Нефтегазовое дело. Полный курс. В двух томах. Том 2


В. В. ТЕТЕЛЬМИН






                НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС




Учебник
В двух томах 2-е издание

Том II







Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2021

УДК 622.323/.324
ББК33.36

Т37

Рецензенты:





профессор Ижевского государственного технического университета имени М. Калашникова, доктор технических наук Кузнецов Николай Павлович; профессор Московского государственного открытого университета имени В. Черномырдина, доктор технических наук Захаров Юрий Никитович; профессор Российского государственного геологоразведочного университета имени С. Орджоникидзе, доктор технических наук Михайлов Юрий Васильевич





     Тетельмин, В. В.
Т37      Нефтегазовое дело. Полный курс : учебник. В двух томах. Том 2 / В. В. Те      тельмин. - 2-е изд. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021. - 400 с.: ил., табл.

           ISBN 978-5-9729-0552-2
           ISBN 978-5-9729-0557-7 (Т. 2)


      Приведено систематическое описание процессов и агрегатов, используемых в нефтегазовой отрасли. Освещены вопросы общей и нефтепромысловой геологии, последовательно изложены основные стадии производства буровых работ, испытания и обустройства нефтяных и газовых скважин. Рассмотрены физика нефтяного пласта, порядок исследования скважин, реологические и технологические аспекты разработки месторождений. Показаны способы эксплуатации добывающих скважин, системы промыслового сбора и подготовки углеводородов к транспортировке, объекты нефте-и газохранилищ, основы технологических расчетов и особенности эксплуатации основных сооружений и оборудования магистральных нефте- и газопроводов. Дано описание способов переработки нефти и газа.
      Для студентов и преподавателей нефтегазовых и геологических факультетов, специалистов-технологов и инженеров - разработчиков оборудования.


                                                          УДК 622.323/.324
                                                          ББК33.36

ISBN 978-5-9729-0552-2

© Тетельмин В.В., 2021

ISBN 978-5-9729-0557-7 (Т. 2) © Издательство «Инфра-Инженерия», 2021
© Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021

        ОГЛАВЛЕНИЕ



ГЛАВА 9. Разработка месторождений углеводородов......................9
   9.1. Режимы работы залежей углеводородов..........................9
   9.2. Эксплуатационные объекты и системы их разработки............13
   9.3. Гидродинамические методы исследования скважин...............15
       9.3.1. Цели исследования скважин и пластов...................15
       9.3.2. Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации ....................16
       9.3.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации................................................18
   9.4. Особенностиразработки нефтяных месторождений................19
   9.5. Особенности упругого режима работы пласта...................23
   9.6. Добыча тяжелой нефти и битумов..............................26
   9.7. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.................................................28
   9.8. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты.........31
   9.9. Нормы отбора углеводородов из скважин и пластов.............37
   9.10. Реологические аспекты разработки месторождений нефти.......38
       9.10.1. Режим установившейся фильтрации нефти в пласте.......38
       9.10.2. Приток вязкой нефти к галерее в упругом режиме фильтрации.................................................41
       9.10.3. Приток вязкой нефти к скважине в упругом режиме фильтрации.................................................43
       9.10.4. Приток вязкопластичной нефти к скважине в жестком и упругом режимах фильтрации...............................46
       9.10.5. Образование застойных зон в пласте при добыче нефти..48
       9.10.6. Увеличение нефтеотдачи за счет улучшения реологических свойств пластовых флюидов..................................50
   9.11. Особенности разработки месторождений сланцевых углеводородов.................................................53
       9.11.1. Технология гидравлического разрыва пород.............53
       9.11.2. Особенности разработки месторождений сланцевой нефти.60
       9.11.3. Особенности разработки месторождений сланцевого газа.66

