- •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,
14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
Дослідження свердловин на неусталених режимах фільтрації полягає в реєстрації зміни тиску та припливу у свердловині після припинення відбору чи закачування або створення депресії чи репресії на пласти.
Найбільш поширеними у промисловій практиці є: метод гідропрослуховування, в основу якого покладено залежність між зміною тиску в спостережній свердловині після зміни режиму роботи збуджуючої свердловини (пуск у роботу, зупинка відбору чи закачування); метод відновлення тиску (рівня) у самій збуджуючій свердловині після зміни режиму роботи свердловини або після припинення закачування чи відбору.
Графіки зміни тиску на вибої свердловини після припинення закачування чи відбору дістали назву кривих відновлення тиску (КВТ).
Технологія одержання КВТ передбачає: замір вибійного, буферного і затрубного тисків перед зупинкою свердловини; припинення відбору чи закачування; постійна реєстрація зміни вибійного, буферного та затрубного тисків протягом деякого часу після закриття свердловини до їх стабілізації.
Тривалість реєстрації КВТ залежить від колекторських властивостей пластів і може становити від декількох годин до декількох діб, а для пошукових і розвідувальних свердловин визначається тривалістю відновлення вибійного тиску до пластового.
Найбільш простий аналітичний вираз кривої відновлення тиску одержано для досконалої свердловини в необмежених пластах, зупиненої після відбору продукції чи закачування води на усталеному режимі, або ж після відбору чи закачування (переважно для розвідувальних та пошукових свердловин) протягом деякого відрізку часу Т:
для свердловин з обмеженим часом роботи:
(14.13)
для свердловин, закритих після відбору чи закачування на усталеному режимі фільтрації:
(14.14)
411
де (—х) — інтегральна експоненціальна функція; Q - дебіт перед зупинкою свердловини, мЗ/доб; Т - тривалість відбору чи закачування; - поточний час після закриття свердловини; х =
Відомо багато методів обробки кривих відновлення тиску, наприклад метод Хорнера.
З урахуванням величини функції при значеннях аргументу < 0,1 рівняння (14.13)з достатньою для практичного застосування точністю записується
(14.15)
де - поточний вибійний тиск у свердловині на момент часу після її закриття.
Графічним зображенням залежності (14.15) є пряма з кутовим коефіцієнтом нахилу, обернено пропорційним гідропровідності пластів, яка відтинає на осі тисків відрізок, що дорівнює пластовому тиску.
На основі кривої відновлення тиску визначають: гідропровідність пластів, м3/ (доба • МПа), або (мкм2 • см) / (мПа • с),
(14.16)
проникність і п'єзопровідність пластів, мкм2 або см2/с,
(14.17)
скін-ефект
(14.18)
де - тиск вибійний в кінці припливу або перед закриттям свердловини; Т - час роботи свердловини, хв; С = 135 - поправочний коефіцієнт для розрахунку скін-ефекту (табл. 14.1);
Таблиця 14.І.
Гідропровідність пластів, мкм2·си/мПа·с
|
Величина поправки для різник значень ефективної товщини пластів (h). см, на квадрат радіуса стовбура в інтервалі пластів (r ), см |
Середнє значення коефіцієнта
|
|||||||
100 |
200 |
400 |
800 |
1500 |
3000 |
6000 |
8000 |
||
0,1 |
1,5 |
1,2 |
0,9 |
0,7 |
0,4 |
0,5 |
0,4 |
0,3 |
0,6 |
0,5 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,3 |
1,0 |
0,7 |
0,5 |
0,4 |
1,3 |
11,0 |
2,5 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,3 |
1,0 |
0,7 |
0,6 |
1,6 |
2,0 |
2,8 |
2,5 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
1,9 |
5,0 |
3,2 |
2,9 |
2,6 |
2,3 |
2,0 |
1,7 |
1,4 |
1,3 |
2,3 |
10,0 |
3,5 |
3,2 |
2,9 |
2,6 |
2,3 |
2,0 |
1,7 |
1,6 |
2,6 |
20,0 |
3,8 |
3,5 |
3,2 |
2,9 |
2,6 |
2,3 |
2,0 |
1,9 |
2,9 |
50,0 |
4,2 |
3,9 |
3,6 |
3,3 |
3,0 |
2,7 |
2,4 |
2,3 |
3,3 |
100,0 |
4,5 |
4,2 |
3,9 |
3,6 |
3,3 |
3,0 |
2,7 |
2,6 |
3,6 |
200,0 |
4,8 |
4,5 |
4,2 |
3,9 |
3,6 |
3,3 |
3,0 |
2,7 |
3,9 |
412
додаткові втрати депресії при наявності скін-ефекту:
(14.19)
відношення продуктивності (ВП)
ВП = (14.20)
потенційний коефіцієнт продуктивності
(14.21)
радіус привибійної зони, см,
(14.22)
де - відрізок часу, рівний тривалості відновлення тиску у привибійній зоні свердловини. Метод дотичної. При малих значеннях аргументу < 0,1 рівняння (14.14) набуває вигляду
(14.23)
або
(14.24)
Графічне зображення залежності (14.24) використовують для визначення параметрів пластів, прямолінійний кінцевий відрізок якої або ж дотична до кінцевого відрізку характеризують фільтраційні опори:
м3/(добу•МПа), або 0,208 (мкм2•см)/мПа•с (14.26)
-0,35; с-1;
(14.27)
де - тривалість відновлення пластового тиску, хв.
