- •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,
16.3. Гідравлічний розрив пласта
Гідравлічний розрив пласта (ГРП) - це метод утворення нових тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих в пласті тріщин при нагнітанні в свердловину рідини або піни
441
при високому тиску. Для забезпечення високої проникності тріщини заповнюються закріплюючим агентом, наприклад, кварцевим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини зімкнуться неповністю, завдяки чому значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу зони пласта з кращою проникністю.
ГРП застосовується в будь-яких породах, за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктивності свердловин, але й значного її збільшення. Сучасні технології ГРП звичайно передбачають закріплення тріщин приблизно десятьма тоннами піску і застосовуються для збільшення поточного дебіту нафтових, газових або приймальності нагнітальних свердловин в низькопроникних (<0,05 мкм2) пластах товщиною не менше п'яти метрів, які залягають на глибинах 3500м, а також в пластах з дещо більшою проникністю, але забрудненою привибійною зоною.
При збільшенні кількості піску до 20т здійснюється глибокопроникний ГРП, який забезпечує різке збільшення фільтраційної поверхні, зміну характеру припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макроне-однорідності. Тріщини такого ГРП досягають 100...150м довжини при ширині 10...20мм.
В газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм2 застосовують масивний ГРП, при якому розвивають тріщини довжиною до 1000 м, закріплені до 300т піску. Масивний ГРП дуже дорогий, тому передбачується кошторисною вартістю свердловини і збільшує її на 30-50%.
Для проведення ГРП зі свердловини піднімають НКТ й інше глибинне устаткування (насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, спускають пакер на НКТ і об-пресовують його. Процес ГРП починається з перевірки приймальності свердловини при найменшій витраті рідини розриву з поступовим її збільшенням (наприклад, 225, 450, 900, 1500 м3/добу) і аж до значення, при якому забезпечується закріплення тріщин. Далі закачується пісконосій з піском при постійній або зростаючій витраті рідини і при певній концентрації піску = 40...250 кг/м3, яка залежить від в'язкості рідини, її фільтрівності в пласт і витрати. На завершення процесу потрібно витіснити суміш рідини з піском із свердловини в пласт протискуючою рідиною і закрити НКТ для зниження тиску до атмосферного. Опісля піднімають НКТ з пакером і спускають глибинне устаткування для експлуатації свердловини.
Для проведення ГРП на свердловину потрібно завезти закріплюючого агента (кварцевого піску) = 10...20т фракцій 0,6...1мм або 1,0...1,6мм, рідину розриву пласта ( = 10...30 м3), рідину-пісконосій ( = 100...300 м3), рідину для протискування в пласт пісконосія в об'ємі тієї частини свердловини, по якій закачують рідини. Рідина розриву пласта має бути сумісною з пластовими флюїдами, добре фільтруватися в низькопроникну породу і не зменшувати її проникності, не горіти, бути доступною, недорогою і тому для цього найчастіше застосовують водні розчини ПАР.
Рідина-пісконосій має бути сумісною з пластовими флюїдами, мати здатність утримувати пісок, погано фільтруватися через поверхню тріщин, не горіти, бути доступною і недорогою. Для звичайних ГРП найкраще застосовувати водні розчини (0,1...0,3 %) ПАР і полімерів (ПАА, КМЦ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті застосування 0,4 % водного розчину ПАА забезпечує розвиток і закріплення тріщин піском кількістю до 10т при концентрації його - 100 кг/м3, об'ємі рідини 100 м3 і її витраті близько 6000 м3/добу. Протискуюча рідина має бути в'язкою і не горіти. Звичайно тут найкращі водні розчини (0,1...0,3 %) ПАР.
Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений в пласті при нагнітанні рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску, а для нових тріщин - ще й міцності порід. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3-7МПа, яке іноді можна не помітити. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску, або його незнач-
442
йому збільшенні. В обох випадках спостерігається підвищення коефіцієнта приймальності свердловин який після ГРП повинен збільшитися не менше, як в три-чотири рази, що вважається критерієм можливості закріплення тріщин піском.
Тріщини ГРП у неглибоких свердловинах (до 900м) мають горизонтальну орієнтацію, а в глибоких - вертикальну або похилу, близьку до вертикальної. Розвиток тріщин відбувається в такій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірничий тиск. Наприклад, напрям розвитку тріщин на деформованих антиклінальних складках Пере-дкарпаття переважно збігається з напрямом короткої їх осі.
Тиск розриву пласта є найважливішим параметром ГРП. Досвідом вияв-люно, що можна оцінити тиск розриву пласта за величиною гірничого тиску Оскільки залежить від напруженого стану порід, який визначається не тільки глибиною залягання, така його оцінка є дуже ненадійною. Надійніше можна прогнозувати методом, що грунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї свердловини, в якій передбачається розрив.
Для нагромадження промислового досвіду в кожній свердловині, де проводиться ГРП, потрібно визначити тиск на вибої МПа, при найменшій подачі насосного агрегата яка дорівнює близько 225 м3/добу, тиск на вибої , який відповідає чотирикратному збільшенню м3/(добу МПа),а також максима-льний тиск на вибої досягнений при ГРП.
Для передкарпатського регіону
= 1,22 = 1,06.
Точніше можна відшукати з врахуванням значення початкового коефіцієнта приймальності і тангенса кута нахилу кривих зміни коефіцієнта приймальності до осі тисків
Рис.16.3. Зміна приймальності свердло- Рис.16.4. Індикаторна крива ГРП,
вини під час ГРП, характерна для сверд- характерна для свердловин
ловин Прикарпаття: А-відповідає Прикарпаття: о-точка,
приймальності при витраті ; тиску одержана побудовою; X-режими ГРП; ●-
В-при р= D-при дослідження свердловини на приймальність; X-
Режими ГРП при закріпленні тріщин;
—-----гіпотетична зміна приймальності
443
при умовній лінізації цієї залежності (рис. 16.3) за формулою + причому для умов Передкарпаття =136,5
Аналізуючи індикаторні криві ГРП (рис.16.4) у взаємозв'язку із кривими приймаль-ності (рис. 16.3), вдалося виявити закономірності зміни витрати і тиску.
Очікувана найменша і найбільша витрати рідини при ГРП фільтрувальною рідиною і 10т піску становить, м3/добу
Зазначимо, що розрахункові значення при ГРП на Передкарпатті близькі до фактично досягнутих у свердловинах.
Решта параметрів ГРП: тиск на гирлі свердловини, кількість насосних агрегатів, маса піску, об'єм рідин — розраховуються методами, вказаними в інших довідниках.
Оцінка технологічної ефективності ГРП з горизонтальною тріщиною здійснюється за І.В.Кривоносовим з умови припливу до свердловини з радіусом, що дорівнює радіусу тріщини.
де — відповідно дебіти після і до ГРП; — радіус контура живлення; — радіус свердловини.
Якщо тріщина вертикальна, замість підставимо а якщо з забрудненою привибійною зоною, приймаємо - приведений радіус свердловини