- •Предисловие
- •1. Роль нефти и газа в жизни человека
- •1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики
- •2. Краткая история применения нефти и газа
- •3. Нефть и газ на карте мира
- •3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи
- •3.3. Месторождения-гиганты
- •4. Нефтяная и газовая
- •промышленность России
- •5. Основы нефтегазопромысловой геологии
- •5.4. Состав нефти и газа
- •5.5. Происхождение нефти
- •5.6. Происхождение газа
- •6. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6.1. Краткая история развития бурения
- •6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент
- •6.5. Цикл строительства скважины
- •б.б. Промывка скважин
- •6.7. Осложнения, возникающие при бурении
- •6.8. Наклонно направленные скважины
- •6.9. Сверхглубокие скважины
- •6.10. Бурение скважин на море
- •7. Добыча нефти и газа
- •7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •7.2. Физика продуктивного пласта
- •7.3. Этапы добычи нефти и газа
- •7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.8. Установка комплексной подготовки нефти
- •7.9. Системы промыслового сбора природного газа
- •7.10. Промысловая подготовка газа
- •7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
- •7.14. Проектирование разработки месторождений
- •8.2. Продукты переработки нефти
- •8.3. Основные этапы нефтепереработки
- •8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов
- •8.5. Современное состояние нефтепереработки
- •9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
- •9.3. Отбензинивание газов
- •9.4. Газофракционирующие установки
- •Ю. Химическая переработка углеводородного сырья
- •10.1. Краткие сведения
- •10.2. Основные продукты нефтехимии
- •11. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
- •11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.3. Область применения
- •различных видов транспорта
- •12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России
- •12.3. Классификация нефтепроводов
- •12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов
- •12.8. Насосно-силовое оборудование
- •12.9. Резервуары и резервуарные парки
- •12.10. Оборудование резервуаров
- •12.11. Системы перекачки
- •12.12. Перекачка высоковязких
- •13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России
- •13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов
- •13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- •14. Хранение и распределение нефтепродуктов
- •14.1. Краткая история развития нефтебаз
- •14.2. Классификация нефтебаз
- •14.3. Операции, проводимые на нефтебазах
- •14.4. Объекты нефтебаз и их размещение
- •14.5. Резервуары нефтебаз
- •14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз
- •14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
- •14.9. Установки налива автомобильных цистерн
- •14.10. Подземное хранение нефтепродуктов
- •14.11. Автозаправочные станции
- •15. Трубопроводный транспорт газа
- •15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа
- •15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта
- •15.3. Классификация магистральных газопроводов
- •15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода
- •15.5. Газоперекачивающие агрегаты
- •15.6. Аппараты для охлаждения газа
- •15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
- •16. Хранение и распределение
- •16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации
- •16.2. Хранение газа в газгольдерах
- •16.3. Подземные газохранилища
- •16.4. Газораспределительные сети
- •16.5. Газорегуляторные пункты
- •16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции
- •16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
- •16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
- •17. Трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов
- •17.1. Пневмотранспорт
- •17.2. Контейнерный транспорт
- •17.3. Гидротранспорт
- •18.1. Проектирование магистральных трубопроводов
- •18.2. Особенности проектирования нефтебаз
- •18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ
- •19. Сооружение трубопроводов
- •19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
- •19.3. Сооружение линейной части трубопроводов
- •19.5. Строительство морских трубопроводов
- •20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций
- •20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях
- •20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС
- •Основные понятия и определения
- •Список литературы
- •Предметно-алфавитный указатель
- •Указатель рисунков
- •Указатель таблиц
- •Приложение.
воздействием вибрации скатываются под уклон. Для дальнейш ей очист ки буровой раствор с помощью шламового насоса 7 прокачивается через гидроциклоны 4, в которых удается отделить частицы породы размером до 10...20 мкм. Окончательная очистка раствора от мельчайших взвешен ных частиц породы производится в емкости 6 с помощью химических ре агентов, под действием которых очень мелкие частицы как бы слипаются, после чего выпадают в осадок.
При отстаивании в емкостях 6 и 8 одновременно происходит выделе ние растворенных газов из раствора.