Незважаючи на простоту обробки, методи Хорнера та дотичної мають ряд недоліків, які негативно впливають на точність визначення параметрів пластів. Головними з них є довільність у проведенні дотичної до кінцевого відрізка графіка КВТ та порушення залежностей (14.13) і (14.14) внаслідок немиттєвого припинення припливу з пластів у свердловину після її закриття. Тому описані вище методи використовують переважно для обробки кінцевих прямолінійних відрізків КВТ, які характеризують фільтраційні параметри віддалених від свердловини зон пластів.
Для детальнішого визначення фільтраційних параметрів пластів на основі початкових участків КВТ розроблено і використовується декілька методів обробки графіків відновлення тиску з урахуванням припливу у свердловину після її зупинки.
Залежно від способу обліку припливу методи діляться на диференційні, диференційно-інтегральні та інтегральні.
Об'єм припливу у свердловину, м3, після її зупинки визначають за допомогою глибинного дебітоміра або ж розраховують на основі відновлення вибійного, буферного і затрубного тисків за формулою
413
(14.28)
де - площа внутрішнього перерізу насосно-компресорних труб; — площа перерізу затрубного простору, м2; - густина нафти, кг/м;3 - приріст тиску протягом часу після закриття свердловини відповідно вибійного, буферного і затрубного, МПа.
На основі об'єму припливу визначають поточні дебіти: середній = та миттєвий
Диференційний метод Борисова. В основу методу покладено розв'язок Маскета для точкового стоку в необмеженому пласті при змінному дебіті
(14.29)
де
- дебіт свердловини перед її закриттям, м3/добу.
На основі криво! відновлення тиску, використовуючи формули (14.16)-(14.21), визначають параметри пластів.
Метод Чарного-Умріхіна базується на розв'язуванні диференційного рівняння Маскета для припливу рідини з необмеженого пласта у свердловину при змінному в часі дебіті:
де
(14.30)
Графік відновлення тиску в координатах у= згідно з рівнянням (14.30) є пряма, кутовий коефіцієнт нахилу якої до осі х = характеризує гідропровідність пластів:
, або
аза величиною відрізка, який відтинає пряма на осі абсцис , визначають комплекс
Інші параметри знаходять за формулами (14.17) - (14.21).
Інтегральний метод УкрНДГРІ. В основу методу покладено розв'язок Чекалюка для радіального припливу при змінному дебіті з необмеженого пласта у свердловину обмеженого радіусу
(14.31)
414
Основним розрахунковим рівнянням методу є
(14.32)
де - інтеграл Дюамеля; - функція припливу при одиничній депресії,
(14.33)
Підставляючи значення функції припливу з рівняння (14.32), одержуємо кінцеву формулу для визначення фільтраційних параметрів пластів за методом УкрНДГРІ
де
мл/добу; (14.34)
= 0,075 + 0,925
Крива відновлення тиску в координатах у = І та буде відображенням фільтраційних опорів у пластах на шляху радіального стоку продукції до свердловини перед її закриттям. Для однорідних пластів залежність (14.34) буде прямолінійною, за нахилом якої до осі часу визначають гідропровідність пластів:
м3/(добу • МПа) або (14.35)
а за величиною відрізка що відтинається нею на осі абсцис, знаходять комплексний параметр
Метод простежування рівня - основний метод дослідження нефонтануючих свердловин і полягає у простежуванні зміни рівня у свердловині після його зниження.
На основі одержаної інформації визначають об'єм припливу та параметри пластів: середній та поточний дебіти при динамічному рівні, ; середній коефіцієнт продуктивності - ; статичний рівень (пластовий тиск) - гідропровідність пластів -
Розрахунок параметрів пластів проводиться на основі кривої припливу у свердловину після створення депресії.
Приплив рідини у свердловину після зниження рівня визначають з використанням залежності
(14.36)
де - середній за час підняття рівня дебіт, м3/год; - площа поперечного перерізу трубного і затрубного просторів в інтервалі приросту рівня, см2; - -швидкість зростання рівня за час м/год.
На основі результатів простежування рівня будують графік швидкості зростання рівня та індикаторну діаграму.
У точці перетину лінії швидкості зростання рівня з віссю рівнів визначають статичний рівень а за величиною її нахилу до осі рівнів визначають коефіцієнт продуктивності м3/(добу· МПа).
415
При неможливості прямого заміру пластовий тиск визначають на основі статичного рівня за формулою
(14.37)
де р - величина пластового тиску, МПа; - глибина заміру тиску, м; - статичний рівень, м; - середня густина рідини у свердловині, кг/м3; - температурний коефіцієнт зміни густини рідини; Г - геотермічний градієнт.
Список літератури
1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Недра, 1973.-245 с.
2. Каменецкий С.Ч., Кузьмин В.М. Нефтепромышленные исследования пластов. -М.: Недра, 1974.-210С.
3. Крафг B.C., Хокинс М.Ф. Прикладной курс технологии добычи нефти. -М.: Гостоп-техиздат, 1963.-460с.
4. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промышленные исследования скважин. -М.: Недра, 1964.-235С.
5. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. -М.: Недра, 1967.-210 с.
6. Чекалюк Е.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. -К.: Гостехиздат УССР, 1961 .-286 с.
7. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков М.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1960.-345 с.