3

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

ГЛАВА 10. Эксплуатация добывающих скважин, системы сбора и промысловой подготовки углеводородов.......................71
   10.1. Подготовка скважины к эксплуатации ....................71
   10.2. Эксплуатация нефтедобывающих скважин...................73
       10.2.1. Движение газожидкостной смеси в скважине.........73
       10.2.2. Фонтанный и газлифтный способы эксплуатации скважин.76
       10.2.3. Газлифтный способ эксплуатации скважин...........80
       10.2.4. Насосный способ эксплуатации скважин.............82
       10.2.5. Оборудование ствола добывающих скважин...........87
       10.2.6. Оборудование устья добывающих скважин............89
   10.3. Особенности конструкции газовых скважин и добычи природного газа.....................................93
   10.4. Средства измерения количествадобываемой и перекачиваемой жидкости....................................96
   10.5. Системы промыслового сборауглеводородов................99
       10.5.1. Промысловый сбор скважинной продукции............99
       10.5.2. Системы промыслового сбора природного газа......103
   10.6. Системы промысловой подготовки углеводородов..........104
       10.6.1. Промысловая подготовка нефти....................104
       10.6.2. Установка комплексной подготовки нефти..........107
       10.6.3. Промысловая подготовка газа.....................108

ГЛАВА 11. Переработка и хранение углеводородов.................111
   11.1. Переработка нефти.....................................111
       11.1.1. Продукты переработки нефти......................111
       11.1.2. Первичная переработка нефти.....................113
       11.1.3. Вторичная переработка нефти.....................117
       11.1.4. Очистканефтепродуктов...........................122
       11.1.5. Типы нефтеперерабатывающих заводов..............123
   11.2. Переработка газов и газофракционирующие установки.....126
   11.3. Производство нефтехимического сырья...................130
   11.4. Хранение нефти и нефтепродуктов.......................137
       11.4.1. Классификация нефтебаз..........................137
       11.4.2. Объекты нефтебаз и их размещение................138
       11.4.3. Резервуары и их оборудование....................140

4

ОГЛАВЛЕНИЕ

       11.4.4. Потери нефти и нефтепродуктов из резервуаров......143
   11.5. Хранение и распределение газа...........................145
   11.6. Автозаправочные и газонаполнительные станции............148

ГЛАВА 12. Основные сооружения магистральных трубопроводов, оборудование и системы перекачивающих станций.................................152
   12.1. Состав сооружений магистральных трубопроводов ..........152
       12.1.1. Магистральные нефтепроводы........................152
       12.1.2. Магистральные газопроводы...........................155
   12.2. Проектирование и конструктивные решения магистральных трубопроводов.................................................157
       12.2.1. Порядок проектирования магистральных трубопроводов..157
       12.2.2. Конструктивные решения магистральных трубопроводов..164
   12.3. Трубы и арматура для магистральных трубопроводов........163
   12.4. Сварка, изоляция и профилирование трубопроводов.........168
   12.5. Классификация, состав и компоновка перекачивающих станций.173
   12.6. Центробежные насосы и нагнетатели газа .................177
       12.6.1. Принцип действия центробежных нагнетателей........177
       12.6.2. Гидравлические характеристики центробежных насосов и способы их изменения...................................179
       12.6.3. Конструкции основных магистральных и подпорных насосов......................................182
       12.6.4. Схемы соединения магистральных и подпорных насосов. Рабочая точка системы....................................187
       12.6.5. Приведенные характеристики центробежных нагнетателей газа........................................188
   12.7. Приводы центробежных нагнетателей.......................192
   12.8. Технологические схемы перекачивающих станций............195
       12.8.1. Нефтеперекачивающие станции.......................195
       12.8.2. Компрессорные станции.............................199
   12.9. Камеры приема и пуска поточных средств..................203
   12.10. Вспомогательные системы насосного цеха.................204
   12.11. Силовые расчеты трубопроводов..........................206
       12.11.1. Нагрузки, воздействия и напряжения в трубопроводах.206
       12.11.2. Расчет толщины стенок труб.......................209

