
- •Isbn 5—247—01400—6 © Издательство «Недра», 1989
- •Глава 1
- •Состав природных газов
- •Газовый конденсат
- •Основные законы газового состояния
- •Свойства природных газов
- •Фазовые состояния углеводородных систем
- •1.4. Вязкость метана при различных давлениях и температурах
- •Глава 2
- •Гранулометрический состав пород
- •Плотность горных пород
- •Пористость горных пород
- •Нефтегазоводонасыщенность коллекторов
- •Проницаемость горных пород
- •Фазовая проницаемость горных пород
- •Карбонатность пород
- •Механические и теплофизические свойства горных пород и насыщающих пласт жидкостей
- •Глава 3
- •Физические свойства нефти и газа в пластовых условиях
- •Аппаратура для исследования пластовой нефти
- •Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •Поверхностные явления при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •Нефтяные эмульсии
- •Глава 4
- •Режимы работы нефтяных и газовых залежей
- •Нефтегазоконденсатоотдача пластов
- •Уравнения притока жидкости к скважине
- •Глава 5
- •Вскрытие нефтяных и газовых пластов и оборудование забоев скважин
- •Оборудование ствола и устья скважины
- •Освоение скважин
- •Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при освоении нефтяных и газовых скважин
- •Глава 6
- •Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах фильтрации
- •Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах
- •Исследование газовых скважин
- •Глава 7
- •8 El в 10 12 1¥ /с,10'5мкм2 распределения проницаемости
- •Расчет показателей разработки залежей нефти при разных режимах
- •Глава 8
- •VyT“ q “ Млн-кпвщ ’ l j
- •Требования, предъявляемые к нагнетаемой воде
- •Геолого-промысловые условия применения методов повышения нефтеотдачи
- •Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Методика оценки эффективности
- •Мероприятия по охране труда и окружающей среды при осуществлении методов повышения нефтеотдачи
- •Глава 9
- •Раздел 7.4). В основу расчета фонтанного подъемника положены условия фонтанирования скважин разного типа.
- •Оборудование фонтанных скважин
- •Исследование фонтанных скважин и установление режима их работы
- •Неполадки при работе фонтанных скважин
- •Автоматизация фонтанных скважин
- •Техника безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин
- •Мероприятия по охране
- •Глава 10
- •Основные расчеты по определению конструкции и режимных параметров работы газлифтных подъемников
- •Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах
- •Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при газлифтной эксплуатации скважин
- •Глава 11
- •Подача штанговой скважинной насосной установки и влияющие на нее факторы
- •Определение нагрузки на штанги и станок-качалку
- •Выбор оборудования и установление параметров работы штанговой насосной установки
- •Исследование насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок
- •В. М. Т. И н. М. Т. — соответственно верхняя и нижняя мертвые точки (стрелками показан ход записи динамограммы)
- •Эксплуатация наклонных и искривленных скважин
- •Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей
- •Борьба с отложениями парафина
- •Периодическая эксплуатация малодебитных скважин штанговыми скважинными насосными установками
- •Автоматизированный контроль и управление скважинами, оборудованными штанговыми скважинными насосными установками
- •Обслуживание скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками
- •Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками
- •Глава 12
- •Подбор установок центробежных электронасосов к скважинам
- •Бесштанговые насосы других типов
- •Техника безопасности при эксплуатации скважин бесштанговыми электронасосами
- •Глава 13
- •Расчет лифта для газовых скважин
- •Установление технологического режима работы газовой скважины
- •Осложнения при эксплуатации
- •Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин
- •Автоматизация газового промысла
- •Организация и безопасное ведение работ
- •Глава 14
- •Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации
- •Особенности эксплуатации скважин, оборудованных установками орэ
- •Глава 15
- •Назначение и классификация методов воздействия па призабойную зону пласта
- •Химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Механические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Комплексное воздействие на призабойную зону пласта
- •Обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами
- •Глава 16
- •Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин, и характеристика ремонтных работ
- •Состав и организация работ по текущему ремонту скважин
- •Организация работ
- •Ликвидация песчаных пробок в скважинах.
- •3 Диаметр частиц песка, мм . 0,25 0,2 0,1 0,01
- •Капитальный ремонт скважин.
- •Исправление повреждений в обсадных колоннах
- •Изоляционные работы в скважинах
- •Ликвидация скважин
- •Техника безопасности и охрана окружающей среды при подземном ремонте скважин
- •Глава 17
- •Глава 11. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами (в. С. Бойко)
- •Глава 12. Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами (в. С. Бойко)
- •Глава 13. Эксплуатация газовых скважин (в. С. Бойко)
Глава 6
ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
Гидродинамические
исследования скважин проводят с целью
установления зависимости между дебитом
жидкости и депрессией «а пласт и
последующего определения параметров
пласта.
