Аналитика



Анализ производительности скважин после стимуляции

Глава 4 Анализ производительности скважин после стимуляции

Эффективным способом оценки проведенной стимуляции или сравнения различных способов стимуляции является сравнение окупаемости этой стимуляции во времени. Если какое-либо конструктивное решение по стимуляции окупает стимуляцию и приносит некое количество (X) долларов за пять месяцев (в то время как другое решение делает то же самое за десять), первое решение, несомненно, наиболее приемлемо. На рис. 5.1 приведен график окупаемости во времени.

Рис. 5.1.

Чистая окупаемость в каждый момент времени = дополнительный оборот от добычи нефти или газа, вызванной стимуляцией, в любой момент времени t -стоимость стимуляции

с;

§

ct

1

с;

2

Время


О

5

а>

<0

с

*

о

ос

03

S3

X

X


Системы механизированного подъема жидкости

Методы механизированного подъема применяются на нефтяных скважинах с достаточной продуктивностью, но недостаточным давлением для подъема нефти на поверхность. По существу, есть два основных метода механизированного подъема:

•    насосная эксплуатация,

•    газлифт.

Рис. 5.2.    pwh    Давление

Влияние погружных насосов на профиль давления в скважине


Насосная эксплуатация скважин

Внутрискважинные насосы добавляют давления в фонтанирующую систему. Как показано на рис. 5.2, колонна дегазированной нефти инертна и гидростатическое давление колонны превышает пластовое, останавливая приток в скважину. Установка насоса изменяет график профиля давления путем фиксированного увеличения давления, достигаемого между приемом и выкидом насоса. Правильно рассчитанное, это повышение давления позволяет жидкости течь к поверхности при фиксированном давлении на устье. Насосы всегда работают при положительном давлении на приеме, возникающем вследствие того, что уровень жидкости в затрубе находится выше насоса. Уровень жидкости в затрубе отслеживается при помощи эхолота. Перед стимуляцией скважины, находящейся на насосной эксплуатации, необходим замер динамического уровня в затрубе, что впоследствии даст возможность проведения анализа в случае возникновения проблем после стимуляции.

Диагностика потенциала стимуляции при насосной эксплуатации нефтяной скважины требует следующее:

В общем, если динамический уровень поднимается, а дебит падает, то проблема в насосе (случай 1 на рис. 5.3). Столкновение с такими проблемами отнюдь не редкость после стимуляции скважин с насосной эксплуатацией. В большинстве случаев старая установка требует замены или ремонта.

Следующая, часто встречающаяся проблема, когда дебит падает, а динамический уровень стоит на месте или медленно ползет вниз. Это происходит вследствие проблем с пластом, таких, как истощение или нарастание скина (случай 2 на рис. 5.3).

Следует отметить, что в скважине с мехдобычей после успешной стимуляции может потребоваться перерасчет оборудования для оптимального притока. Если после успешной стимуляции дебит не вырос, то проблема скорее всего в эксплуатационных ограничениях насосного оборудования.

Рис. 5.3. Обнаружение потенциальных проблем в скважине с насосной эксплуатацией по кривым IPR

q(STPD)

q*

qo°

Газлифт скважин

Газлифт - метод механизированного подъема жидкости, где газ нагнетается в эксплуатационную колонну, обычно через затруб, для насыщения газом столба жидкости в эксплуатационной колонне для уменьшения гидравлического напора колонны жидкости. Это приводит к уменьшению забойного давления и увеличению добычи. Чем глубже точка нагнетания, тем больше столб аэрированной жидкости и тем меньше забойное давление. Таким образом, задачей газлифта является закачивание оптимального количества газа на максимально возможной глубине НКТ. Оптимальный объем закачиваемого газа очень важен, так как больший объем приведет к чрезмерным потерям на трение в НКТ, превышающим выигрыш в гидростатическом давлении, что приведет к увеличению забойного давления и уменьшению дебита.

На рис. 5.4 показана типичная последовательность нагнетания газа, используемая для разгрузки или запуска газлифтной скважины. Газлифтные клапана используются, чтобы открываться и закрываться при определенных давлениях в НКТ и затрубе. Задачей разгрузки скважины является начать аэрацию колонны с небольшой длины колонны близко к поверхности, далее верхний клапан закрывается и открывается следующий ниже и так далее до тех пор, пока не достигается нагнетательный клапан. Этот клапан устанавливается так, что он остается открытым все время. Подобная пошаговая процедура разгрузки применяется для запуска скважины с ограниченным нагнетательным давлением на поверхности.

Эффект стимуляции газлифтной скважины.

После стимуляции индикаторная кривая улучшается, вследствие чего обычно требуется перерасчет системы газлифта для оптимизации притока. При этом требуется новая установка газлифтных клапанов. Часто встречается ситуация, когда по-

Рис. 5.4.

Разгрузка скважины при помощи газлифта

еле стимуляции газлифтные скважины теряют дебит из-за проблем с подбором газлифт-ной системы. Данный раздел имеет целью предостеречь инженеров против подобных ошибок в газлифтных системах успешно стимулированных скважин.

Давление (100 psi)

t

о

о

о

о


Пример 5.1.    Уплотнение глины (эффект продвижения повреждений в тубь пласта)

Рис. 5.5.

Средняя проницаемость / \

к =

log —

1 . Гг .1 , ге


Дано:

it = 100 мдарси,

площадь дренирования = 160 акров.


a)    Рассчитать процент начальной продуктивности скважины вследствие 80% повреждения на глубину 1 фут вокруг скважины.

b)    Рассчитать процент начальной продуктивности скважины вследствие 80% повреждения в виде кольца шириной 1 фут на расстоянии 4 фута от скважины.

Решение:

-=-:-= 61,2.

1489    0,0286    +0,0304

1,365


3,6106


л Процент начальной продуктивности = 61%.

б)

1 ( 1489' log ——

1 ,    4,365    1 ,    5,365    1 ,    1489

-log--h-log--I--log-

100 6 0,365 20 6 4,365 100 6 5,365

3,6106

= 91.

0,01078+0,00448+0,02443

Л Процент начальной продуктивности = 91%.

Были проведены испытания на офшорной скважине в Луизиане на плиоценовых платах. Дебит составлял 1200 баррелей/день при давлении на устье 1632 psig и 71 футе эффективной мощности несцементированного песчаника.

Анализ данных испытания показал сильные повреждения в скважине, ограничивающие дебит (скин = 210). Также было показано, что дебит можно увеличить до 6850 баррелей/день при том же устьевом давлении при условии устранения выявленных повреждений.

Для устранения повреждений необходимо ясное понимание причин, вызвавших данные повреждения. Анализ данных испытания показал неадекватность перфорации, а также возможное повреждение пласта. Это было подтверждено анализом керна и геофизическими исследованиями при эксплуатации. Была проведена кислотная обработка и последующие испытания показали серьезное улучшение скина (скин =15). Дебит вырос до 4400 баррелей/день при давлении на устье в 2060 psig.

Основные результаты приведены на стр. 1 ссылки 1. Процедура проведения испытаний и аналитические графики приведены на стр. 2-5. Интерпретация по контрольным моделям, стр. 3 (Model Verified Interpretation), показала однородный высокопроницаемый пласт с режимом накопления скважины и большим скин-эффектом. Узловой анализ (NODAL Analysis), стр. 4, показывает, что дебит в значительной мере ограничен скином, и предсказывает увеличение дебита до 5650 баррелей/день при устранении повреждений пласта. Наконец, из анализа возможности применения различной плотности перфорации (стр.

5) можно выбрать подходящий вариант и оценить возможное повреждение пласта. Графики интерпретации и расчеты приведены ниже.

Результаты геофизических исследований

Эксплуатационная геофизика показывает, что приток происходи по всем 40 футам перфорации, за исключением последних 5-6 футов. Так как неоднородность проницаемости в интервале перфорации минимальна, а профиль притока неоднороден, предполагается, что повреждение пласта сказалось на продуктивной зоне неровно.

Результаты испытаний после кислотной обработки

Заметно серьезное улучшение условий работы скважины. Результирующий прирост дебита совпадает с расчетным по технологии узлового анализа. Графики и расчеты представлены ниже.

Анализ перед кислотной обработкой. Узловой Анализ

Test Identification Идентификация теста

Test Туре......................................SPRO

Тип теста

Test No.............. ................................1

Номер теста

Formation...............................Е-2 SAND

Пласт

Test Interval (ft) .................11 942 -11 982

Интервал тестирования Completion Configuration Конфигурация заканчивания

Total Depth (MD/TVD) .......11 920 -10 800

Глубина

Эффективная мощность Interpretation Results Результаты интерпретации

Model of Behavior...............Homogeneous

Модель поведения................однородная

Fluid Type used for Analysis .............Liquid

Тип флюида для анализа..........Жидкость

Скин-фактор

Test String Configuration Конфигурация тестовой подвески

Tubing Vertical Multiphase

Flow.............................Hagedorn-Brown

Tubing Length (ft)/ID (in.).......11 830/2,992

Длина НКТ/ВД

Packer Depth (ft)...........................11 826

Глубина пакера

Gauge Depth (ft)/Type...........11 920/DPTT

Глубина датчика Tubing Absolute

Roughness (ft) ............................5,0E -05

Абс. шероховатость НКТ Rock/Fluid/Wellbore Properties Свойства породы/флюидов/скважины

Максимальный дебит во время проведения испытаний - 1200 баррелей/день.

Целью данных испытаний является оценка эффективности заканчи-вания и определение потенциала продуктивности скважины.

Комментарии

Процедура проведения испытаний и измерений представлена на сле-

дующих страницах. Система вела себя как скважина в однородном пласте с режимом накопления и скином. Параметры скважины и пласта, приведенные выше, показывают высокопроницаемую породу и сильно поврежденную скважину. Устранение закупорки пор призабойной зоны приведет к увеличению дебита до 6850 баррелей/день при том же давлении на устье, равном 1632 psig, и риску повредить целостность гравийного фильтра. График чувствительности системы к плотности перфорации предполагает адекватную плотность и сильное повреждение пласта. Это может быть подтверждено эксплуатационным каротажем и анализом керна. Рекомендована кислотная обработка для устранения закупорки пор призабойной зоны и увеличения дебита. Заметьте, что скин, вызванный частичным проникновением в пласт, не может быть устранен кислотной обработкой, следовательно, расчетный дебит не может быть достигнут.

Таблица расчетов испытаний перед кислотной обработкой.

1. Анализ в логарифмических координатах.

1.1. Параметры соответствия Модель: однородная, WBS & S

Сре^ = 1.0Е185 PD/ АР =0,23 (TD/CD)I Дг = 1700


Соответствие давления Соответствие времени

= 37 373,4 мдарси - футов,

1.2. Расчет параметров пласта


'*• 'соотв.


соотв.


2. Обобщенный анализ по Хорнеру.