5

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

       12.11.3. Устойчивость подземных трубопроводов..............211
       12.11.4. Балочные трубопроводы ............................215
       12.11.5. Элементы механики хрупкого разрушения труб........218
       12.11.6. Неразрушающий контроль трубопроводов и механика разрушения.....................................224
   12.12. Стресс-коррозия и условия ее развития...................228
   12.13. Усталостное распространение трещин......................230

ГЛАВА 13. Основы гидродинамического и технологического расчёта магистральных трубопроводов ........................235
   13.1. Гидродинамические основы расчета.........................235
       13.1.1. Основные характеристики потока реальной жидкости...235
       13.1.2. Режимы течения потока жидкости.....................237
       13.1.3. Сдвиговое течение вязкопластичной жидкости в трубе.241
       13.1.4. Потери напора на трение и местные .................243
       13.1.5. Коэффициент гидравлического сопротивления при течении вязкой нефти...................................244
       13.1.6. Коэффициент гидравлического сопротивления при течении «неньютоновской нефти»........................245
       13.1.7. Введение в поток нефти антитурбулентных присадок...246
       13.1.8. Гидравлический удар в нефтепроводах................249
   13.2. Истечение нефти через отверстие..........................252
   13.3. Основы технологического расчета нефтепроводов............258
       13.3.1. Уравнение баланса напоров для участка нефтепровода.258
       13.3.2. Последовательное и параллельное соединение трубопроводов..............................................260
       13.3.3. Самотечные участки нефтепровода....................261
       13.3.4. Нефтепроводы с промежуточными перекачивающими станциями и их расстановка по трассе......264
       13.3.5. Укрупненный расчет вариантов нефтепровода..........267
   13.4. Транспорт природного газа................................269
       13.4.1. Подготовка газа к транспортированию................269
       13.4.2. Коэффициент сопротивления трения для потока газа в трубе...................................................271
       13.4.3. Расчёт изотермического течения газа в трубопроводе.272

6

ОГЛАВЛЕНИЕ

       13.4.4. Изменение температуры газа по длине газопровода....274
       13.4.5. Расчет газопровода в стационарном режиме работы....275
       13.4.6. Способы интенсификации перекачки газа...........277

ГЛАВА 14. Специальные способы перекачки нефти и нефтепродуктов...............................................281
   14.1. Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов.....281
   14.2. «Горячая» перекачка нефти ............................284
       14.2.1. Особенности технологии горячей перекачки нефти..284
       14.2.2. Теплообмен и коэффициент теплопередачи при стационарном режиме горячей перекачки................................286
       14.2.3. Распределение температуры вдоль потокатранспортируемой нефти. Формула Шухова...................................289
       14.2.4. Смена режимов течения и потери напора в «горячем» нефтепроводе ...............................291
   14.3. Перекачка водонефтяной эмульсии.......................293
   14.4. Применение депрессантов при перекачке нефти...........295
   14.5. Перекачка газонасыщенной нефти........................298
   14.6. Мазут как транспортируемая среда......................300

ГЛАВА 15. Особенности эксплуатации магистральных трубопроводов.....................................................303
   15.1. Неразрушающий контроль и диагностика трубопроводов.......303
   15.2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов..309
   15.3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей .. 314
   15.4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций.......................................317
   15.5. Структура диспетчерской службы...........................321
   15.6. Пуск, остановка и ведение технологического процесса перекачки .... 324

ГЛАВА 16. Экологические аспекты нефтегазового комплекса...........................................328
   16.1. Экологические риски и безопасность нефтегазовых объектов.328
   16.2. Техногенное воздействие добычи и использования углеводородов на окружающую среду..........................................331
       16.2.1. Воздействие на водную среду........................331