Очищенный буровой раствор насосом 9 по нагнетательному трубо проводу 10 вновь подается в скважину. По мере необходимости в систему вводится дополнительное количество свежеприготовленного раствора из блока 5.
6.7. Осложнения, возникающие при бурении
В процессе проводки скважины возможны разного рода ос ложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной ж идкос ти, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.
Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещ ино ватости, склонности разбухать под влиянием воды).
Характерными признаками обвалов являются:
•значительное повышение давления на выкидс буровых насосов;
•резкое повышение вязкости промывочной жидкости;
•вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т. п.
Поглощение промывочной жидкости —явление, при котором ж ид кость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.
Интенсивность поглощения может быть, от слабой до катастрофичес кой, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.
Для предупреждения поглощения применяют следующ ие методы:
•промывка облегченными жидкостями;
•ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей—асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т. д.);
•повышение структурно-механических свойств промывочной жид кости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т. п.).
Газо-, неф те- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давле ние промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа— непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.
К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:
правильный выбор плотности промывочной жидкости; предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости.
Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:
•заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции; образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к кото
рой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения.
Ликвидация прихватов — сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.
Аварии при бурении можно разделить на четыре группы:
1)аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота
врезультате перегрузки и т. д.);
2)аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т. д.);
3)аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т. д.);
4)аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т. д.).
Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инст рументы (рис. 6.26): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его де фектоскопию, профилактику и замену.
При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т. е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки неф-
Рис. 6.26. Ловильные инструменты:
а) шлипс; б) колокол; в) метчик; г) магнитный фрезер; д) наук
тяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д.
Причинами искривления скважин являются геологические, техни ческие и технологические факторы. К геологическим — относятся нали чие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород раз личной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривле нию скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ро тора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т. д. К технологическим факторам, обу славливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно вы соких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количест ва и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.
В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических усло виях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включаю щая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:
•монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими условиями;
•тип долота выбирать соответственно типу пород;
•снижать нагрузку на долото и т. д.
6.8. Наклонно направленные скважины
Скважины, для которых проектом предусматривается опре деленное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно направленными.
Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунк тов, промышленных объектов, в заболоченной, местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.
Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно на правленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (пред ставляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).
Некоторые типы наклонно направленных скважин приведены на рис. 6.27. Все они содержат вертикальный начальный участок 1 и участок увеличения зенитного угла (угла наклона ствола) 2. В остальном профи ли наклонно направленных скважин различны.
Профиль типа А завершается прямолинейным наклонным участком 3. Его рекомендуется применять при бурении неглубоких скважин в одно пластовых месторождениях, если предполагается большое смещение забоя.
Профиль типа Б отличается от предыдущего тем, что вместо прямо линейного наклонного имеет участок уменьшения зенитного угла 4 и вер тикальный участок в продуктивном пласте 5. Его рекомендуют приме нять при проводке глубоких скважин, пересекающих несколько продук тивных пластов.
Профиль типа В отличается от профиля А тем, что имеет участок 2 повышенной длины и заканчивается горизонтальным участком 6. Этот профиль рекомендуется при необходимости выдержать заданный угол входа в пласт и вскрыть его на наибольшую мощность.
Отличительной особенностью профиля типа Г является то, что он за капчивается горизонтально-разветвленным участком 7. Тем самым еще больше увеличивается площадь поверхности, через которую в скважину будут поступать нефть и газ.
Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные от клоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой перевод ник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.
Установлено, что по производительности скважины с горизонталь ным окончанием значительно превосходят вертикальные скважины. Так, площадь дренирования в трещиноватых коллекторах увеличивается в 4...100 раз, а в прочих—в 2...8 раз. Отношение продуктивности горизон тальных скважин к аналогичному показателю вертикальных составляет в среднем по СШ А —3,2, а в Канаде—4,1.
о
дела нефтегазового Основы
Рис. 6.27. Тины профилей наклонно направленных скважин: 1 — наклонный участок; 2 — участок увеличения угла наклона ствола;
3 — прямолинейный наклонный участок;
4 — участок уменьшения угла наклона ствола;
5 —вертикальный участок в продуктивном пласте;
6 —горизонтальный участок;
7 - горизонтально-разветвленный участок