2.1.    Параметры прямой линии Наклон наложения

т' = 4,1112 Е-03 Р* = 5585 psia Р( 1 час) = 5575 psia Р(0) = 4622 psia


Р (точка пересечения)

Давление через 1 час Давление в момент времени ноль

2.2.    Расчет параметров пласта

37 929 мдарси-футов,

162.6 B0Vl0 т


kh-


\

/ \ к I

-log

/

+ 3,23> = 210

Р(1час)-Р(0)

m'Q„


S = 1,151


Номенклатура

к - проницаемость, мдарси; h - мощность пласта, фут;

С - константа режима накопления, баррелей/psi;

Е - экспоненциальное представление чисел;

Q0 - дебит нефти, бар./день;

PD - безразмерное давление;

ДР - изменение давления, psi;

TD - безразмерное время;

CD - безразмерная константа режима накопления; At - изменение времени, час;

В0 - объемный фактор нефти, баррелей/СТБ;

|10 - вязкость нефти, сантипуаз; ф - пористость породы.

Рис. 5.6.

Характеристика изменения давления / дебита


OIL FLOWRATE (B/D)


^4800--


; ВНР Ч


Характеристика изменения давления/дебита -1-» ¦« ' - 1 --->


4,00    6,00    8,00

Истекшее время (часов)


№    Дата    Время    Описание    Фактическая    Забойное Давление

Операции    час,    мин.    продолжи-    давление на устье

_тельность (psia)_(psia)

1

23 апр. 12:28

Спуск прибора в работающую скважину

0:48

1613,0

1636,0 4

2

23апр. 15:40

Начало замера дебита

4Ю0

4621,0

1649,0

3

23 апр. 16:08

Остановка скважины

4:28

4623,0

1648,0

4

23 апр. 21:25

Подъем инструмента

9:45

5579,0

2434,0

Итоговая сводка режимов

Цикл

Длительность

Давление (psia)

Дебит

Штуцер

час, мин.

Начало

Окончание

нефть (бар./день)

газ (млн фут3/д) (дюймов)

№1,

3:40

1613,0

4623,0

1200,0

0,754

0/64

№2,    5:17    4623,0    5579,0    0    0

Рис. 5.7.

Диагностический

график

Безразмерное время, TD/CD

Рис. 5.8.

Безразмерное

наложениеы

Безразмерное время, TD/CD

Испытания перед кислотной обработкой

Данные КВД

Дельта времени (час)

Забойное давление (psia)

1

0.00000Е+00

4622,6

2

1.50000Е-03

4624,3

3

2.83333Е-03

4635,5

4

4.16667Е-03

4647,4

5

5.66667Е-03

4656,5

6

7.00000Е-03

4664,6

7

8.33333Е-03

4672,7

8

9.83333Е-03

4681,0

9

1,11667Е-02

4689,4

10

1.25000Е-02

4697,6

11

1.40000Е-02

4705,9

12

1.53333Е-02

4714,0

13

1.66667Е-02

4722,1

14

1.81667Е-02

4730,3

15

1.95000Е-02

4738,4

16

2.08333Е-02

4746,4

17

2.23333Е-02

4754,5

18

2.36667Е-02

4762,6

19

2.50000Е-02

4770,6

20

2.65000Е-02

4778,7

21

2.78333Е-02

4786,6

22

2.91667Е-02

4794,4

23

3.06667Е-02

4802,4

24

3.20000Е-02

4810,1

25

З.ЗЗЗЗЗЕ-02

4817,9

26

3.48333Е-02

4925,7

27

3.61667Е-02

4833,4

28

3.75000Е-02

4841,2

29

3.90000Е-02

4848,9

30

4,03333Е-02

4856,5

31

4.16667Е-02

4864,1

32

4.31667Е-02

4871,6

33

4.45000Е-02

4879,3

34

4,58333Е-02

4886,8

35

4.73333Е-02

4894,3

36

4.86667Е-02

4901,8

37

5.00000Е-02

4909,1

38

5.56667Е-02

4938,5

Дельта времени (час)

Забойное давление (psia)

39

6,11667Е-02

4967,3

40

6.66667Е-02

4995,6

41

7.23334Е-02

5023,2

42

7.78333Е-02

5050,2

43

8.33334Е-02

5076,6

44

8.90000Е-02

5102,4

45

9.45000Е-02

5127,6

46

0,10000

5152,0

47

0,10567

5175,7

48

0,11117

5198,6

49

0,11667

5220,8

50

0,12233

5242,4

51

0,13333

5283,0

52

0,15000

5338,3

53

0,16667

5386,6

54

0,18333

5427,9

55

0,20000

5462,8

56

0,21667

5491,8

57

0,23333

5515,2

58

0,25000

5534,0

59

0,26667

5548,4

60

0,28333

5559,5

61

0,30000

5567,5

62

0,31667

5573,1

63

0,32783

5576,0

64

0,37783

5581,7

65

0,42783

5582,3

66

0,47783

5580,8

67

0,52783

5578,2

68

0,57783

5576,1

69

0,62783

5574,0

70

0,69450

5573,8

71

0,74450

5574,1

72

0,79450

5574,4

73

0,84450

5574,5

74

0,89450

5574,6

75

0,94450

5574,9

76

0,99450

5574,9

Дельта времени    Забойное

_(час)    давление (psia)

5575.1

1.0445

1.0945 1,1445 1,1945 1,2445 1,2945

1.3445 1,3945 1,4445 1,4945 1,5445 1,5945 1,6445 1,6945 1,7445 1,7945

1.8445 1,8945 1,9445 1,9945

2.0445

2.0945 2,2612

2.3445 2,5112 2,6778

2.8445 3,0112


5575.2

5575.3

5575.5

5575.5

5575.7

5575.7

5575.9

5575.9

5576.0

5576.1

5576.1

5576.2

5576.2

5576.2

5576.4

5576.4

5576.5

5574.4

5576.5

5576.6

5576.7

5576.8

5576.9

5577,0

5577.2

5577.4

5577.5

Дельта времени (час)

Забойное давление (psia)

105

3,1778

15577,7

106

3,3445

5577,8

107

3,4278

5577,9

108

3,8612

5577,9

109

3,8945

5578,0

110

3,9278

5578,2

111

4,0945

5578,3

112

4,2612

5578,5

ИЗ

4,4278

5578,5

114

4,5945

5578,6

115

4,7612

5578,7

116

4,9278

5578,7

117

5,0945

5578,9

118

5,1333

5578,9

119

5,1362

5578,9

120

5,1390

5579,0

121

5,1417

5579,0

122

5,1473

5578,9

123

5,1500

5579,0

124

5,1528

5579,0

125

5,1557

5579,0

126

5,1583

5579,0

127

5,1612

5579,0

128

5,1945

5578,9

129

5,2278

5578,9

130

5,2612

5579,0

131

5,2778

5579,0

Рис.5.9.

Оценка

потенциала

добычи.

График Нодал

(NODAL)

Дебит (STB/D)

Рис. 5.10. Оценка потенциала добычи, зависимость дебита от давления на устье

Давление на устье (psi)

Рис. 5.11.

Оценка

потенциала

добычи,

зависимость

дебита скважины

от плотности

перфорации

Плотность перфорации (отв,/фут)

Анализ перед кислотной обработкой Узловой Анализ

Идентификация Теста

Конфигурация подвески

Тип теста.......................

..............SPRO

Приток.........................Hagedorn-Brownr

Номер теста...................

....................2

Длина НКТ/ВД...................

11 830fi,992

Пласт............................

........Е-2 SAND

Глубина пакера ..................

..........11 826Т

Интервал тестирования

...И 942-11 982

Глубина датчика/тип...........

.11 920/DPTT .

Конфигурация заканчнвания

Скважинный клапан...........

Глубина..........................

...11 920/10 800

Условия испытания

_=

Обсадная колонна............

..............6,094

Давление на устье/НКТ ......

..............2060

Диаметр скважины..........

.................8,5

Давление на сепараторе.......

..............150

Интервал перфорации

..................40

Температура на устье..........

............100,0

Плотность перфорации

..................12

Свойства породы/флюидов/скважины

Диаметр перф. отв...........

..............0,610

Плотность нефти (°АР1)......

.............29,5

Эффективная мощность ..

..................71

Плотность газа..................

...............0,6

Результаты интерпретации

Газовый фактор..................

........... 1013

Модель поведения ...........

... Однородная

Обводненность (%)............

Тип флюида для анализа

.......Жидкость

Вязкость (сантипуаз)..........

...............0,7

Пластовое давление.........

...............5431

Суммарная сжимаемость.....

.......9.00Е-06

Гидропроводность...........

.............53 751

Пористость (%) .................

................28

Эффективная проницаемость............530

Пластовая температура (°F).

..............218

Скин-фактор..................

..................15

Объемный фактор .............

.............1,37 :

Длительность добычи (дни)

...............2,5Т

Максимальный дебит во время проведения испытаний -4398 баррелей/день.

i


Задачи при проведении испытаний

Целью данных испытаний являлась оценка эффективности проведения стимуляции кислотной обработкой.

Комментарии

Процедура проведения испытаний и измерений представлена на еле- s дующих страницах. Эффективность проведения кислотной обработки была достаточно | высока. Анализ данных показал значительное улучшение состояния скважины, привед- | шее к увеличению дебита более чем на 3000 баррелей/день при давлении на устье, увели- Щ чившемся на 428 psi.

1. Анализ в логарифмических координатах:

1.1.    Параметры соответствия Модель: однородная, WBS & S Соответствие давления Соответствие времени

CDe2s= 1.0Е16 Р0/ДР = 0.06318 (TD/CD)IAt = 1300

= 37 626 мдарси-футов,


1.2.    Расчет параметров пласта

(зЛ

kh = l4l,2Qa$0nt

kh


С =

CD -


= 486,


3389ц J

0,8936С Ф С,hr*


{td/cd)


At


Is


Cpg

Q>


= 15.


S = —In 2


2. Обобщенный анализ по Хорнеру:

2.1.    Параметры прямой линии Наклон наложения

т = 4,14328 Е-03 Р* = 5430 psia Р(1 час) = 5401 psia Р(0) = 5401 psia


Р (точка пересечения)

Давление через 1 час:

Давление в момент времени ноль:

2.2.    Расчет параметров пласта

162,6B.li.    ,

=--~-9-    =    37    635    мдарси    -    футов,

kh


Р(1час)-Рт m'Q0

\

( к )

-log

)

+3,23

\МоС,г1)

= 15.

Номенклатура:    it    -    проницаемость, мдарси;

S = 1,151


h - мощность пласта, фут;

С - константа режима накопления, баррелей/psi; Е - экспоненциальное представление чисел;

Q0 - дебит нефти, бар./день;

Рр - безразмерное давление;

АР - изменение давления, psi;

TD - безразмерное время;

О) - безразмерная константа режима накопления; At - изменение времени, час;

В0 - объемный фактор нефти, баррелей/СТБ;

- вязкость нефти, сантипуаз; ф - пористость породы.

5450



Q

со


5300


со

CL

ш

ОС

э

со

со

ш

СЕ

CL


о


5150

5000


Рис. 5.12. Характеристика изменения давления/дебита


4850 1-1-1-1-1-I-*

0    1,5    3,0    4,5    6,0    7,5    9,0

Истекшее время (часов)

Последовательность операций

Дата

Время

Описание

Фактическая

Забойное

Давление

Операции

час, мин

продолжи

давление

на устье

тельность

(psia)

(psia)

1

16 июн.