7

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

       16.2.2. Воздействие на атмосферу........................336
       16.2.3. Воздействие на почву ...........................339
       16.2.4. Воздействие на недра............................343
       16.2.5. Воздействие на здоровье населения...............349
16.3. Последствия сжигания попутного нефтяного газа на окружающую среду.........................................351
   16.4. Случаи крупных аварий при обращении с углеводородами .359
   16.5. Средства борьбы с нефтяными загрязнениями..............364
       16.5.1. Методы и техника утилизации отходов бурения......364
       16.5.2. Физико-химические средства борьбы с нефтяными загрязнениями на море.......................367
       16.5.3. Сорбционная технология борьбы с нефтяными загрязнениями...............................369
   16.6. Геоэкологическая экспертиза объектов недропользования.372

ГЛОССАРИЙ .....................................................375

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ..............................................392

8

        ГЛАВА 9 РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ



    9.1.    Режимы работы залежей углеводородов

     Задачей технологии добычи нефти как прикладной науки является получение максимальной нефтеотдачи пласта при минимальных затратах. Для решения этой задачи необходимо с возможно большей точностью установить следующие параметры: геометрию и физические размеры залежи; начальное содержание флюидов; пористость и проницаемость пород коллектора; состав нефти; пластовое давление и температуру; давление насыщения нефти газом; характеристику подстилающих водоносных горизонтов.
     Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Первый - это движение нефти и газа в пределах пласта к скважинам под действием разности давлений в пласте и на забое скважины. Этот этап называется разработкой месторождения. Второй этап - движение нефти и газа к дневной поверхности от забоя скважины до устья. Этот этап называется эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе третьего этапа нефть, попутный газ и вода отделяются друг от друга, после чего пластовая вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, сероводород, углекислый газ и механические примеси.
     Тип залежей зависит от пластового давления, температуры и компонентного состава углеводородов, который постоянно меняется в процессе разработки, что может привести к перераспределению фаз и даже к изменению типа залежей. Существует следующая классификация залежей:
     -  газовые (Г) - состоят в основном из метана;
     -  нефтяные (Н) - нефть с содержанием растворенного газа менее 200 м³/м³;
     -  нефтегазовые (НГ) - газовые с нефтяной оторочкой, запасы свободного газа превышают запасы нефти;
     -  газонефтяные (ГН) - нефтяные с газовой шапкой, запасы нефти превышают запасы газа;
     -  газоконденсатные (ГК) - в зависимости от содержания конденсата С5+ подразделяются на низкоконденсатные - 20 г/м³; среднеконденсатные - от 20 до 100 г/м³; высококонденсатные - более 100 г/м³;


9

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

     -  нефтегазоконденсатные (НГК) - запасы свободного газа и конденсата превышают запасы нефти;
     -  газоконденсатонефтяные (ГКН) - нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой.
     Разработка месторождений - это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважины. В этот комплекс входит порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.
     С учетом перечисленных параметров составляется предварительная программа разработки залежей, которая включает в себя количество скважин и их размещение; способ вскрытия нефтяного пласта; установление величины отбора нефти и газа для каждой скважины и залежи в целом. Необходимость закачки воды или газа в пласт с целью поддержания давления выявляется, исходя из данных промысловых наблюдений.
     Существуют следующие виды энергии, за счет которых осуществляется добыча нефти и подъем ее на поверхность:
     -  потенциальная гидростатическая энергия;
     -  потенциальная энергия сжатого газа;
     -  потенциальная упругая энергия жидкостей и горных пород;
     -  энергия, привнесенная в скважину извне.
     Первые три вида энергии являются природными и используются, когда их величина достаточна для разработки залежей. В этом случае залежь разрабатывается без поддержания пластового давления (ППД).
     В случае, когда собственной энергии пласта недостаточно, осуществляется закачка технологической жидкости, которая пополняет потенциальную энергию пласта. При закачке высокосжимаемых сред (природного газа, диоксида углерода, воздуха) увеличивается как гидростатическая энергия, так и энергия расширяющегося газа.
     Четвертый вид энергии является искусственным. В разрезе многих добывающих скважин существуют высоконапорные пласты. Энергия этих пластов-доноров с помощью специальных технических средств может быть направлена на добычу нефти из продуктивного горизонта. В этом случае привнесенная энергия является природной.
     Контакты вода - нефть и газ - нефть в залежах не бывают представленными строго геометрической плоскостью вследствие проявления капиллярных эффектов и изменчивости проницаемости пласта.
     Отобранные из продуктивного пласта нефть и газ должны быть замещены соответствующими объемами какой-либо жидкости в результате:

