- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
При дослідженні свердловин, пробурених на пласти з низькими колекторськими властивостями, період стабілізації дебіту і тиску на вибої свердловини вимагає багато часу (іноді до 30 днів). Для скорочення часу дослідження запропоновані прискорені методи.
Ізохронний метод. Порядок проведення дослідження такий. На кожному режимі свердловина працює один і той самий час (30—60 хв), в кінці якого вимірюють дебіт газу і вибійний тиск після чого свердловину закривають до повного відновлення статичного тиску. Результати дослідження обробляють за формулою
(19.17)
При цьому із залежності визначається дійсне значення коефіцієнта В і значення кофіцієнта А характерне для часу стабілізації
Далі на одному з режимів свердловину пускають в роботу до повної стабілізації дебіту і тиску на вибої Дійсне значення коефіцієнта А знаходять за формулою
(19.18)
Експрес-метод. Часто закриття свердловини між зміною режимів до повного відновлення статичного тиску приводить до великого простою свердловини. В таких випадках застосовують експрес-метод, при якому час роботи свердловини на кожному режимі і час простою між змінами режимів один і той самий -. 20—ЗОхв). Результати дослідження обробляють за формулою
(19.19)
де — коефіцієнт, який визначають при обробці кривої відновлення пластового тиску для випадку нескінченного пласта, — коефіцієнт на і-му режимі. Значення знаходять за формулами:
= 0; = 0,176, ; = 0,097 + 0,176 ; = 0,067 + 0,097 + 0,176
= 0,051 + ...; =0,041 + ...; =0,034м + ...; =0,03 + ...;
= 0,026 + ...; =0,024 + ...; =0,021 + ... .
З графіка залежності від визначають дійсне значення коефіцієнта В. Значення коефіцієнта А знаходять за формулою (19.18).
Метод монотонно-ступінчастої зміни дебітів. На відміну від прискорених методів дослідження газових свердловин, описаних раніше, метод монотонно-ступінчастої зміни дебітів не потребує зупинки свердловини між режимами. Суть методу монотонно-ступінчастої зміни дебітів полягає в тому, що перед дослідженням свердловина працює на одному з режимів до повної стабілізації тиску і дебіту Подальший порядок дослідження залежить від необхідності вимірювання статичного тиску,
Якщо вимірювати не потрібно, то після досягнення повної стабілізації на одному режимі свердловину зупиняють на час якого явно недостатньо для відновлення тиску до
479
пластового (на гирлі свердловини до статичного ). Величину приймають рівною в межах 4—10 год. В момент часу вимірюють вибійний тиск і температуру. Потім свердловину пускають в роботу на першому режимі з дебітом Час роботи свердловини на цьому і подальших режимах з дебітами < < <... < один і той же, який можна оцінити за формулою
(19.20)
Перехід з одного режиму до іншого необхідно проводити практично без зупинки свердловини або зі зупинкою не більше ніж на 2-3 хв.
Якщо після роботи свердловини з дебітом її закривають для вимірювання статичного тиску то після вимірювання свердловину вводять в роботу з дебітом = 0,5 на час Подальше дослідження свердловини проводять так, як це описано раніше.
Обробку результатів дослідження свердловини методом монотонно-ступінчастої зміни дебітів проводять за двочленною формулою, в якій замість пластового тиску приймають тиск на вибої свердловини в момент
Якщо свердловину досліджували без зупинки для вимірювання статичного тиску, то обробкурезультатів дослідження проводять в координатах і
В результаті обробки одержують пряму, яка відтинає на осі відрізок, рівний А і має кут нахилу до осі тангенс якого рівний В.
Якщо перед дослідженням свердловину зупиняли для вимірювання статичного тиску, то обробку результатів дослідження проводять згідно з формулою
(19.21)
де = const.
Далі будують графік залежності , з якого визначають коефіцієнти А і В.
Дійсне значення коефіцієнта А знаходять за формулою (19.18).
19.4. Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації
Існують такі види дослідження свердловини при нестаціонарних режимах фільтрації:
1. Зняття кривих відновлення тиску на вибої свердловини після її зупинки.
2. Зняття кривих зменшення в часі дебіту газу при підтриманні постійного тиску на гирлі свердловини.
3. Зняття кривих зменшення в часі тиску на гирлі свердловини при підтриманні постійного дебіту.
4. Зняття кривих стабілізації вибійного тиску і дебіту при пуску свердловини в роботу на певному режимі.
Найбільш поширений в промисловій практиці перший спосіб.
Методика зняття та обробки стандартних кривих відновлення вибійного тиску (КВТ). Перед зняттям кривої відновлення вибійного тиску свердловину пускають в роботу до повної стабілізації дебіту, тиску і температури. Після цього її закривають і записують зміну в часі
480
тиску і температури на гирлі та в затрубному просторі. Одержані результати обробляють залежно від умов на межі пласта.
Методика обробки КВТ в умовах "нескінченного" пласта. Якщо час роботи свердловини Т до зняття КВТ значно більший від часу t, необхідного для відновлення
тиску (T 20f), то застосовують формулу
(19.22)
де
(19.23)
(19.24)
де — поточний вибійний тиск після закриття свердловини, МПа; — вибійний тиск перед закриттям свердловини, МПа; — коефіцієнт п'єзопровідності пласта, м2/с; — зведений радіус свердловини, м; В — коефіцієнт фільтраційного опору при квадратичному члені двочленної формули припливу газу до свердловини — дебіт свердловини перед її закриттям, тис.мЗ/добу; — ефективна товщина пласта, м; — коефіцієнт динамічної в' язкості газу в пластових умовах, мПа • с; К [мкм2]; [МПа]. За КВТ, побудованою в координатах від визначають коефіцієнти і (рис. 19.10), а потім провідність пласта за формулою
(19.25)
де - розмірний коефіцієнт.