11:05

Запуск скважины

-50:40

Нет

Нет

2

17 июн.

11:05

Замена штуцера

-26:40

Нет

Нет

3

18 июн.

11:05

Замена штуцера

-2:43

Нет

Нет

4

18 июн.

13:45

Спуск прибора

0:00

2083.0

2082.0

в работающую скважину

5

18 июн.

15:48

Начало замера дебита

2:03

5040.0

2077.0

6

18 июн.

16:30

Остановка скважины

2:45

5041.0

2075.0

7

18 июн.

19:58

Подъем инструмента

6:13

5411.0

2871.0

Итоговая сводка режимов

Длительность

Давление (psia)

Дебит

Штуцер

Цикла

час, мин

Начало Окончание

нефть

(бар./день) газ (млн фут3/д)

(дюймов)

1

24:00

Нет Нет

3565,0

Нет

Нет

2

23:57

Нет Нет

4006,0

Нет

Нет

3

5:28

Нет 5041,0

4398,0

4,45

Нет

4

3:28

5041,0 5411,0

0

0

-

Рис. 5.13.

Проверка

достоверности

испытаний после

кислотной

обработки,

диагностический

график

Безразмерное время (TD/CD)

Рис. 5.14.

Проверка

достоверности

испытаний после

кислотной

обработки,

безразмерное

наложение


ш

ОС

3

со

со

ш

сс

0_


Наложение функции времени

5500

«    5200

4900

4600

4300


Рис.5.15. Оценка потенциала добычи. График Нодал (NODAL)


ф

о

е

о

о

CD


Дебит (STB/D)

Испытания

Данные КВД

после кислотной

обработки

1ьта времени

(час)

Забойное давление (psia)

Дельта времени (час)

Забойное давление (psia)

О.ОООООЕ+ОО

5040,6

39

7.50000Е-02

3574,1 ? -*

1.33336Е-03

5040,7

40

7.91667Е-02

5375,01

2.83330Е-03

5040,7

41

8,ЗЗЗЗЗЕ-02

5376,0 _'

4.16667Е-03

5040,8

42

8,75000Е-02

5376,8 ‘

5,50000Е-03

5040,8

43

9Д6667Е-02

5165,2 г

6.99997Е-03

5041,9

44

9.58333Е-02

5378,2 -

8.33333Е-03

5049,3

45

0,10000

5378,8 :

9.66670Е-03

5058,2

46

0,10417

5379,57

1.11666Е-02

5067,5

47

0,10833

5380,1

1.25000Е-02

5076,5

48

0,11250

5380,6

1.38334Е-02

5085,5

49

0,11667

5381,1

1.53333Е-02

5099,5

50

0,12083

5381,5 :

1.66667Е-02

5122,5

51

0,12500

5382,0

1.80000Е-02

5144,3

52

0,12917

5382,5 7

1.95000Е-02

5085,5

53

0,13333

5382,5 1

2.08333Е-02

5184,7

54

0,13750

5382,9 ,

2.21667Е-02

5203,2

55

0,14167

5383,3 :

2.36666Е-02

5220,2

56

0,14583

5383,8 1

2.50000Е-02

5236,1

57

0,15000

5383,9

2.63334Е-02

5250,8

58

0,15417

5384,2 Т

2.78333Е-02

5264,0

59

0,15967

5384,6 i

2.91667Е-02

5276,3

60

0,16800

5385,г!

3.05000Е-02

5287,4

61

0,17633

5385,9#

3,20000Е-02

5297,4

62

0,18467

5386,31

З.ЗЗЗЗЗЕ-02

5306,4

63

0,19300

5386,9 +

3.46667Е-02

5314,4

64

0,20133

5387,31

3.61666Е-02

5321,5

65

0,20967

5387,6_|

3.75000Е-02

5327,7

66

0,21800

5388,Of

3.88334Е-02

5333,3

67

0,22633

5388,41

4.03333Е-02

5338,1

68

0,23467

5388,8 4

4.16667Е-02

5348,8

69

0,24300

5389,0 |

4.58333Е-02

5356,2

70

0,25133

5389,4:1

5.00000Е-02

5361,1

71

0,25967

5389,8 1

5.41667Е-02

5364,7

72

0,26800

5390,0 5

5.83333Е-02

5367,5

73

0,27633

5390,4

6.25000Е-02

5369,7

74

0,28467

5390,6

6.66667Е-02

5371,4

75

0,29300

5390,8 5

7.08333Е-02

5372,9

76

0,30133

5391,1

Дельта времени

_(час)

0,30967

0,31800

0,32633

0,33467

0,34300

0,35133

0,35967

0,36800

0,37633

0,38467

0,39300

0,40133

0,40967

0,41800

0,42633

0,43467

0,44300

0,45133

0,45967

0,48467

0,50967

0,53467

0,55967

0,58467

0,60967

0,63467

0,65967

0,70967

0,75967

0,80967

0,85967

0,90967

0,95667

1,0097

Забойное давление (psia)

5391.4

5391.8

5392.2

5392.4

5392.5

5392.8

5392.9

5393.2

5393.2

5393.2

5393.5

5393.6

5393.8

5393.9

5394.2

5394.3

5394,5

5394.8

5494.8

5394.9

5395.4

5395.5

5395.9 Й96.4

5396.5

5397.2

5397.4

5398.0

5398.7

5399.3

5399.5

5400.0

5400.5

5401.0

Дельта времени _(час)

111

1,0597

112

1,1097

113

1,1597

114

2,1638

115

2,1763

116

2,1888

117

2,2013

118

2,2138

119

2,2263

120

2,2388

121

2,3430

122

2,5055

123

2,5097

124

2,5138

125

2,5638

126

2,6138

127

2,6638

128

2,7138

129

2,7638

130

2,8138

131

2,8638

132

2,9138

133

2,9638

134

3,0138

135

3,0638

136

3,1138

137

3,1638

138

3,2138

139

3,2638

140

3,3138

141

3,3638

142

3,4138

143

3,4638

Рис. 5.16.

8000

Оценка

О

7000

потенциала

Ш

добычи,

I—

6000

зависимость

В

го

5000

дебита

с

4000

о

от давления

о

тз

3000

на устье

о

Q.

ТЗ

Ъ

СГ

2000

Lj

1000

0

-I-


1350    1800    2250

900


2700


Давление на устье (psi)

Добывающая скважина.

Пример 5.3.


Используя данные НКТ из примера 4.2 и пластовые параметры из примера 2.3(6) (s = -5), рассчитать естественную производительность скважины:

к = 5 мдарси ft = 20 футов Ц.0 = 1,1 сантипуаз Интервал = 80 акров


рг = 2500 psig s = -5

В0 = 1,2 ПБ/СТБ г„ = 0,365 футов


80*43560

Решение.


г. = л)-- 1053 футов, радиус контура питания,

7,08* 10~3Мрг

<? = -

( \

"

Мо

In

ге

-0,75+s

7,08*10 *5*20*2500

In

' 1053 '

1,1*1,2

-0,75-5

[ 0,365

Теоретический дебит (AOFP) = 604 баррелей / день

Из примера 4.2 берем следующие давления личных дебитов:

на приеме НКТ для раз-

1}, бар./день

pwf, psig

200

730

400

800

600

910

Рис. 5.17.

Пример 5.3.

Индикаторная

кривая (IPR)

О)

и кривая

Q.

давления

?

на приеме НКТ

CL

Дебит, СТБ/д


Значения давления на приеме отложены на графике, приведенном выше. Точка пересечения кривой давления на приеме и индикаторной кривой дает уровень естественного дебита в 410 СТБ/день.

Пример 5.4.    Решить пример 5.3 для различных значений rw то есть rw = 100,200,

400,800 футов. Построить график зависимости дебита от радиуса скважины (используйте скин +2).

Решение.    Кривая давления на приеме НКТ из примера 5.3 строится по следую

щим точкам:

q, бар./день

Pwf, psig

200

730

400

800

600

910

800

1,080

Используя данные примера 5.4, рассчитываем дебит для различных значений rw и строим график: rw= 100 футов,

7,08*10 ~ъкИрг___7,08* 10~3 *5*20*2500

. (1053^

lnl 1—0,75+s

1,1 *1,2

У-

_ \ 100 J

-0,75+2

= 372 СТБ / день

Аналогично рассчитываем дебит для других значений rw:

rw (фут)

q (СТБ/день)

100

372

200

461

400

605

800

879

Рис. 5.18. График зависимости дебита от давления на приеме для различных значений


Дебит, СТБ/д

По графику, приведенному выше, считываем значения дебитов в точках пересечения кривой давления на приеме и индикаторной кривой для различных значений эффективного радиуса скважины. Эти значения даны в таблице и показаны на графике:

(фут)

q (СТБ/день)

100

265

200

320

400

410

800    565

Рис. 5.19.


График

зависимости

дебита

от эффективного

радиуса

Примечание: ГРП увеличивает эффективный радиус скважины (Прэтс, 1961, Приложение Е).

Используя данные из примера 5.3 (давление на приеме НКТ и индикаторную кривую) и примера 3.1 (табл. 3.2), провести анализ чувствительности системы к плотности перфорации.

Пример 5.5. Решение.


Рассчитайте и постройте детекторную характеристику по рис. 5.17 (пример 5.3) следующим образом:

Расчет детекторной характеристики

q (СТБ/день)

Др

200

938

250

713

300

488

350

244

400

40

410

0

Используя данные из табл. 3.2, построить зависимость дебита от депрессии для различных значений плотности перфорации на графике детекторной характеристики.

Точки пересечения детекторной характеристики с кривыми различных плотностей перфорации дают дебиты для различных значений плотности перфорации.

Рис. 5.20.

График

зависимости

дебита от

депрессии при

различных

значениях

плотности

перфорации

Дебит, СТБ/д

Плотность перфорации (отв./фут)

Дебит (бар./день)

2

350

4

378

8

390

12

20

405

24

408

И откладываем их на графике:

Рис. 5.21.

а.

о


График

зависимости

дебита

от плотности

перфорации

Плотность перфорации (отв./фут)

Используя программу FRACIPR, построить график падения дебита за один год.

Пример 5.6. Дано:


рг= 1400 psi к = 0,10 мдарси h = 50 футов kf= 30 000 мдарси Т = 20 дней Xf= 500 футов ф = 0,12 а = 1,54 Ь= 110 470,00

= 0,650 С, = 0,0014 psi"1 Wf= 0,004 фута |Х = 0,014 сантипуаза 2 = 0,8 Гг= 125,0 °F Re = 1490 футов Rw = 0,34 фута


Сравнить теоретический дебит (AOFP) для потока, описываемого и не описываемого законом Дарси. Рекомендуйте улучшение предложенного ГРП.