10

ГЛАВА 9
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

     -  расширения остаточной нефти или воды внутри нефтяного пласта;
     -  образования фазы свободного газа;
     -  расширения существующей фазы свободного газа;
     -  внедрения воды в нефтяную зону извне.
     Энергия растворенного в нефти газа проявляется в том, что в области пониженного давления газ освобождается из раствора. Вследствие расширения объема газовой фазы происходит выталкивание равноценного объема нефти в сторону скважин.

     Большая часть месторождений ограничена водоносными пластами и представляет с ними единую гидродинамическую систему (рис. 9.1). Если нефтеносный пласт имеет крутое падение, то плоскость контакта нефти с водой имеет ограниченные размеры. В пологих пластах плоскость контакта вода -нефть может быть значительной по размерам. Если нефть испытывает напор со стороны подстилающих подвижных вод, то в процессе разработки залежи вода затапливает нефтяной пласт, замещая отбор нефти. Если вся добыча нефти получается за счет напора подошвенной пластовой воды, то давление в процессе разработки пласта остается однородным.

Рис. 9.1. Варианты вытеснения нефти из пласта: а — коллектор с водонапорным режимом; б — коллектор с газонапорным режимом

     В случаях, когда основой механизма нефтеотдачи является водонапорный режим, давление пласта становится чувствительным к изменению темпа отбора нефти. При возрастающем темпе отбора нефти механизм вытеснения нефти водой из пласта, в конечном счете, перестает действовать.
     При затоплении части нефтяного горизонта может появиться закономерный приток воды в эксплуатационные скважины. Появление воды в скважинах может явиться результатом высоких скоростей отбора и образования конуса подошвенной пластовой воды.
     В какой степени вода при своем поступлении в нефтяной пласт замещает отбираемый объем нефти и газа и задерживает падение пластового давления, 
11

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

зависит от темпов отбора нефти и газа. Эти темпы определяют какой из двух основных механизмов нефтеотдачи будет доминирующим: вытеснение водой или газом газовой шапки. Один и тот же пласт может отдавать нефть либо за счет расходования газа, либо за счет внедрения воды, либо за счет совместного действия этих механизмов.
     Источником необходимой энергии может явиться напор краевых или подошвенных вод (рис. 9.1, а). Запасы этой энергии постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Отличительной особенностью водонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно сокращается. Когда краевые воды достигают забоя, эксплуатация скважины прекращается. При водонапорном режиме работы обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта - до 0,8.
     Во всех месторождениях пластовые нефти содержат растворенный газ. Во многих пластах содержится больше газа, чем его может раствориться в нефти при начальном пластовом давлении. Тогда избыток газа залегает поверх нефтенасыщенного горизонта в газовой шапке.
     Иногда нефть может быть насыщена газом без образования газовой шапки. В некоторых случаях давление насыщения может быть достаточно низким (например, 1,0 МПа) при большом начальном пластовом давлении. В таких условиях разработки залежи энергия растворенного газа не проявляется до тех пор, пока пластовое давление не упадет до точки насыщения.
     Пластовое давление в месторождениях с газовым режимом по мере отбора жидкости непрерывно снижается. Истощение никогда не бывает однородным по всему продуктивному пласту - обычно конечное нефтенасыщение меньше в проницаемых пластах. В последнее время получило распространение обратное нагнетание газа в пласт.
     Источником вытеснения нефти на поверхность может являться давление газа, сжатого в газовой шапке (рис. 9.1, б). В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти сопровождается гравитационными эффектами. Выделяющийся из нефти газ мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа в забой нефтяной скважины, после чего эксплуатация прекращается. Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме составляет 0,4-0,6.
     В режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление растворенного в нефти газа. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное состояние. Пузырьки газа, расширяясь, выталкивают нефть к забою скважины. Коэффициент нефтеотдачи в этом режиме самый низкий - 0,15-0,3.

