залежи углеводородов ......................................................................... 5 
1.2. Типы и физические свойства коллекторов ........................................ 8 
1.3. Упругие свойства горных пород ....................................................... 15 
1.4. Основные свойства пластовых жидкостей и газов ......................... 16 

2. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ  НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ............................................................................. 22 
2.1. Объект и система разработки ............................................................ 22 
2.2. Технология и показатели разработки ............................................... 27 
2.3. Основные периоды разработки  нефтяных и газовых 
месторождений ................................................................................... 33 

3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ........... 38 
3.1. Фонтанная эксплуатация скважин .................................................... 38 
3.2. Газлифтная эксплуатация скважин ................................................... 41 
3.3. Области применения глубинно-насосных установок ..................... 47 
3.4. Эксплуатация скважин установками   
электроцентробежных насосов ......................................................... 48 
3.5. Эксплуатация скважин с помощью скважинных   
штанговых насосных установок ....................................................... 53 
3.6. Эксплуатация скважин с помощью установок   
струйных насосов ............................................................................... 57 
3.7. Эксплуатация скважин  с помощью установок  
электровинтовых насосов .................................................................. 60 
3.8. Эксплуатация газовых скважин ........................................................ 64 
3.9. Эксплуатация систем поддержания пластового давления ............. 69 

4. ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ ................................. 76 
4.1. Основные методы исследования скважин и пластов ..................... 76 
4.2. Определение статического и динамического уровня  
жидкости в добывающей скважине .................................................. 79 
4.3. Замер пластового и забойного давления   
глубинным манометром ..................................................................... 80 
4.4. Приборы и оборудование для исследования скважин ................... 82 
4.5. Гидродинамические методы исследования ..................................... 86 
4.6. Газодинамические методы исследования скважин ........................ 92 

4.7. Отбор глубинных проб ...................................................................... 93 
4.8. Динамометрирование СШНУ ........................................................... 95 
4.9. Квалификационная характеристика оператора   
по исследованию скважин ............................................................... 101 
4.10. Меры безопасности при исследовании  скважин ........................ 104 

5. ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ........................................ 106 
5.1. Понятие инфраструктуры ................................................................ 106 
5.2. Проектирование обустройства месторождений ............................ 107 
5.3. Технология и организация обустройства месторождения ........... 108 

6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ............................... 111 
6.1. Экологическая характеристика  нефтегазодобывающего 
производства ..................................................................................... 111 
6.2. Загрязнение недр и окружающей среды  при строительстве 
скважин .............................................................................................. 113 
6.3. Загрязнение окружающей среды   
при нефтегазовом строительстве .................................................... 113 
6.4. Загрязнение недр и окружающей среды  при разработке  
и эксплуатации месторождений ...................................................... 114 
6.5. Охрана водной среды ....................................................................... 115 
6.6. Охрана земельных ресурсов ............................................................ 116 
6.7. Контроль за загрязнением окружающей среды в зоне 
деятельности нефтегазодобывающих предприятий ..................... 117 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ....................................................................... 118 

1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ  
ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 

1.1. Залежи углеводородов 

Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т. е. структурам, находящимся 
вблизи одного и того же географического пункта. Приуроченность месторождений к определенному географическому пункту в мировой 
практике часто отражается в их названии, хотя встречаются и имена 
собственные, такие как Белый тигр (Вьетнам), Альберта (Канада), Советское (Россия, Томская обл.). 
Залежью углеводородов называют естественное локальное (единичное) скопление нефти, газа и воды в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в пористых или 
трещиноватых горных породах, заключенных в толще непроницаемых 
отложений и способных вмещать в себе и отдавать при разработке 
нефть или газ.  
Все залежи углеводородов по происхождению делятся на три основных типа: структурные, стратиграфические и литологические [1]. 
Структурные залежи приурочены к ловушкам нефти и газа, образовавшимся в результате изгиба слоев осадочных отложений (складка) или 
разрыва их сплошности (выклинивание коллектора). Подавляющее 
большинство залежей нефти и газа в природе связано с ловушками 
структурного типа. Стратиграфические залежи связаны с ловушками 
нефти и газа, образовавшимися в результате эрозии (размыва) коллектора во время перерыва в накоплении осадков и перекрытия их затем 
непроницаемыми породами. Литологические залежи обусловлены ловушками нефти и газа, образованными в результате замещения слоев 
пористых горных пород непроницаемыми породами. 
Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто – различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены 
значительными толщами непроницаемых пород или находятся только 
на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами 
скважин, иногда при этом используют различную технологию. 

Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и 
трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая 
залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат 
на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного 
экономического эффекта от его применения, то она называется 
промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну 
залежь или группу залежей, расположенных на одной территории. 
По сложности строения месторождения (залежи) бывают: 
• простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых 
характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по 
площади и разрезу; 
• сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью 
толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и 
разрезу или наличием литологических замещений или тектонических 
нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки; 
• очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. 
К категориям сложного и очень сложного строения следует также 
относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в 
тонких оторочках неоднородных пластов. 
Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов 
нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти. 
Запасы нефти и содержащихся в ней сопутствующих компонентов 
принято разделять на группы по определенным признакам [2]. К геологическим запасам относится общее количество углеводородов в залежи, прогнозируемое по имеющимся данным комплекса геологической 
разведки, геофизических исследований, изучения керна и общей оценки 
объема и неоднородности залежи. Балансовые запасы удовлетворяют 
промышленным и горнотехническим условиям эксплуатации. В них выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Запасы нефти и газа того или иного месторождения по степени их изученности и подготовленности к извлечению подразделяются на категории [2]. 
А1 – запасы этой категории наиболее детально разведаны; оценены 
на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа. Детально изучены также фильтрационно-емкостные 

свойства 
пород-коллекторов 
и 
физические 
свойства 
пластовых  
флюидов. 
В1 – запасы, которые еще требуют детализации. Геолого-физические 
свойства пластов и жидкостей изучены на площади приближенно. 
С1 и С2 – выявлены приблизительно по данным геолого-поискового 
бурения или наземной геофизической съемки. При получении притока 
нефти хотя бы в одной скважине запасам присваивается категория С1.  
По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа 
нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются:  
• на уникальные, содержащие более 300 млн т нефти или более 
500 млрд м3 газа; 
• крупные, содержащие от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 
500 млрд м3 газа; 
• средние, содержащие от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 
30 млрд м3 газа;  
• мелкие, содержащие менее 10 млн т нефти или менее 10 млрд м3 
газа. 
К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся залежи нефти: 
• в малотолщинных пластах (менее 4 м); 
• малопроницаемых пластах (менее 0,05 мкм2); 
• высоковязкой нефти (более 25 мПа·с);  
• подгазовых и водоподстилаемых пластах. 
Месторождения природных газов в зависимости от состава и 
свойств насыщающих их флюидов подразделяются [3]: 
• на газовые (насыщены легкими углеводородами парафинового 
ряда с содержанием метана до 98 %, не конденсирующимися при снижении пластового давления); 
• газоконденсатные (насыщены углеводородами парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления); 
• газонефтяные (имеют газовую шапку и нефтяную оторочку); 
• газогидратные (содержат в продуктивных пластах газ в твердом 
гидратном состоянии). 

1.2. Типы и физические свойства коллекторов 

Процессы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений тесно связаны с закономерностями фильтрации углеводородов и воды в горных породах, слагающих продуктивные пласты. Поэтому свойства горных пород и пластовых жидкостей предопределяют рациональную технологию разработки залежей нефти и газа и экономические показатели их извлечения из недр [1]. 
Коллекторами нефти и газа называются такие горные породы, 
которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов: гранулярным, трещиноватым и 
смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. В чисто трещиноватых коллекторах поровое пространство слагается системой трещин. При этом участки коллектора, залегающие между трещинами, представляют собой плотные, 
малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике чаще встречаются коллекторы смешанного типа. При изучении процессов фильтрации 
жидкостей и газов в таких коллекторах принято их поровое пространство 
рассматривать как непрерывную сплошную среду, состоящую из двух 
сред – трещиноватой и межзерновой, вложенных одна в другую.  
Породы-коллекторы характеризуются такими физическими, фильтрационными и коллекторскими свойствами, как гранулометрический 
(механический) состав, пористость, проницаемость, нефте-, газо- 
водонасыщенность, механические свойства (упругость, сжимаемость, 
пьезопроводность и др.) [4]. 
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют 
количественное (массовое) содержание в породе частиц различной 
крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды (проницаемость, пористость, капиллярные свойства 
и др.). Кроме того, в связи с тем, что размеры частиц песков обусловливают их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте 
после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти. Размер частиц 
горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 0,01–1,00 мм. Наряду с обычными зернистыми ми