DOWELL SCHLUMBERGER FRAC IPR (Газовая скважина)

Т

fD

Fcd

Рр

Rw

Скин

AOF

1

20

0,0215

2,400

0,6163

380,0188

-7,0

1704

ПНД*

0,1334

2,1544

81,6248

-5,5

488

2

60

0,0646

2,400

0,8231

309,0294

-6,8

1276

ПНД

0,1749

2,5331

55,8905

-5,1

415

3

90

0,0969

2,400

0,9183

280,9560

-6,7

1144

ПНД

0,1935

2,6719

48,6511

-5,0

393

4

150

0,1615

2,400

1,0435

247,8946

-6,6

1007

ПНД

0,2175

2,8253

41,7317

-4,8

372

5

200

0,2153

2,400

1,1370

255,7721

-6,5

924

ПНД

0,2350

2,9340

37,4323

-4,7

358

6

250

0,2691

2,400

1,2077

210,3593

-6,4

870

ПНД

ОД 481

3,0062

34,8364

-4,6

349

7

300

0,3229

2,400

1,2716

197,3412

-6,4

826

ПНД

0,2598

3,0691

32,7006

-4,6

342

8

365

0,3929

2,400

1,3427

183,8023

-63

782

ПНД

0,2727

3,1353

30,6075

-4,5

335

© 1991 Dowell Schlumberger Inc.

•    Приток, не описываемый законом Дарси (ПНД)

Рекомендации:

•    Использовать лучший пропант

•    Использовать большую концентрацию пропанта

•    Попробовать ТКЭ (технология концевого экранирования) tip screen out (TSO).

Рис. 5.2.

Кривая падения дебита газовой скважины. Сравнение эффектов закона Дарси и ПНД

Время, дни

1.    Для следующей фонтанирующей скважины рассчитать теоретический дебит:

к0 = 30 мдарси    р, = 3000 psia

Упражнения.


h = 40 футов    ГФ (GOR) = 300 СКФ/СТБ

API = 30    hp = 10 футов

Т = 200 °F    yg = 0,7

Интервал = 160 акров    Обводненность = 0%

Диаметр скв. =    I2V4 дюйма    Обе. Колонна = 7 дюймов

2.    Рассчитать для ln(re / rw)= 7 дюймов и контура питания,равного 20, 40,80,160,320 акрам.

Совет: создайте таблицу.

Контур питания_гл__1п(г, / г„)

20__

40__________

80_

160____

320

3.    Построить кривую зависимости дебита от забойного давления (IPR) по следующим данным:

к = 50 мдарси    Глубина = 5000 футов

h = 100 футов    рг = 2000 psia

Обводненность = 0%

Для построения графика используйте таблицу.

4.    Построить кривую зависимости дебита от забойного давления (IPR) для задачи №1 и разных значений скина: -5,0, +5.

5.    Используя поправку Вогеля для кривой IPR для следующих данных:

А) рг~рь = 3000 psia

ТДС (AOFP) = 10 000 бар./день Б) рг = 2500 psia, pf, > pr    q0 = 100 бар./день

pwf= 1800 psia

6.    Построить кривую IPR: pr = 2000 psia

ph = 1500 psia PI = 4,7 б/д/psi.

7. Следующие данные получены при четырехточечном тесте: рг = 2500 psi pi, = 3000 psia

№ теста

йо (б/д)

/W(psia)

1

880

2000

2

1320

1500

3

1595

1000

4

1752

500

Рассчитать:

а)    значение С и п;

б)    теоретический дебит (AOFP), где <io=c(pt-plf)2.

8. На скважине из примера № 1 проведен ГРП с самым лучшим доступным пропантом. Полудлина трещины составляет 500 футов. Построить кривую IPR после ГРП.

9.    Построить кривые IPR для следующей скважины как функцию проницаемости:

рг = 2000 psi    ге =    2000 футов

5 = 0    rs = 0,5 фута

h = 50 футов    В0 = 1,2 ПБ/СТБ.

it = 1,10,100,1000,5000 мдарси

10.    Для примера 1 предположим к = 100 мдарси и построим кривые IPR для различных значений скина:

s = -5,-1,0,1,5,10,50,70

11. Построить зависимость q0 от s для примера № 2.

12. Дано:

ГЖФ = 800 СКФ/баррель Fw = 0.5

НКТ = 2,5 дюйма Плотность нефти = 35 Отн. плотн. газа = 0,65 Темп, на пов. = 60 °F


Psep = 200 psia Длина трубы = 400 футов Внутр. диам. тр.= 2,5 дюйма Глубина = 5000 футов Отн. плотн. воды = 1,074 Пласт, темп. = 180 °F Характеристики пласта для построения кривой IPR: рг = 4000 psia    q0 = 3000 бар./день

API


pi, = 3000 psia    Pwf - 2000 psia

Построить зависимость дебита от забойного давления и кривую давления на приеме НКТ и рассчитать дебит скважины.

13. Просчитайте чувствительность системы к внутреннему диаметру НКТ

и порекомендуйте оптимальный размер НК для следующих данных:

ГЖФ = 800 СКФ\СТБ    API = 350

yg = 0,65    pwh = 200 psia

Fw = 0    T = 140 °F

Глубина = 5000 футов    Диам. НКТ    = 2,2,5,3,4 дюйма

Кривая IPR из примера 1

14. Просчитать чувствительность системы к заканчиванию следующей скважины: pwh = 200 psia API = 35° yg = 0,65 Гр = 0,021 фута Ip = 0,883 фута re = 2000 футов pr = 3000 psia rw 0,365 фута |А0 = 1,2 сантипуаза Глубина = 5000 футов Используйте уравнения Мак-Леода.

ГЖФ = 800 СКФ/СТБ Fw = 0 (100%-ная нефть)

В,= 1

гс = 0,063 фута

кр = 0,4 К

h = 25 футов

hp = 20 футов

к = 20 мдарси

Диам. НКТ = 2,0 дюйма.


Формулы потерь давления

Используемые формулы

1.    Уравнения IPR для нефти

a.    Закон Дарси

b.    Вогель; Данные испытаний; pr < pj,

c.    Комбинация Вогель - Дарси; Данные испытаний

i.    При испытании когда pwf > ру

ii.    При испытании когда pwf < рь

d.    Кривая IPR Джонса (Jones IPR)

2.    Уравнения IPR для газа

a.    Закон Дарси для газа

b.    Кривая IPR Джонса для газа

3.    Уравнение противодавления

4.    Уравнения неустановившегося режима

a.    Время до псевдо установившегося режима

b.    IPR нефти (неустановившийся режим)

c.    IPR газа (неустановившийся режим)

5.    Уравнения падения давления в заканчивании

a.    Скважины с гравийным фильтром

i.    Нефтяные скважины

ii.    Газовые скважины

b.    Падение давления в открытой перфорации

i.    Нефтяные скважины

ii.    Газовые скважины

а. Закон Дарси

7,08M0~4/i(pr-p^)

Чо =


М.

+ S


AOFP -(PIY (рг -0),

Р/ = —

7,08*10 Wi


Л-А* Др

+ S


где

q - дебит нефти, баррелей/день,

AOFP - теоретический дебит скважины, баррелей/день, к - проницаемость, миллидарси, h - эффективная мощность пласта, футов,

рг - среднее пластовое давление (статическое забойное давление), psi, Pwfs ~ среднее забойное давление на вскрытой поверхности, psi, ц0 - средняя вязкость, сантипуаз,

В„ - объемный фактор, пластовых баррелей / стандартный баррель, ге - радиус контура питания, футов, rw - радиус скважины, футов, s - скин-фактор, безразмерный,

PI - коэффициент продуктивности, баррелей в день / psi.

Ь. Вогель, данные испытаний; ргрь

\2

-^- = 1-0,2-^--0.8|

Pwfs

Рг


Рг


Яотах

с. Комбинация Вогель - Дарси; Данные испытаний

i. При испытании, когда pwf> рь

Р1 = -

Рг Pwfs

%=Р1*(РГ-Рь)> Р1*Рь

Чь+-

ч,


1,8

Точки на кривой IPR: при pwf>pb

при pwf<pb Чо=Чь+(Чот >x~4b)*

ii. При испытании когда pwftest <Рь> Ч

Р1 = -

¦

/ Л

(

1-0,2

Pwf

-0,8

щ

, рь >

,рь )


(Рг-Рь)+

/ N

( \г

1-0,2

Pwf

-°’*М

1 рь )

{Рь )

%=Р1*(Рг-Рь)> Р1*Рь

1,8

Точки на кривой IPR: при pwf>pb

Чо=Р1*(Рг~Р^У> при pwf<pb

/ \

f N

2~

1-0,2

P*f

—0,8

Pwf

{ Pbj

I Pb >


Чо ~ Чь ^~(Чотах ~4b) где

q0 - дебит нефти, баррелей/день, qb - дебит при давлении насыщения, pb - давление насыщения,

Чо шах - максимальный дебит (Вогель или комбинация), Р1 - Индекс продуктивности, баррелей в день / psi.

d. Кривая IPR Джонса (Jones IPR) Рг - Pwfs = Щ2 + bq,

2,зо*114рв;р


Рг Pwfs


hjrw


f (г У

1 ‘

мА

Ы 0,472^

l+S

{ V»;

J

7,08*10 kh


-b±-^b2 +4a(pr -0) 2а    ’

AOFP =


где

2,30*10~ рв„р

Ь = -


hpfw

Г \ (гЛ

Мо

Ы 0,472^

¦+s

1 VW

7,08*l(T3JWi

q - дебит, баррелей/день,

рг - среднее пластовое давление (статика на забое), psi, Pwfs ~ забойное давление на вскрытой поверхности, psi, Р - коэффициент турбулентности, футов"1,

2,33 *10ш Р = '^1,201— по КацУ (Katz),

В0 - объемный фактор, РБ/СТБ, р - плотность жидкости, фунтов/фут5, hp - интервал перфорации, футов,

Ц0 - вязкость, сантипуаз, ге - радиус дренирования, футов, rw - радиус скважины, футов, s - скин-фактор, безразмерный, к - проницаемость, мдарси, а - слагаемое турбулентности, b - слагаемое потока Дарси.

2. Уравнения IPR для газа

а. Закон Дарси для газа 703*10-*щр;-р1ф)

<? = -

/ л

5

\lTz

In

Ге

э

—+s

К Tw j

4

где

q - дебит, баррелей/день,

к - проницаемость, мдарси,

h - эффективная мощность пласта, футов,

рг - среднее пластовое давление (статика на забое), psi,

pwfs - забойное давление на вскрытой поверхности, psi,

(X - вязкость, сантипуаз,

Т - температура, °R (°F + 460), z - сверхсжимаемость, безразмерный, те - радиус дренирования, футов, rw - радиус скважины, футов, s - скин фактор, безразмерный.

Ь. Кривая IPR Джонса для газа

Pr -Plfs =<Ч170 +bq,

3,16*10_12Ру?Гг

Pr ~Pwfs ~    Ту    ч    +"


h2prw -b±ijb2 +4а(р2


AOFP =



1,424 *10171Ц.Гг

In

/ л 0,472—

+ S

^ rv )

kh


где

3,16 *10_12ру. Tz

0,472^- |+s

1,424* 103цТг


In


Pwfs ~ забойное давление на вскрытой поверхности, psi, Р - коэффициент турбулентности, футов'1,

7 33*Ю10

R = —- по Кацу (Katz),

Р fcuo,

yg - относительная плотность газа, безразмерный,

Т - температура, °R (°F + 460),

z - сверхсжимаемость, безразмерный,

hp - интервал перфорации, футов,

ге - радиус дренирования, футов,

rw - радиус скважины, футов.