12

ГЛАВА 9
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

     Кроме названных режимов источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых под действием горного давления. Если пласт изолирован от водоносных пластов сбросами, то процесс нефтеотдачи может происходить или за счет энергии растворенного газа, или энергии расширяющейся газовой шапки.
     Общая площадь окаймляющей водяной части пластов может намного (в 10-100 раз) превышать площадь нефтяной залежи. В таких случаях объем упругого расширения воды может превышать первоначальный объем пластовой нефти.
     Энергия упругого расширения воды в примыкающих пластах передается в нефтяной пласт и вытесняет соответствующий объем нефти. Упругое расширение нефти и воды может являться главным движущим фактором притока в скважину только на раннем этапе разработки месторождений. Сжимаемость пласта, нефти и воды может обеспечить извлечение нефти до 5 % от ее начального объема в залежи.
     Фильтрационный поток может смещать конфигурацию залежи. При малых скоростях деформируется только водонефтяной контакт. При скорости фильтрации воды более 2 м/год газовая и нефтяная залежи становятся обособленными за счет смещения потоком пластовой воды.
     Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению препятствует много факторов: силы трения; силы инерции, силы адгезии и поверхностного натяжения. Основная доля пластовой энергии расходуется именно на преодоление именно этих сил, возникающих при течении флюидов. В поровом пространстве скорость частиц жидкостей и газов, проходящих через сужения и расширения поровых каналов, многократно увеличивается и уменьшается, что является причиной возникновения сил инерции. Определенная часть пластовой энергии расходуется на поддержание движения флюидов в стволе скважины и по внутрипромысловым коммуникациям в период фонтанной эксплуатации скважин.



    9.2.   Эксплуатационные объекты и системы их разработки

    В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Элементарным объектом разработки может являться изолированный сверху и снизу отдельный пласт или несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах площади месторождения. Эксплуатационный объект - это один или несколько элементарных объектов, которые разрабаты

13

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

ваются самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.
     При выделении эксплуатационных объектов учитываются следующие факторы: мощность продуктивного разреза и число и глубина залегания продуктивных пластов в разрезе; коллекторские свойства пластов и режимы залежей; свойства нефти в пластовых условиях и положение водонефтяных контактов по пластам. Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи.
     Нецелесообразно объединять в один объект два продуктивных горизонта, когда, например, одна из залежей нефтяная, а другая нефтегазовая. Не рекомендуется объединять в один объект разработки пласты, которые отличаются по проницаемости в несколько раз или нефть которых различается по вязкости в несколько раз. Также не разрабатывают совместно пласты с существенно отличающимися пластовыми давлениями.
     В зависимости от порядка ввода объектов многопластовых нефтяных месторождений в разработку выделяют две группы систем разработки: системы одновременной разработки и системы последовательной разработки объектов. В первом случае два или более пластов разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Во втором случае разработку начинают с нижнего опорного объекта, а затем переходят к эксплуатации вышележащих продуктивных объектов.
     Проектирование рациональной системы разработки должно обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи. Составление технологической схемы разработки базируется на следующих геолого-промысловых материалах, полученных в результате геолого-разведочных работ и опытной эксплуатации:
     -  литолого-стратиграфические разрезы и детальные структурные карты по кровле и подошве пласта с показом тектонических нарушений;
     -  преобладающий вид пластовой энергии (значение естественного режима залежей нефти), положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности вода - нефть (ВНК) и нефть - газ (ГНК);
     -  свойства нефти, воды и газа в пластовых и поверхностных условиях, в частности, значение давления насыщения нефти газом;
     -  коллекторские свойства пласта, изученные по пластовому керну, а также с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических исследований;
     -  начальное пластовое давление, коэффициенты продуктивности и пьзо-проводности.

