
- •0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2
- •§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 5. Физико-химические свойства природных газов
- •1 Газоконденсатное.
- •§ 6. Свойства пластовой нефти и воды
- •Глава II
- •§ 1. Виды пластовой энергии.
- •§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
- •§3 Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •§ 4. Учет совершенства забоев скважин
- •3 Заказ № 3597 33
- •Глава III
- •§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов
- •§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •2Л khTct
- •2NkhTct
- •2NkhTct ггпр
- •2NkhTct . У1п*п
- •§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождении
- •§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения свойств и строения неоднородных коллекторов
- •§ 5. Гидропрослушивание пластов
- •§6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин
- •§ 7 Нормы отбора нефти и газа из скважин
- •Глава IV
- •Глава VII
- •§ 1. Способы подъема нефти на поверхность
- •§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах эксплуатации
- •§3. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •§ 4. Зависимости для расчета подъемника
- •§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
- •§ 6. Определение условии фонтанирования
- •§ 7. Выбор диаметра лифта
- •§ 8. Оборудование скважин
- •§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
- •§ 10 Пуск газлифтных скважин
- •§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин
- •§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин
- •§ 13. Внутрискважинный газлифт
- •§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Глава VIII
- •§ 1. Устройство штанговой насосной установки
- •§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы
- •§ 3. Оборудование штанговых насосных установок
- •§ 4. Исследование скважин
- •§ 5. Эксплуатация штанговых насосных установок в осложненных условиях
- •§ 6. Проектирование установки
- •§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин
- •§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин
- •§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин
- •Глава IX
- •§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин
- •Глава I
- •§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа
- •Глава I
- •§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •Глава III
- •§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки
- •§ 2. Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
- •§ 3. Проектирование процесса разработки нефтяного месторождения при «жестком» водонапорном режиме
- •§ 4. Разработка залежей нефти при упругом режиме
- •§ 5. Разработка залежей нефти при режиме растворенного газа и при вытеснении газированной нефти водой
- •1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.
- •6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j
- •1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по скважине во времени при известном значении с) из соотношения
- •2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее разработки (для рККон) — по формуле (III.55).
- •3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).
- •1. Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии.
- •2. За счет увеличения перепада давления между забоями скважин и областью питания увеличиваются текущие дебиты нефти (при некотором снижении коэффициентов продуктивности скважин).
- •1*Н Рнас
- •§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.
- •2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
- •3. Желательно применение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного характера.
- •2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзовидного характера.
- •§ 8. Разработка залежей с вязкопластичной нефтью
- •§ 9. Разработка газовой залежи при газовом режиме
- •§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •§ 11. Параметры «средней» скважины
- •§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений
- •1. Запасы «жирного» газа находят по формуле
- •I плгр с t) Рст
- •§ 13. Экономическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений
§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
Процесс вскрытия продуктивного пласта должен быть проведен таким образом, чтобы сохранились природные фильтрационные свойства пласта и не было допущено открытого фонтанирования вследствие выброса из скважины промывочной жидкости
под влиянием пластового давления. Для сохранения фильтрационных свойств пород применяют при вскрытии пласта специальные буровые растворы, фильтрат которых, проникая в пласт, не уменьшает степени насыщенности пор углеводородами или, будучи* инородными жидкостями р (фильтраты водных глинистых растворов), легко и быстро удаляются из при-забойных зон. Лучше других сохраняют фильтрационные свойства нефтяного пласта буровые растворы, приготовленные не на воде,* а на углеводородной основе. Предотвращение открытого фонтанирования в случае аварийной ситуации достигается с помощью специальных герметизирующих устройств (превенторов), устанавливаемых на устье скважины при ее строительстве.
Конструкцию забоя скважины (т. е. ее участка в зоне всего интервала пласта) выбирают с учетом физических свойств пластовой системы и местоположения скважины на структуре. Она должна обеспечивать приток нефти и закрывать доступ песка, подошвенной и краевой воды или газа из газовой шапки, если они имеются.