3. Уравнение противодавления

qg=c(p?-pifs)ni

где

703*

п - 0,5 < п < 1,0,

qg - дебит газа, млн футов3/день,

к - проницаемость, миллидарси,

h - эффективная мощность пласта, футов,

рг - среднее пластовое давление (статика на забое), psi,

pwfs - забойное давление на вскрытой поверхности, psi,

(X - вязкость, сантипуаз,

Т - температура, °R (°F + 460), z - сверх Сжимаемость, безразмерный, те - радиус дренирования, футов, rw - радиус скважины, футов, s - скин-фактор, безразмерный.

\

\


/


где

ф - пористость, дробь,

(X - вязкость, сантипуаз,


с, - суммарная сжимаемость, psr', ге - радиус дренирования, футов, к - проницаемость, миллидарси,

t$tab - время достижения переменным давлением границы

b. IPR нефти (неустановившийся режим) kKpr-pwft)_

Я,-'

kt


log


162,6 \10ВС


-3,23+0,87s


где

к - проницаемость, миллидарси, h - эффективная мощность пласта, футов, (i. - вязкость, сантипуаз,

Вд - объемный фактор, РБ/СТБ,

t - интересующее нас время; t < tstab , час,

ф - пористость, дробь,

с, - суммарная сжимаемость, psi'1,

rw - радиус скважины, футов,

s - скин-фактор, безразмерный,

с. IPR газа (неустановившийся режим)

kt


log


1638ц Tz


-3,23 +0,87s


где

qg - дебит газа, млн футов3/день, к - проницаемость, миллидарси, рг - среднее пластовое давление (статика на забое), psi, pwfs - забойное давление на вскрытой поверхности, psi, |1 - вязкость, сантипуаз,

Т - температура, °R (°F + 460),

z - сверхсжимаемость, безразмерный,

t - интересующее нас время; t tstab, час,

ф - пористость, дробь,

с, - суммарная сжимаемость, psi1,

rw - радиус скважины, футов,

s - скин-фактор, безразмерный.

Скважины с гравийным фильтром

1.    Нефтяные скважины (общая форма)

Pwfs~ Pwf = Др = Щг + bq,

9,08* 10~1?рВдР1 2 .

Ар    q    +    qy

А2    1,127*    10 Jfcgj4

где

9,08*10~13pB„2pL

Аг

b    №qL

1,127*10

q - дебит, баррелей/день,

pwf~ забойное давление (в скважине), psi,

pwfs - забойное давление на вскрытой поверхности, psi,

Р - коэффициент турбулентности, футов1,

„    1,47* 107

р=    *

В0 - объемный фактор, пластовых баррелей / стандартный баррель, р - плотность жидкости, фунтов/фут3,

L - длина линейного участка тока, футов,.

Л - суммарная площадь, открытая у притока, футов2 (Л - площадь перфорационного канала*плотность*интервал перфорации),

kg - проницаемость гравийного фильтра, мдарси.

2.    Газовые скважины (общая форма)

q - дебит, млн. куб.футов/день,

pwf- забойное давление (в скважине), psi,

Pwfs ~ забойное давление на вскрытой поверхности, psi, Р - коэффициент турбулентности, футов'1,

1,47 40'

Р =

Yg - относительная плотность газа, безразмерная,

Т - температура, °R (°F+460), z - сверхсжимаемость, безразмерная,

L - длина линейного участка тока, футов,

А - суммарная площадь открытая у притока, футов2 - площадь перфорационного канала‘плотность*интервал перфорации),

Ц = вязкость, сантипуаз.

Ь. Падение давления на открытой перфорации

1. Нефтяные скважины (общая форма)

P^-Pw/ = aq2+bq = Ap,

JL_1

УГР r‘ j


ч2 +


7,08* 10~г Lpkp


2,30* 10_14рВ„р


Др = -


где


2,30*10~14рВо2р

УГР T‘j

М-В01п—

Ь = -

7,08*10 Lpkp

q0 - дебит/перфорационный канал, баррелей/день, Р - коэффициент турбулентности, футов'1,

2,33*10"

Р =


.1,201

кр

В0 - объемный фактор, пластовых баррелей / стандартный баррель, р - плотность жидкости, фунтов/фут3,

Lp - длина перфорационного канала, футов,

|Х - вязкость, сантипуаз.

кр - проницаемость уплотненной зоны, мдарси,

кр-0,\к пласта при сверх сбалансированной перфорации, кр-0,1к пласта при недо сбалансированной перфорации, Гр - радиус перфорационного канала, футов, гс - радиус уплотненной зоны, футов, гс = гр + 0,5 дюйма.

2. Газовые скважины (Общая форма)

р1},-р1(=<щг+ЬЧ=

3,16*10-l2Py?Tz

( у 1 1

т<,

ч2 +

1,424* 103цГг In— гр

г ..........

1

¦Г

1

где

г \

_L_± \rj r<j


3,16*10_12Py.7z

а = -

1,424 *10Vlzln-!L

b = -

Lpkp

q0 - дебит/перфорационный канал, баррелей/день,

P - коэффициент турбулентности, футов"1,

2.33*1010

Р “ 1.1.201

yg - относительная плотность газа, безразмерная,

Т- температура, °R (°F+460), z - сверхсжимаемость, безразмерная, гс - радиус уплотненной зоны, футов, тс = Гр + 0.5 дюйма Гр - радиус перфорационного канала, футов,

Lp - длина перфорационного канала, футов,

Ц - вязкость, сантипуаз,

кр - проницаемость уплотненной зоны, мдарси,

кр = 0Лк пласта при сверхсбалансированной перфорации, кр = 0Лк пласта при недосбалансированной перфорации.

Корреляции физических свойств жидкостей

Свойства нефти

Нефть в отсутствие растворенного в ней газа называется мертвой нефтью. Физические свойства мертвой нефти являются функцией плотности API нефти, давления и температуры. Плотность API нефти определяется следующим образом:

141,5

Плотность API = —-’¦- 131,5,

Отн. плотн. при 60°F

Плотность API воды составляет 10. При присутствии газа в растворе свойства нефти также зависят от растворимости газа в дополнение к давлению, температуре и плотности API нефти. Растворимость газа обычно представляется символом Rs.

Растворимость газа (Rs).

Растворимость газа определяется как объем газа, растворенного в одном стандартном барреле нефти при фиксированном давлении и температуре. Растворимость газа возрастает с увеличением давления вплоть до давления насыщения нефти. Выше давления насыщения растворимость газа остается постоянной (рис. Б-1).


Рис. Б-1. Изменение растворимости газа в зависимости от давления и температуры

Существует большое количество корреляций для расчета растворимости газа, такие, как корреляция Стэндинга, корреляция Лассатэра и т.д. Корреляция Стэндинга:    -¦

Rs

' СКФЛ

10ОД125(ЛМ)‘

v СТБ,

-V

-У*

18 100,<ХХ)91(Г)

1,2

где

yg - относительная плотность газа (воздух = 1,0), р - давление нефти, psia,

Т - температура нефти, °F,

API - плотность API нефти, °АР1.

.dt


Коэффициент пластового объема (Ва) нефти

Объем в баррелях, занимаемый одним стандартным баррелем нефти вместе с растворенным газом при значениях давления и температуры выше стандартных, называется коэффициентом пластового объема нефти. Единицы измерения В0 - пласто-вый баррель на стандартный баррель, т.е. безразмерный. Он измеряет объемное сжатие нефти при переходе от пластовых к поверхностным условиям. Коэффициент пластового объема возрастает экспоненциально в зависимости от давления вплоть до давления насыщения (рис. Б-2). Так как газ прекращает растворяться в нефти после давления насыщения, коэффициент пластового объема начинает уменьшаться в связи с сжимаемостью жидкости.    т

Давление (psia)

Рь =давление насыщения


Рис. Б-2. Зависимость объемного фактора нефти от давления и температуры

Существуют различные корреляции для расчета объемного фактора. Эти корреляции эм-; лирические и основываются на данных из различных нефтяных провинций США. Кор*: реляция Стэндинга, выведенная для Калифорнийской нефти, - одна из старейших и на-? иболее часто используемых:    ®

В0 = 0,972 + 0,000147*F ''|75, где

fy А0-5 h.

F = R.


+ 1,25(Г),


КУоу

- растворимость газа (СКФ/СТБ), Т - температура нефти, °F.

Стэндинг также представил графическую форму этой корреляции (рис. Б-3). При невозможности использования компьютера этот график очень удобен.

Для расчета растворимости газа Rs и объемного фактора В0 необходимо знание давления насыщения ру. Стэндинг разработал номограмму (рис. Б-4) для определения давления насыщения. Растворимость газа, рассчитанная при давлении насыщения остается константой выше давления. Тем не менее для расчетов выше давления насыщения может использоваться любая корреляция, включая и корреляцию Стэндинга. Для расчета объемного фактора выше давления используется следующая формула:

В0 = ВоЬ ехр(~С0(р-рь))>

где В0(, - объемный фактор при давлении насыщения ру. ВдЬ может быть рассчитан по корреляции Стэндинга (рис. Б-3), используя Rs = Rp, где Rp - накопленный газонефтяной фактор. Давление насыщения рь считается при помощи эмпирической формулы, описывающей график рис. Б-4:

г \

0,83

18,2

ь.

* 1 q(771100-0АР,/80'°> -1,4

KJ

Параметр С„ не является константой и может быть рассчитан с использованием уравнения, представленного Трубэ (Trube):

_ —1433+5Я, +17,2Г-1180гх +12.61ЛР/ р*105

В0 используется для приведения объемного дебита нефти, измеренного в поверхностных условиях, к объемному дебиту в любых других температурных условиях и условиях давления, как, например, в пластовых условиях.

FORMATION VOLUME of BUBBLE POINT LIQUID

Рис. Б-3.    Свойства    естественных    смесей    углеводородных газов и жидкостей, объ- \

емный фактор газа и жидкой фазы. По Стэндингу    j

oj=i:a. я 9 0<

«- ?г-~ ф с У- тз

°gd?|" 1

«S>«S® И

.. ® с о о с*-

о о д ф

Ь>?®°2®.?-Д

0^ot*cJ>>3 CCiS Р S п Р я сг о. со о.Я од. о>?


со

LL «Я Ф _

3§1$


И?йо>с.~2»



Sra-gaE-g»^


Свойства естественных смесей углеводородных газов и жидкостей, давление насыщения. По Стэндингу

Вязкость пластовой нефти, содержащей растворенный газ, уменьшается при увеличении давления вплоть до давления насыщения. Выше давления насыщения вязкость увеличивается (рис. Б-5). При отсутствии данных лабораторных исследований вязкости и при известных давлении и температуре используется корреляция Била (Beal). Бил нашел корреляцию абсолютной вязкости полностью разгазированной нефти с API плотностью нефти в поверхностных условиях для различных температур (рис. Б-6). Корреляция для газонасыщенной нефти была представлена Чу и Конали (Chew, Connally) в зависимости от вязкости разгазированной нефти и растворимости газа (рис. Б-7). Бил также представил корреляцию для оценки увеличения вязкости выше давления насыщения (сантипуаз/1000 psi) для расчета вязкости нефти выше давления насыщения, если известна вязкость при давлении насыщения (рис. Б-8).