Теоретическая
база методов исследования — законы,
описывающие процесс фильтрации жидкости
и газа в пластах, а также данные изменения
отбора из скважин. Скважины могут
эксплуатироваться при установившихся
режимах или отборах, когда в период
измерения дебита и давления они не
меняются, и при неустановившихся режимах
и отборах, когда дебит и давление
изменяется. Соответственно и методы
исследования подразделяются на методы
при установившемся режиме фильтрации
и неустановившемся режиме фильтрации.
Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах фильтрации
Об
установившемся режиме фильтрации
жидкости (газа) в пласте судят по
постоянству дебита и давления, измеряемых
в небольших интервалах времени (2—3
измерения за 4—6
ч).
Установлено,
что чем выше проницаемость пласта, тем
быстрее наступает установившийся режим
фильтрации после изменения условий
эксплуатации скважины. Время, необходимое
для достижения установившегося режима,
можно определять по приближенной формуле
4& 3
Читальный 4
ЗАЛ 4
V ' Ж 18
”=т=ТЖ’ <2Л0> 34
<ЗЛ2> 54
*м=й--Лги(—l-Ь Р-22> 159
)J(f-)»..'• <7-27> 162
Здесь
т
— пористость пласта; рж
— коэффициент сжимаемости жидкости,
Па-1; — коэффициент сжимаемости породы, Па-1;
Як
— радиус зоны влияния, м (для условий
жестководонапорного режима принимается
равным о/я, где о — половина расстояния
между скважинами); k
— проницаемость пласта, м2;
[гж
— динамическая вязкость, Па-с.
Так
как при исследовании используются
уравнения притока из пласта в скважины,
которые, в свою очередь, зависят от
характера фильтрационного потока в
пласте, то для расчетов применяются
уравнение притока нефти при р3>рн
(Рн —
давление насыщения нефти газом) или
уравнение притока при р3<рн.
Исследование
при установившихся режимах выполняют
последовательным изменением дебита
скважин с измерением забойных давлений,
соответствующих данному дебиту. Об
установившемся режиме судят по постоянству
дебита и забойного давления при условии
работы скважины в заданном режиме.
Результаты измерений дебита и забойного
давления заносят в
карточку
исследования скважины. Предпочтительным
при исследовании скважин является
изменение режима их работы в сторону
постепенного возрастания дебита. По
завершении исследований скважину
останавливают для измерения пластового
давления.
По
результатам исследований строят
индикаторную кривую, которая представляет
собой график зависимости дебита скважины
от депрессии (рис. 6.1,
а).
Если
исследования скважины выполнены при
р3>рн,
то по тангенсу угла наклона индикаторной
кривой к оси депрессий Др определяют
коэффициент продуктивности скважины
tg
a
= QMp
= Ко, (6.3)
где
Ко
— коэффициент продуктивности,
тт 2лkh
0= И In (Дк/гсп^Г • К ]
Рис.
6.1.
Индикаторная кривая при р3>Рв
и соблюдении (а) и нарушении (б) линейного
закона фильтрации
По
коэффициенту продуктивности рассчитывают
гидропроводность пласта kh/\i.
Заметим,
что при построении индикаторной кривой
дебит скважины следует пересчитать на
пластовые условия, что достигается
умножением дебита, измеренного на
поверхности, на объемный коэффициент
пластовой нефти.
При
исследовании скважин в условиях
установившихся режимов фильтрации
нередко индикаторная кривая имеет вид,
показанный на рис. 6.1,6,
хотя исследования проведены при Рз>Рн.
В
этом случае определять коэффициент
продуктивности по углу наклона кривой
к оси депрессий нельзя, что обусловлено
видом уравнения притока жидкости из
пласта в скважину
Q
= Ko{pnn
—
Рз)", (6.5)
где
п
— показатель в уравнении фильтрации,
составляющий
5—1. В рассматриваемом случае кроме коэффициента продуктивности следует вычислить показательпв уравнении фильтрации. Эта задача решается следующим образом.