Якщо відомий коефіцієнт В, то можна обчислити параметр
(19.26)
Враховуючи, що з формули (19.26) можна знайти місткісний параметр
(19.27)
Якщо відомий коефіцієнт п'єзопровідності, то можна визначити зведений радіус свердловини:
(19.28)
Якщо час роботисвердловини Т перед її зупинкою невеликий (Т < 20 ), то обробка КВТ проводиться згідно з формулою
(19.29)
481
Рис. 19.10. Обробка КВТ при Т 20 Рис. 19.11. Обробка КВТ при Т < 20
У даному випадку при застосуванні формули (19.22) кінцева частина КВТ видозмінюється, що призводить до помилкових висновків про параметри пласта та його однорідність. Коефіцієнт визначають як відрізок, який відтинає на осі ординат прямолінійна частина залежності від lg [(Т + (рис. 19.11).
Параметр обчислюють за формулою (19.25).
Методика обробки КВТ в умовах обмежених розмірів пласта. В цьому випадку використовують формулу
(19.30)
де
(19.31)
(19.32)
З прямолінійної частини кривої відновлення тиску, побудованої в координатах від (рис. 19.12), знаходять коефіцієнти і За визначають а потім за формулами (19.25) — (19.28) відповідні параметри пласта. З формули (19.32) можна знайти
(19.33)
За можна відшукати об'єм зони дренування свердловини (в м3):
= 7,88·10-3 (19.34)
К [мкм2]; [м]; [мПа·с]. Місткісний параметр
(19.35)
Вплив різних факторів на форму КВТ та їх врахування при обробці результатів дослідження свердловини. Розглянуті методи обробки КВТ придатні для умов миттєвого закриття свердловини, розміщеної в однорідному пласті, і при ізотермічному процесі відновлення тиску. В реальних свердловинах ці умови не витримуються. В результаті обробка КВТ за описаними вище методами не завжди дає надійні результати. Розглянемо деякі фактори, які впливають на форму КВТ.
482
Рис. 19.12. Обробка КВТ для кінцевих Рис. 19.13. Вплив припливу газу в
розмірів пласта стовбур свердловини після її закриття
на графік залежності, від
Врахування припливу газу в свердловину після її зупинки. Необхідність врахування припливу газу виникає тоді, коли газ продовжує надходити в свердловину тривалий час після її закриття, що, як правило, спостерігається в пластах з низькою проникністю (рис. 19.13).
Для обробки КВТ з врахуванням припливу газу запропоновано декілька диференційних та інтегральних методів. Наведемо для прикладу один з цих методів (диференційний). Обробка КВТ проводиться за формулою
(19.36)
де
(19.37)
(19.38)
(19.39)
(19.40)
(19.41)
де — об'єм газу, який надійшов у свердловину за час м3; — приплив (дебіт) газу в свердловину в момент часу м3/с; — середній тиск в стовбурі свердловини відповідно в моменти часу і = 0, МПа; — відповідно тиск на вибої і на гирлі свердловини в момент часу МПа; — дебіт свердловини перед її зупинкою, м3/с; — об'єм стовбура свердловини,
При наявності фонтанних труб визначається як сума об'ємів затрубного простору і фонтанних труб.
Для свердловини, яка експлуатується тільки по фонтанних трубах, об'єм газу, який надійшов у свердловину за час t, знаходять за формулою
483
(19.42)
Приплив газу в момент часу
(19.43)
Величина визначається наближено за формулою
(19.44)
Інтервал часу вибирається таким, щоб точка t була посередині інтервалу, тобто Залежно від темпу відновлення тиску значення
Рис. 19.14. Характер КВТ в неоднорідних пластах |
Характер і обробка КВТ у неоднорідних пластах. Одним з основних факторів, які впливають на форму КВТ, є неоднорідність пласта по площі, пов'язана з наявністю зон погіршеної провідності, тектонічних та літологічних порушень, нафтової облямівки, газоводяного контакту, випадіння конденсату в пласті тощо.
В пластах з різко вираженою неоднорідністю залежно від розмірів і кількості екранів при обробці КВТ за формулою (19.22) одержують на
графіку декілька прямих ліній (рис. 19.14). Якщо пласт, який досліджується, має один екран безмежної довжини, то на КВТ відзначаються дві прямі лінії з кутовими коефіцієнтами причому У випадку непроникного екрану Якщо близько від свердловини проходять два екрани, що перетинаються, то >
Інтерпретацію КВТ в пластах з різко вираженою неоднорідністю по площі проводять в такому порядку.
Коефіцієнт гідро провідності і параметр у всіх випадках визначають, використовуючи перший прямолінійний відрізок, за описаною раніше методикою. Відстань від свердловини до екрану можна знайти за формулою
(19.45)
де — час, який відповідає точці перетину двох прямих ліній, с; — п'єзопровідність пласта, м2/с; — відстань до екрану, м.