Рис. Б-5.


Зависимость вязкости нефти от давления.

Давление (psia)

Для расчетов рекомендуется использовать лабораторные значения B0,RS, |i0 при их наличии.

Физические свойства газа

Относительная плотность газа является очень важным параметром при оценке свойств газа. Обычно это значение очень легко определить в лаборатории. При отсутствии лабораторных данных относительная плотность газа может быть рассчитана исходя из следующего соотношения и известного молекулярного веса (М) газа:

М

~ 29'

где молекулярный вес воздуха равен 29. Таким образом, относительная плотность воздуха равна единице.

Плотность газа может быть определена из закона реального газа: р,=0,0433у^,

где    рg - плотность газа, гр/см3,

- относительная плотность газа (воздух = 1), р - давление газа, psia,

Г - абсолютная температура газа, °R (460 + температура, °F), z - коэффициент отклонения.

Рис. Б-6. Вязкость дегазированной нефти

при пластовой температуре и атмосферном давлении.

По Билу

Плотность нефти API при 60 F и атмосферном давлении

Вязкость дегазированной нефти, сантипуаз (при пластовой температуре и атмосферном давлении)

CISCCSITY OF GAS-SATURATED OL CP (ATRESERVOIR TEMPERATURE AND SATURATION PRESSURE)


Определить вязкость газонасыщенной нефти с газовым фактором = 600 (СКФ/б) если вязкость дегазированной нефти = 1,5 сант., при фиксированной температуре.

Решение: отложить вязкость 1,5 по оси абсцисс вертикально вверх до пересечения с графиком газового фактора - 600, по горизонтали до пересечения с осью ординат. Считываем значение вязкости = 0,58 сантипуаза.


Рис. Б-7.    Вязкость газонасыщенной нефти в пластовых условиях. Вязкость дегази

рованной нефти берется по лабораторным данным или по рис. Б-6. По Чу и Кэннэлли

Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения, сантипуаз

Рис. Б-8.    Увеличение    вязкости    нефти    выше    давления    насыщения. По Билу.

Коэффициент отклонения газа {КОГ) от идеального

КОГ является очень важной переменной при расчете плотности и объемного фактора газа. Для определения КОГ Стэндинг использовал закон соответствующих состояний. Этот закон утверждает, что при одних и тех же приведенных давлении и температуре все гидрокарбонатные газы имеют одинаковый КОГ. Приведенные давление и температура определяются следующим образом:

*рс

Ypc

Т = приведенная температура = —>


где р и Т - абсолютные значения давления и температуры газа, ррс = псевдокритическое давление,

ТрС = псевдокритическая температура.

Отношение относительной плотности газа и псевдокритических давления и температуры было представлено Брауном и др. (Brown et al.) (рис. Б-9).

После определения псевдокритического давления и псевдокритической температуры по графику на рис. Б-9, рассчитываются значения уменьшенного давления и температуры по формулам представленным выше. По полученным значениям рассчитывается КОГ с использованием соответствующей корреляции Стэндинга и Кэтца (Standing, Katz) (Рис. Б-10).

о

=>

ш

ф


Рис. Б-9. Корреляция псевдокритических параметров конденсата и различных природных газов с плотностью флюидов.

По Брауну.

ПРИВЕДЕННАЯ ТЕМПЕРАТУРА,

2    3    4    5    6

REAL GAS DEVIATION FACTOR,

10    11    12    13

ПРИВЕДЕННОЕ ДАВЛЕНИЕ, Р„

Коэффициент отклонения реального газа для природных газов как функция приведенных давления и температуры. По Стэндингу и Кэтцу

Объемный коэффициент газа может быть рассчитан по следующей формуле:

zT

Вд =0,0283—,

* р где

р - давление, psia,

Т - абсолютная температура, °R,

Вязкость газа

Карр, Кобаяши и Барроуз (Carr, Kobayashi, Burrows) представили корреляцию для расчета вязкости природного газа как функции плотности газа, давления и температуры. Данная корреляция включает в себя корреляции на случай присутствия не гидрокарбонатных газов в природном газе. Карр и др. представили корреляцию вязкости природного газа при давлении в одну атмосферу с относительной плотностью газа и его температурой (рис. Б-11). Далее вносится поправка на давление для вязкости природного газа при давлении в одну атмосферу (рис. Б-12). Для использования рис. Б-12 необходимо рассчитать значения псевдоуменьшенного давления и температуры. Эта корреляция представляет отношение вязкостей газа при соответствующих давлении и температуре и газа при атмосферном давлении и данной темепературе.

Плотность газа Yg (AIR = 1000)

0,5    1.0    1,5'    2.0    2.S    3,0    3,5

Рис. Б-1 1-

Вязкость природного газа при 1 атмосфере. Карр, Кобаяши и Барроуз

ТРС - значение псевдокритической температуры по рис. Б-14. Видимая сжимаемость нефти соа ниже давления насыщения с учетом растворенного газа может быть рассчитана по формуле

В„

R.


— с„ +

° (0,83р + 21,75) В0 '

Для изотермических условий сжимаемость пластовой воды определяется как

1


dp


где


Bw - объемный фактор воды.


Рис. Б-14.

Приблизительная

корреляция

псевдокритического

давления

и температуры

с плотностью

Плотность недонасыщенной пластовой жидкости при пластовом давлении, Приведено к 60 F,

Додсон и Стэндинг представили корреляцию для определения сжимаемости воды (рис. Б-15). В связи с тем что растворимость газа в воде невелика, его влияние не рассматривается в данном руководстве.

Сжимаемость газа в изотермических условиях определяется как

dz

dp)

где

z - коэффициент отклонения реального газа от идеального (давление в psia, температура в градусах Ранкина).

Трубэ (Trube) представил корреляцию для расчета сжимаемости газа. Сжимаемость газа определяется как отношение псевдокритической сжимаемости и псевдокритического давления:

Ррг

Температура, °F


Рис. Б-15. Влияние растворенного газа

на сжимаемость воды

Газоводяной фактор, фут^/бар

Для определения сжимаемости газа Трубэ представил корреляцию для определения срг как функцию псевдоуменьшенного давления и температуры (рис. Б-16 и Б-17). Обратите внимание, что корреляции похожи. Они представляют псевдоуменьшенную сжимаемость на двух отрезках значений сжимаемости.

Сжимаемость порового объема породы ( Cf)

Сжимаемость породы в изотермических условиях определяется как

Существует большое количество корреляций для расчета сжимаемости, каждая для определенного типа породы. На рис. Б-18 представлена корреляция сжимаемости породы по Ньюману. Очень рекомендуется использовать лабораторные данные. Из рис. Б-18 видно, что представленные корреляции по меньшей мере сомнительны. Тем не менее, при расчете добывных возможностей, сжимаемость породы составляет незначительную часть суммарной сжимаемости с,:

с, С0 S0 + cw Sw ~t~Cg Sg + Cjt

S - насыщенность флюидом, соответственно нефтью, водой, газом. S0 + Sw + S*= 1,

где


Рис. Б-16.


псевдоуменьшенной & О

сжимаемости    .-

_1


Корреляция


природного газа


о.

5


Сжимаемость газа как минимум на порядок выше, чем сжимаемость жидкостей или породы. В газовых залежах принято считать, что

Следует отметить, что сжимаемость газа имеет порядок 10'4, а сжимаемость породы и жидкостей - 10'5,10‘6.

Рис. Б-17. Корреляция псевдоуменьшеннои сжимаемости природного газа

Псевдоуменыиенное давление, Р

ЁЗ

-JQC

Начальная пористость при давлении - ноль. ф(


О 5    10    15    20    25    30    35

Начальная пористость при давлении - ноль, ф(


CD О.

wo

wp

Ш<

Ch

о_сл

20

°s

ofc

Ш"Т

Сжимаемость порового объема при 75% литостатического давления в зависимости от начальной пористости известняка

Рис. Б-18. Рис. Б-19.


Сжимаемость порового объема при 75% литостатического давления в зависимости от начальной пористости рыхлого песчаника


Ьш

сой.

изо

(ОЙ

ш<

ссн

0_С/>

20

°Е

Ofc ш „ 2^

Начальная пористость при давлении - ноль, ф1 Сжимаемость порового объема при 75% литостатического давления в зависимости от начальной пористости сцементированного песчаника

Приложение

Градиентные кривые

В


LENGTH in 1000 FEET

% \ %

12    16    20    24    28

Н-I-1-1-1--1-1-1-

ГРАДИЕНТЫ ДАВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО ПОТОКА (безводная нефть)

Диаметр НКТ    2 дюйма

Дебит    1500 б/день

API плотность нефти    35 API

Отн. плотность газа    0,65

Ср. температура потока    140 °F

?

%

%

%


LENGTH in 1000 FEET

% \ % %


ГРАДИЕНТЫ ДАВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО ПОТОКА (50% нефть - 50% вода)

Диаметр НКТ Дебит

API плотность нефти Отн. плотность воды Отн. плотность газа Ср. температура потока


2 дюйма 500 б / день 35 API 1,074 0,65 140 °F


LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

1 -

2-

3- -

4-

5-

6 -

8-

9-

4V4,% % %

% %


LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

<PS

LENGTH in 1000 FEET

4 дюйма 1000 б/день 35 API 0,65 140 °F

LENGTH in 1000 FEET


ГРАДИЕНТЫ ДАВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО ПОТОКА (безводная нефть)

Диаметр НКТ Дебит

API плотность нефти Отн. плотность газа Ср. температура потока


LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

LENGTH in 1000 FEET

Расчет скорости газа

<и> ял*

zT ts

где    qs    -    дебит    газа    (млн    СКФ/день),

q - дебит газа (млн СКФ/день), р - давление, psia,

Г - температура, °R, d - диаметр, фут,

/- коэффициент трения Муди.

Следовательно,

qszT

= 0,028173

<? =


' 4Ч06 7186400

ч


'<11 106


106

86400


v =


ltd 4

W J J


=14,7365 q/d2 фут/сек

Отсюда


v = 14,7365*0,02873^^ = 0,415273^^.

pd2    pd2

Расчет коэффициента трения


0,4151732'

' kV

fzTN

2*32,174

V /

U5 J

i p,

Число Рейнольдса

d - диаметр, фут, v - скорость, фут/сек, р - плотность, фунтов/фут3,

Ц - вязкость, сантипуаз,

yg - относительная плотность газа (воздух=1),

NRe =1488^10,415173^^112,7047-^1 = 1671^.

I    pd2»    J1    zT    j    ^

В литературе также встречается следующее выражение для диаметра трубы в дюймах: 20050- г

V-i

Поправка Каллендера и Смита (Cullender & Smith)

(


53,24


Tz


г \г P_

yTzy


sinQdL +0,002678 (


53,24 V p

yt JvTz


j


Приложение г-i

Частичное вскрытие

пласта

Частичное проникновение имеет место, когда скважина частично вскрывает продуктивный пласт, или когда перфорация проведена лишь на части колонны, вскрывающей продуктивный пласт (рис. Д-1).

ЧАСТИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА


Рис. Д-1.

Частичное вскрытие пласта

ЧАСТИЧНОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ

Псевдоскин-фактор (SR) может быть рассчитан с использованием приведенной ниже номограммы (рис. Д-2).

КОЭФФИЦИЕНТ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА (Ь)


Рис. Д-2. Номограмма псевдоскин-фактора ( Sf>)


XL

О

Z

со

о

о

э


Корреляция Прэтса

Корреляция Прэтса (Prats) определила корреляцию между безразмерным радиусом скважины ( rwe/Xf) и безразмерной проводимостью трещины (рис. Е-1).

kfWf

Cm “

kx

f


при Cfp> 10,

= 0,5.


Рис. E-l. Отношение безразмерных радиуса скважины и проводимости трещины

Характеристики скважин после ГРП

Большие дебиты после эффективного ГРП в России

Методология и процедура проведения расчета при моделировании

характеристик притока скважин после ГРП

Джо М. Мак - ЮКОС, Михаил Холодов - ЮКОС, Дон Уолкотт - ЮКОС

Введение

Для обсуждения добычи, и в особенности ГРП, будет полезно разделить все пласты на три основные категории:

1)    низкопроницаемые, k < 1 мдарси,

2)    среднепроницаемые, 1 мдарси < к < 50 мдарси,

3)    высокопроницаемые, к > 50 мдарси.

Большинство российских нефтяных скважин и практически все сибирские нефтяные скважины попадают в «среднепроницаемую» категорию. Это достаточно хорошие скважины, даже при применении стандартных приемов заканчивания и добычи. Однако эти скважины могут быть превращены в прекрасные высокодебитные скважины путем применения правильной технологии ГРП совместно с системами механизированного подъема, соответствующими высокой производительности скважин. Именно подобный тип скважин наиболее подвержен влиянию заканчивания и зависит от решений по добыче, в связи с наличием большого количества уровней добывных возможностей, от естественного до высокостимулированного с агрессивной системой механизированного подъема жидкости. Этот диапазон может составлять один порядок или больше.

Так как подобные скважины достаточно хороши и без ГРП, то на них, как правило, не обращают внимания при подборе скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва. К тому же, очевидно, что многие скважины со средней проницаемостью пластов были подвергнуты ГРП с использованием технологии низкопроницаемых трещин и с плохими результатами, что оставило дурной привкус и нежелание проводить ГРП на таких скважинах в дальнейшем.

Проводить стимуляцию на низкопроницаемых скважинах легко, так как легко создать большой контраст проницаемости между пластом и трещиной; высокопроницаемые платы рвут в основном для уменьшения скина. Но именно в пластах со средней проницаемостью геометрические параметры трещины ху, ну и ее проводимость становятся особенно важными. В связи с тем что проницаемость относительно высока, становится сложно создать необходимый контраст для достижения эффективной стимуляции.

Последующая дискуссия обозначит ключевые проблемы и представит простую методологию расчета геометрии трещины (Xf,Wf,kf), необходимой для значительного увеличения производительности путем проведения ГРП на среднепроницаемых скважинах. Мы сравним стандартные приемы проведения ГРП с «наиболее подходящими» приемами, основанными на новейших технологиях расчетов и закачки. В данной статье не рассматривается процесс создания трещин, только расчет параметров трещины, необходимых для увеличения производительности скважины. Лидирующие сервисные компании разработали прекрасные технологии расчета и создания желаемых трещин, основываясь на оптимальной геометрии трещины.

Теория и дискуссия

Таблица 1.    Данные    типичной    сибирской    нефтяной    скважины

Единицы

Рг, средне пластовое давление

200,0

атмосфер

Рь, давление насыщения

120,0

атмосфер

к„, проницаемость по нефти (жидкости)

5,0

мдарси

h, мощность пласта

15,0

метров

вязкость нефти (жидкости)

1,5

сантипуаз

?„, объемный фактор нефти

1,2

С„ полная сжимаемость

2.94Е-04

атм'1

ге, радиус дренирования

250,0

метров

г„, радиус ствола скважины

0,1

метров

Один из наиболее удобных и функциональных подходов к моделированию характеристик притока скважин после ГРП, это определение отрицательного скина, вызванного ГРП, и его подстановка в закон Дарси для псевдоустановившегося режима и радиального притока, уравнение 1. Существует большое количество способов определения скина, полученного при проведении различных типов ГРП. Тем не менее наиболее полезное определение базируется на отношении безразмерного давления (PD) и безразмерного времени (tDxf) для трещины конечной проводимости. Данное сложное соотношение показано на рис. 3. Использование типовых кривых (ТК) является наиболее целесообразным подходом, так как один набор кривых применим ко всем ситуациям с граничными условиями, сходными с теми, для которых эти ТК были построены. Данная конкретная ТК построена для бесконечного пласта с трещиной конечной проводимости, характеризуемой параметром Fcd> формула 3. Диапазон tDxfS, представленных на рис. 3 охватывает практически все ситуации, встречающиеся на сибирских нефтяных месторождениях и большинстве нефтяных месторождений России.

Так как отношение p^Dxf является решением для неустановившегося режима, оно может применяться только до достижения псевдоустановившегося режима, уравнение 8. В момент достижения времени псевдоустановившегося режима tnyp решение для неустановившегося режима из типовой кривой конечной проводимости станет эквивалентно закону Дарси для псевдо установившегося режима. Таким образом, рр, соответствующее t„yp, может быть подставлено в уравнение 11 для расчета скина, порожденного этой конкретной Fcd- Именно FcD является характеристикой ГРП и результирующей трещины. Скины, рассчитываемые до времени псевдоустановившегося режима, будут значительно выше, что отражает неустановившуюся природу продуктивности скважины (переходный характер), рис. 2. Данный эффект имеет ярко выраженный характер в низкопроницаемых пластах. Иногда это явление называют повышенным дебитом или «сверхнапряженным» дебитом. Если переходный период до достижения псевдоустановившегося режима достаточно продолжителен, рассчитывается несколько индикаторных кривых с использованием высоких значений скина. Значение скина в момент времени tnyp соответствует закону Дарси, поэтому оно и считается остаточным скином, который может использоваться после того, как скважина достигла псевдоустановившегося режима притока. Также необходимо, чтобы скважина достигла псевдо радиального притока (уравнение 7), так как закон Дарси является решением для радиального притока. Из рис. 1 видно, что это время меньше, чем время достижения псевдоустановившегося режима и поэтому нас не беспокоит. При расчете притока ниже давления насыщения необходимо использовать поправку Вогеля (Vogel) для построения индикаторной кривой, чтобы учитывать увеличение газонасы-щенности в прискваженной зоне. Данные соотношения приведены в формулах 12 - 15. Уравнение 12 является отношением для расчета при давлениях ниже давления насыщения, Vogel-

Приведенные ниже формулы и отношения будут использованы для моделирования характеристик притока нефтяной скважины:

(1)

koh{pr~Pwf)


q0= мъ/д, к = мдарси, h=M,p = атм, (I = сантипуаз, г = м,

(2)


kfwf

(3)

(4)


* CD ~~7~    = Безразмерная проводимость трещины

кх у

Fc = Wfkf= Проводимость трещины,

(5)

(6)


Pd :


^Dxf -


khAp

- = Безразмерное давление,

18,4q(xB

0,00864/tf

-—дней = Безразмерное время

ФЦС,х/


к = мдарси, t = дней, (I = сантипуаз, С, = атм'1, Xf= м, tdprf$\iCtx2f

tprf = —oo864fc = ®^еМЯ ДО псевдоРадиального притока, суток (7) 1 < tdprf< 5 (tdprf= 5 для Fcd =100; tdprf= 3 для FCD = 10 и т.д.),

—--------=    Время    до    псевдоустановившегося    режима,    (8)

t_=


пур 0,00864*:


суток,

tpDA=0A2 (площадь, систем с вертикальными трещинами); А = пг2; khAp


4oVogel 4b ~^(Чтах 4b)

¦

г \

( \

2~

1-0,2

Pwf

-0,8

Pwf

, Рь ,

< ,


qb = q при давлении насыщения; рь - давление насыщения; Чь___k*h


: При псевдоустановившемся режиме,


KtH


S = pD-In


--+S,

4


PI*f =


r„ I 4


коэффициент продуктивности (Р1др) после ГРП при псевдоустановившемся режиме притока;

(Р1лр)Рь


Чтах ~ЧЬ + '


1,8


Чь - PiAF^Pr ~Рь)>


4 =


(9)

(10)

(11)

(12)

(13)


18,4 цВр0 / \


Pd =1п


Рг-Рь


+s


(14)


(15)


Можно представить себе безразмерную проводимость трещины FCD как меру различия проводимостей трещины и пласта. Прэтс (1962) показал, что при расчетах трещин Fcd должна быть больше 1,6. Для максимальной производительности FCD может превышать 500. Как следует из формул 2 и 11, целью проведения ГРП является уменьшение pD настолько, насколько это возможно, так как продуктивность скважины будет увеличивается обратно пропорционально pD для всех значений tDxf. Типовая кривая (рис. 3) показывает, что р?> может быть уменьшена путем увеличения FCD либо уменьшения tDxf. Это сложное соотношение, так как уменьшение Xf увеличит FCD, но в то же время увеличит и tDxf. Как правило, если Fq> меньше трех, то более эффективно увеличивать проводимость kjWp нежели хр а если FqD больше тридцати, то лучше увеличивать полудлину трещины хр чем kfWf. Тем не менее значительно лучшим подходом является подстановка различных комбинаций pD, tDxf, Fcd в соотношение, показанное на типовой кривой. Подобные расчеты показывают, что для типичной сибирской скважины наиболее эффективные комбинации лежат в следующих пределах:

30 м < Xf< 100 м,

1500 мдарси-м < Wjkf.

Рис. 1.

1000-г

ш

= 100 Fed = Ю Fed = 1

Время достижения псевдорадиального притока


Время

необходимое для достижения

псевдо-

установившегося

режима

к, мдарси

Рис. 2.

Неустановившийся

(переходный)

скин-эффект

Рис. 3.

Типовая кривая -

бесконечная

трещина

конечной

проводимости

fexf

Формулы и соотношения, приведенные выше, будут использованы для оценки эффективности стандартного сибирского ГРП, проведенного на типичной сибирской скважине. Данные, используемые для данной оценки, приведены в табл. 1. Нужно отметить, что количество данных для проведения такого анализа невелико. В дальнейшем представлена пошаговая процедура расчета скина, полученного в результате стандартного ГРП, данные по которому приведены в табл. 2 (нам понадобятся только первые три строчки)

Таблица 2.


Расчет FCD:


Kfwf

kxf


= 0,07.


(3)


Типичный сибирский ГРП (нефтяная скважина)

Xf

28,7

метры

wf

1,3

миллиметры

kf

7692,0

миллидарси

Гидравлическая длина

170,0

метры

Объем подушки

35,0

м3

Скорость закачки, q.