14

ГЛАВА 9
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

     Разработка залежей может осуществляться по одной из следующих систем: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке.
     Разработки с размещением скважин по равномерной сетке могут различаться по форме сетки (квадратные или треугольные), по плотности сетки (12-60)-10⁴ м²/скв, по темпу и порядку ввода скважин в работу. Эту систему разработки целесообразо использовать при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, гравитационный режим), когда пластовая энергия равномерно распределена по площади. В настоящее время применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее их избирательное уплотнение с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением и увеличения конечной нефтеотдачи.
     В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки с использованием естественной пластовой энергии; системы с поддержанием пластового давления (ППД), когда баланс пластовой энергии регулируют путем искусственного ее пополнения.



    9.3.   Гидродинамические методы исследования скважин

     9.3.1. Цели исследования скважин и пластов
     Исследование скважин и пластов проводятся с целью получения объективной информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов к скважине, о процессах, происходящих в пласте при его разработке. Такая информация необходима для подсчета запасов нефти и газа, для обоснования и осуществления рациональных способов разработки месторождения и выбора оборудования для подъема жидкости из скважины.
     Для оценки извлекаемых запасов залежи проводятся исследования по определению коэффициента нефтеотдачи пласта. Кроме геологических и извлекаемых запасов важно знать товарные качества нефти и газа, мощность и проницаемость пласта. В процессе выработки запасов нефти скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовый фактор изменяется - все это требует непрерывного обновления информации о скважинах и пласте.
     После принятия решения о вводе залежи в промышленную эксплуатацию составляется технологическая схема или проект разработки залежи. Для составления проекта необходим комплекс данных об изменении гидродинамических характеристик пласта по площади залежи и в ее законтурной области, о продуктивности пласта в целом и отдельных его частей, об эффективности применяемых способов вскрытия пласта и др.

15

Тетельмин В. В. НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО. ПОЛНЫЙ КУРС

     В процессе эксплуатации скважин уточняют технологическую эффективность отдельных элементов принятой системы разработки (система поддержания пластового давления, схема расположения скважин, способ вскрытия пластов и др.), а также определяют эффективность мероприятий по повышению и восстановлению производительности добывающих скважин.
     При исследовании газовых скважин определяют количество сырого конденсата, выделяющегося в процессе сепарации газа при различных давлениях и температурах, количестве твердых примесей и жидкой фазы, выделяющейся на забое и в стволе скважины в результате изменения термобарических условий.
     С помощью лабораторных и промыслово-геофизических методов изучают свойства пластов только в прискважинной зоне. Получаемая с их помощью информация не отражает свойства пласта в целом. Гидродинамические методы основаны на прямых измерениях дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации флюидов в пласте. Эти методы определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном удалении от стенок скважины. В основу этих методов положены зависимости, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов. Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле или установленных на устье скважины.

     9.3.2. Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации
     Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления рз при нескольких обеспеченных установившихся режимах работы. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Время выхода скважины на стабильный режим работы зависит от фильтрационной характеристики пласта и составляет от нескольких часов до пяти суток. О достижении установившегося режима судят по постоянству дебита и забойного давления. По завершении исследований скважину останавливают для исследования в неустановившемся режиме и измерения пластового давления рт.
     По результатам исследования в установившемся режиме строят график зависимости дебита скважины от депрессии Ар = (рт - р₃), который называют индикаторной диаграммой. На рис. 9.2 приведены некоторые формы индикаторных диаграмм.

16