Индикаторная кривая из системы координатQ—Дрперестраивается в новую систему координатlg—IgAp(рис.6.2).По отрезку осиlgQ', отсекаемому индикаторной кривой в новой системе координат, определяют коэффициент продуктивностиlg=lgиКо=Q'.По углу наклона индикаторной кривой к осиlgвычисляют показатель фильтрации
n=(\gQ — \gQ')/\gAp. (6.6)
Рис. 6.2. Индикаторная кривая на рис. 6.1,6, перестроенная в новую систему координат lg Q—IgAp
\
К
Др,МПа
'ьд Ар
Рис. 6.3. Индикаторная кривая скважины с неньютоновскими нефтями
Чг
1
2
3
*Рп
Для
скважин, продуцирующих высоковязкой
нефтью, нередко оказывается, что
индикаторная кривая в системе координат
Q—Др
не проходит через начало координат, а
отсекает на оси Др отрезок Дро (рис.
6.3). Это указывает на то, что нефть
исследуемой скважины обладает
неньютоновскими свойствами. По отрезку,
отсекаемому на оси Др, находят начало
сдвига пластовой нефти.
Если
исследование нефтяной скважины проведено
при забойном давлении ниже давления
насыщения, то определять коэффициент
продуктивности непосредственно по
индикаторной кривой (см. рис. 6.1,6),
построенной в системе координат Q—Ар
нельзя. Это обусловлено тем, что приток
нефти из пласта в скважину при р3<Рн
описывается
не формулой Дюпюи (4.8), а уравнением
_
(6.7)
2nkhД
In
к Гс пр
где
Нпл
и Я3
— функции Христиановича, которые
являются аналогами пластового и
забойного давлений.
Для
пересчета измеренных значений забойного
и пластового давлений в функции
Христиановича необходимо знать свойства
пластовой нефти при пластовом и забойных
давлениях, а также газовый фактор.
Расчеты ведутся в такой последовательности:
И(6.8)
змеренные значения давлений пересчитывают в безразмерное давление. Расчет выполняется по формуле
ГМт/Р'Н
По пересчитанным значениям безразмерного давления и графикам Христиановича (рис. 6.4) определяют безразмерную функцию Христиановича Я*. На рис. 6.4 показаны три кривые, выбор которых делается по предварительному расчетуа
а=
(цг/цн) а,
где
а
— коэффициент растворимости газа
в
нефти.
По безразмерной функции Христиановича вычисляют функцию Христиановича
Я
= Я*ГЫ^„). (6.9)
Пересчет
давлений на функции Христиановича
выполняется для всех исследуемых режимов
эксплуатации скважин.
По
рассчитанным значениям функций
Христиановича и соответствующим им
дебитам в системе координат Q—ДЯ
строят индикаторную кривую. По тангенсу
угла наклона индикаторной кривой к оси
АН
определяют коэффициент продуктивности
tg i = QIAH = Ko. (6.10)
Заметим,
что показанный выше метод расчета
функций Христиановича по измеренным
значениям давления и газового фактора
можно существенно упростить для условий
проведения исследований' на конкретном
месторождении, характеризующимся
определенными свойствами пластовой
нефти. Тогда для конкретных свойств пластовых
нефтей выбирается кривая зависи
мости
безразмерной функции Христиановича от
безразмерного давления (см. рис. 6.4).
Выбранная кривая описывается уравнением
H* — ap*b,
где
а
и b
— постоянные коэффициенты, определяемые
при обработке кривой на рис. 6.4.
Перестроив
кривую на рис. 6.4 из системы координат
Я*—р*
в
систему координат lg#*—lgp*,
получим отрезок, отсекаемый
кривой на оси lg
Н*
и определяющийся lg
а. По тангенсу
угла
наклона
кривой к оси lg
р* вычислим b
&=(lgtf,*
— lga)/lgp*. (6.11)
Например,
применительно к исследованиям скважин
Долин- ского месторождения при р3<рн,
Ъ
=
1,213, а=0,242 или
Я*
= 0,242 р*1-213. (6.12)
Учитывая
уравнения (6.8)
и (6.9), получаем
Я
= 0,242р1.213Д-^-Г)°’213. (6.13)
Используя
формулу (6.13), строим номограмму,
устанавливающую связь между функцией
Христиановича, газовым фактором и
давлением для конкретных свойств
пластовой нефти выгодской залежи
Долинского месторождения (рис. 6.5).
Пользование номограммой существенно
упрощает и ускоряет расчеты, связанные
с определением коэффициента продуктивности
при
р
Рис. 6.4. Зависимость Н* от р*:
I _ о=0,02; 2 — а=0,015; 3 - а-0,01
3<рн.
Полученное
в результате расчетов по методу
установившихся режимов фильтрации
значение параметра гидропроводности
характеризует призабойную зону скважин.