нералами в породе также содержатся глинистые и коллоиднодисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм. В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное 
значение. 
Основные коллекторские свойства горных пород, определяющие 
их способность вмещать и пропускать через себя жидкости и газы при 
перепаде давления, называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) 
Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), способных вмещать воду, нефть и газ, находящиеся в недрах 
Земли. Различают общую (абсолютную), открытую, статически полезную и динамическую пористость. 
Общая пористость характеризуется разностью между объемом 
образца и объемом составляющих его зерен. Коэффициентом абсолютной (общей) пористости называется отношение суммарного объема пор 
в образце (в том числе и изолированных) к видимому его объему. Измеряется в долях или процентах объема породы соответственно: 

 
пор
пор

обр
обр
;
100 %.
V
V
m
m
V
V
=
=
⋅
  
(1.1) 

Открытая пористость (пористость насыщения) характеризуется 
объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластовых условиях. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца. Измеряется в долях или процентах объема породы: 

 

оп
о
обр
.
V
m
V
=
 
(1.2) 

Статически полезная пористость учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды Vсв в порах. Коэффициент полезной пористости (статическая полезная емкость коллектора): 

 

оп
св
ст
обр
.
V
V
m
V
−
=
 
(1.3) 

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три 
группы: 
• субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы; 
• капиллярные – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм; 

• сверхкапиллярные – размер пор > 0,5 мм. 
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.  
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит. 
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для 
жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы). 
При существующих в естественных условиях перепадах давлений 
не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении. Та или иная 
часть жидкости (молекулярно и капиллярно удерживаемая) не движется 
в порах (рис. 1.1). 

 
Рис. 1.1. Иллюстративная модель порового пространства коллектора: 
1 – изолированные поры; 2 – тупиковые поры; 3 – открытые поры 

Под коэффициентом динамической пористости понимается отношение объема движущейся жидкости в пустотах образца породы к объему 
образца:  

 

д
д
обр
.
V
m
V
=
 
(1.4)  

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение 
m > mo > mст > mд.  

Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 0,15–0,25. 
Промышленную ценность нефтяного месторождения можно определить по проницаемости его пород, т. е. способности проникновения 
жидкости или газов через породу. Движение жидкостей или газов через 
пористую среду называется фильтрацией. Проницаемость коллектора – 
фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду. В процессе 
разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные 
виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей: 
совместное движение нефти, воды и газа; совместное движение нефти и 
газа; совместное движение нефти и воды; движение только нефти или 
газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава в 
ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой 
(эффективной) и относительной проницаемостей.  
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы 
(газа или однородной жидкости), химически инертной по отношению к 
породе. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства 
породы, она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и 
перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой.  
Фазовой (эффективной) называется проницаемость породы, определенная для какой-либо одной фазы при наличии или движении в порах многофазных систем. 
Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной (рис. 1.2).  
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси [5]:  

 
Q
p
k
v
F
l
µ
Δ
=
=
Δ
,  
(1.5) 

где v – скорость линейной фильтрации; Q – объемный расход жидкости 
в единицу времени; µ – динамическая вязкость жидкости; F – площадь 
фильтрации;  Δp/Δl – градиент давления, т. е. перепад давления Δp на 
длине пористой среды Δl. 

а 
б 

 
в 
г 

Рис. 1.2. Относительная проницаемость  
для нефти в образце коллектора:  
а – газ не выделяется, 100%-й поток нефти 100 см3/с; б – низкая сепарация газа,  
100%-й поток нефти 75 см3/с, относительная проницаемость для нефти 0,75;  
в – выделение газа 60 см3/с, поток нефти 20 см3/с, относительная проницаемость 
для нефти 0,2; г – высокое выделение газа, 100%-й газовый поток, относительная 
проницаемость для нефти О 

Закон Дарси: скорость фильтрации прямо пропорциональна 
градиенту давления в пористой среде и обратно пропорциональна 
динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости. В этом 
законе 
способность 
породы 
пропускать 
жидкости 
и 
газы 
характеризуется коэффициентом пропорциональности k. 
В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в [м2]; 
в системе СГС – в [см2]; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) – 
в [Д] (дарси): 
1 Д = 1,02·10–8 см2 = 1,02⋅10–12 м2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2. 
За единицу проницаемости в 1 м2 (СИ) принимается проницаемость 
такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с. Пористая среда имеет проницаемость 
1 дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз 
(сантипуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца 
площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм. расход жидкости на 1 см 
длины породы составляет 1 см3/с.