В случае газовой залежи конструкция забоя должна обеспечивать перекрытие водоносных пластов, закрепление слабо-сцементированных песков и предотвращать их поступление в скважину. На рис. II. 1 и II.2 приведены распространенные схемы забоев скважин. Лучшие условия притока — при открытом забое (рис. II.I, а). Такое его строение допустимо в прочных нефтеносных породах, когда в продуктивной части пласта отсутствуют газовые и водоносные пропластки.
Если пласт сложен слабосцементированными песками, то забой оборудуют фильтрами, удерживающими песок (см. рис. II. 1, б и в). Во многих случаях в разрезе нефтяного пласта имеются обводненные пропластки, подошвенная вода или газонасыщенные участки. Для закрытия притока воды fi газа в этих случаях приходится перекрывать обсадными трубами и цементировать весь пласт, а для доступа нефти колонна перфорируется в зоне нефтяной части разреза (см. рис. II.2, а). В случае слабосцементнрованных песков на забое дополнительно устанавливается противопесочный фильтр (см. рис. 11.2,6). Перфорация колонн осуществляется беспулевыми перфораторами. Отверстия диаметром 10—12 мм пробиваются фокусированными струями газов, образующимися при взрыве специальных зарядов, спускаемых в скважину на кабеле. Плотность перфорации— 16—20 отверстий на 1 м фильтра. Для вызова притока нефти и газа после перфорационных работ тяжелый глинистый раствор, заполнявший скважину, последовательно замещают жидкостями с меньшей плотностью — вначале водой, а затем нефтью или аэрированной жидкостью, если скважина после замены раствора на воду не начала ^фонтани-ровать.
Рис. 11.1. Схемы забоев скважин:
/ — обсадные трубы; 2 цемент; 3 — сальник; 4 — фильтр-хвостовик; 5 — фильтр — продолжение обсадной трубы
Рис. П.2. Схемы забоев скважин, закрепленных обсадными трубами:
а — без фильтра; б — с дополнительным фильтром 5, закрывающим доступ песка в скважину;
/ — продуктивный пласт; 2 — газонасыщенный пласт; 3 — водоносный пласт; 4 — обсадные трубы: 5 — фильтр-хвостовик: 6 — па-кер-сальник; 7 — перфорационные отверстия
Рис. II.3. Схем5 оборудования устья скважины для вызова притока нефти и газа:
/ — устьевые задвижьи; 2 и 3 — выкидные линии; 4 — фонтанные трубы; 5 — обсадные трубы; 6 — насос; 7 — сборник промывочной жидкости
Схема оборудования скважины (пробуренной на фонтанный пласт) для промывки ее различными жидкостями показана на рис. II.3. Промывочная жидкость насосом 6 нагнетается в кольцевое пространство скважины, а более плотная жидкость через фонтанные трубы 4%и выкидную линию 2 выносится на поверхность. Когда давление на забое станет меньше пластового, начинается приток нефти (или газа) из пласта. Иногда замена глинистого раствора на нефть оказывается недостаточной для вызова притока из пласта углеводородов. В этом случае скважину заполняют аэрированной жидкостью (водой или нефтью). Для аэрации их к выкидной трубе насоса подключают компрессор, а в самой трубе устанавливают аэратор (патрубок с отверстиями). При совместной работе насоса и компрессора после аэратора образуется пенистая жидкость, плотность которой регулируется расходом воздуха.» В зависимости от свойств пласта и геологических условий используют различные схемы вызова притока. Если, например, пласт сложен прочными породами, для ускорения процесса освоения после некоторого разбавления глинистого раствора водой переходят сразу же к нагнетанию аэрированной жидкости (воды и воздуха). После очистки от грязи скважины запускают в эксплуатацию с определенными дебитами, устанавливаемыми по данным гидродинамических исследований.f
Водонагнетательные скважины осваивают аналогичным образом, как газовые и нефтяные. Призабойная зона нефтяных скважин очищается от буровой грязи интенсивной откачкой из пласта жидкости компрессорным газлифтом или же высокопроизводительными электроцентробежными насосами1.