4,0

м3/мин

Кол-во песка

4,0

метрические тонны

Тип песка

16/30

мешков

Fcd ~

kfWf 7692x0,0013


5x28,7


Расчет времени до псево установившегося режима, tnyp.

Л = пт} = 3,14159 х 2502 = 1,96Е+05;

tpDA=0,12 для квадратных систем с вертикальными трещинами,

tpDA^C,А 0,12 х 0,18 х 1,5 х (2,94? - 04) х (1,96? + 05) pss~ 0,00864jt ~    0,00864    x5

= 43,2 days.

(8)


0,00864x5x43,2


= 28,6.


(6)


Расчет fдля tnyp = 43,2 дня:

0,00864/Г^


ф \1С,х)    0,18 х 1,5 х (2,94? - 04) х 28,7 2


Найти р0 для ?;;, рассчитанного ранее:

PD = 6,75 для tDxf= 28,6. Рассчитать скин для PD при tDxf = 28,6:


/ л ге

3

Г 250]

+ — =6,75-In

Jw)

4

[o,iJ

Этот маленький скин, равный -0.32, говорит о том, что проведена очень незначительная стимуляция пласта и что любой прирост дебита происходит за счет удаления положительного скина, существовавшего в скважине до проведения ГРП. Существуют более эффективные приемы для избавления от повреждения призабойной зоны, чем ГРП подобного типа. На рис. 4 показан скин, создаваемый ГРП данного типа для различных проницаемостей и других типичных данных сибирских коллекторов. Ясно видно, что подобный тип ГРП более подходит для пластов с низкой проницаемостью.

(Н)


Нашей целью является создание трещины ГРП очень высокой проводимости. Была проведена встреча с представителями «Шлюмберже» с целью согласования желаемых параметров трещины ГРП (хр Wf, kf) с практической стороной работы ГРП при сохранении приемлемого уровня цен. Были проведены расчеты для различных значений Xf, Wf, kf параметров проведения работ и их стоимости, результатом чего явились значения, приведенные в табл. 3.

Таблица 3.


ГРП «Шлюмберже» {нефтяные скважины)

Xf

50

метров

"f

7,62

миллиметров

200 000

мдарси

Гидравлическая длина

70,0

метры

Объем подушки

5,4

м3

Скорость закачки, qj

2,5

м3/мин

Кол-во песка

18,14

метрические тонны -

Тип песка

16/30

мешков

Расчет скина проводился с использованием процедуры, приведенной выше. Сравнительные результаты приведены в табл. 4. Ясно видно, что трещины ГРП очень высокой проводимости значительно увеличивают добывные возможности сибирской скважины проницаемостью в 5 мдарси. Для достижения проводимости трещины ГРП, приведенной в табл. 3, необходимо применение технологии «концевого экранирования». Результаты расчетов показаны на графике рис. 4. Теперь можно сравнить трещины высокой проводимости с трещинами низкой проводимости. Прошу заметить, что скины, получаемые в результате работ по созданию трещин высокой проводимости, остаются достаточно эффективными даже при 100 мдарси. Однако ясно видно, что для проницаемостей пластов более 5 мдарси необходимо создание трещин большей проводимости. Это может быть достигнуто путем увеличения ширины трещины Wf и проницаемости пропанта kf. Например, размер пропанта может быть увеличен с 16/30 с проницаемостью 200 000 мдарси до 12/20 с проницаемостью 500 000 мдарси при увеличении ширины трещины до 10 мм. По-

добная комбинация увеличит tywf с 1500 до 5000 и понизит скин с -3,4 до -4,3 для скважины 50 мдарси. Абсолютно необходимо рассчитывать каждую работу ГРП отдельно, используя конкретные данные по скважине для получения правильных результатов.

На рис. 5 сравнивается дебит, который можно ожидать со скважины в каждом случае при наличии соответствующей системы механизированного подъема жидкости, для уменьшения забойного давления до 50 атм. При расчете этих индикаторных кривых используется поправка Вогеля, так как 50 атм. лежит ниже давления насыщения в 120 атм. Прошу отметить, что умеренно-поврежденная сибирская скважина (скин = +7) дает 19 м3/день. Несмотря на то что типичный ГРП недостаточно эффективен для стимуляции, добыча увеличивается до -39 м3/день из-за удаления повреждения призабойной зоны. Используя те же критерии подбора системы мехдобычи рис. 6 показывает ожидаемые дебиты для высокопроницаемых трещин ГРП для большого диапазона проницаемостей пластов, которые можно найти в России.

«Шлюмберже»

Типичный ГРП

fcd

6,1

0,07

tnrv

43

43

tOxf® tnvo

9,4

28,6

PD@tnv»

2,46

6,75

скин

-4,6

-0,3

Рис. 4. Зависимость создаваемого скин-эффекта

от проницаемости &

Сравнение    ®

типичного ГРП    |

с ГРП «Шлюмберже» ?

J

X

и

§

X

а.

Проницаемость

Дебит, м3/день

Рис. 5.

Производительность скважин -

без ГРП,

типичный ГРП, к

ГРП «Шлюмберже» аГ


со

а


Рис. 6.

Зависимость

дебита

от проницаемости:

ГРП Шлюмберже

х

о

СС

х

ф

CI

Проницаемость, мдарси

'-и

/’

¦jj


В то время как дебит типичной сибирской скважины 5 мдарси при умеренном скине составляет -20 м3/день; эта же скважина, эффективно простимулированная, даст до 175 м3/день в зависимости от забойного давления, создаваемого системой мехдобычи.

На скважинах с проницаемостями от 20 до 50 мдарси после эффективного ГРП и с соответствующей системой мехдобычи можно ожидать дебиты от 500 до 1200 м3/день.

При проницаемости пласта более 5 мдарси в России проводимость трещины kfWf ГРП должна быть не меньше 1500 мдарси-метров.

Традиционные ГРП неэффективны на средних проницаемостях российских коллекторов. С особым вниманием надо следить за тем, чтобы в Россию не просочились низкопроницаемые работы ГРП из Северной Америки.

Остаточный скин, создаваемый в результате проведения ГРП, рассчитывается путем определения pD по типовым кривым в момент достижения псевдоустановившегося режима.

Необходимы ГРП на основе технологии концевого экранирования. Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП fy-иудля эффективного проведения работ в пластах средней проницаемости.

По окончании периода неустановившегося режима можно применять закон Дарси с отрицательным скином для расчета притока. Для расчета притока при давлениях ниже давления насыщения необходимо использовать поправку Вогеля.

Каждый ГРП должен рассчитываться индивидуально с использованием конкретных данных со скважины для получения правильной стимуляции. Эффективная геометрия трещин ГРП очень чувствительна к изменениям проницаемости в коллекторах средней проницаемости.

Единицы

Давление, Р

Атмосферы

Проницаемость, к

Миллидарси

Длина, h, г, хц Wf

Метры

Вязкость, (1

Сантипуаз

Дебит, q

Куб. метры в день

Сжимаемость, С

Атм'1

Время, t

Дни

Meng H-Z., Proano E.A., Buhidma I.М., and Mach J.M. «Production System Analysis of Vertically Fractured Wells», paper SPE/DOE 10842,1982.

Mach J.M., Proano E.A., and Kermit E. Brown «А Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift of Oil or Gas Wells», SPE 8025.

Proano E.A., Mach J.M., and Brown K.E.:«Systems Analysis Applied to Producing Wells», paper No. 31 presented at the Congresso Panamericano de Ingenieria del Petroleo, Mexico City, Mexico, 1975.

Cinco-Ley H., Samaniego F., and Dominguez N. «Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite-Conductivity Vertical Fracture», SPEJ (Aug 1978) 253-264.

Prats М.: «Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Cases», SPEJ (June 1961) 105-118.

McGuire W.J., and Sikora V.J. «The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity», Trans., AIME (1960)219,401-403.

Vogel J.V. «Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells», JPT(Jan 1968) 83-92. Standing M.B. «Inflow Performance Relationships for Damaged Wells Producing by Solution-Gas Drive», JPT (Nov 1970) 1399-1400.

Cooke C.E. Jr. «Effects of Fracturing Fluids on Fracture Conductivity», JPT(Oct 1975) 1273-1282. Elbel J.L. «Considerations for Optimum Fracture Geometry Design», SPE(Aug 1988)323-327 Economides M.J., Nolte K.G., and et al. Reservoir Stimulation, second edition, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersy; Copyright 1989, Schlumberger Educational Services.

Earlougher R.E. Jr., Advances in Well Test Analysis, SPE Monograph Volume 5 of the Henry L. Doherty Series

Hawkins, Murry F. Jr. «А Note on Skin Effect», Trans., AIME( 1956)207,356-357

Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.E. and Veatch R. W. Jr. Recent Advances in Hydraulic Fracturing,

SPE Monograph Volume 12 of the Henry L. Doherty Series.

Russell D.G. and Truitt N.E. « Transient Pressure Behavior in Vertically Fractured Reservoirs», JPT (Oct 1964) 1159-1170; Trans., AIME, 231.

УДК 622.24:622.143(075.8) ББК 33.131 Б 27

Книга выпущена при содействии ООО "Кубаньгазпром"

Р е ц е н з е н т ы:

кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Северо-Кавказского государственного технического университета; д-р техн. наук К.М. Тагиров; д-р техн. наук Р. А. Гасумов

Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Б 27    Технологические основы освоения и глушения неф

тяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. — 543 с.: ил.

ISBN 5-8365-0092-4

Приведены необходимые сведения об освоении и глушении скважин. Рассмотрены процессы и явления в призабойной зоне пласта (ПЗП). Описаны формирование призабойной зоны скважины, а также управление процессами, происходящими в ПЗП при вскрытии пласта бурением и креплении скважины. Рассмотрены воздействия на продуктивные отложения при перфорации, ремонте скважин, а также технология интенсификации вызова притока из пласта.

Для студентов, обучающихся по специальности бурение нефтяных и газовых скважин. Будет полезна специалистам, занимающимся разработкой и эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений, ремонтом скважин.

ISBN 5-8365-0092-4    ©    Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников,

А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, 2001

© Оформление. ООО

"Недра-Бизнесцентр", 2001

УДК 550.8:553.98 ББК 33.36 И 20

Р е ц е н з е н т ы : кафедра разработки нефтяных месторождений РГУ НГ им. ^ИМ. Губкина; д-р геол.-минер. наук, профессор    ёА1А10,Ё~

Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И.

И 20 Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. — 414 с.: ил.

ISBN 5-8365-0032-0

Описаны методы геолого-промыслового изучения залежей нефти и газа для проектирования систем разработки и управления процессами нефтегазоизвлечения. Обоснован выбор способов воздействия на продуктивные пласты в различных геолого-физических условиях. Освещены методы охраны недр и окружающей среды.

Данные вопросы изложены с учетом особенностей современного состояния нефтегазовых недр и соответствующих достижений научно-технического прогресса в области разработки месторождения углеводородов.

Для студентов, магистрантов и аспирантов, обучающихся по специальности "Геология нефти и газа".

ISBN 5-8365-0032-0    ©    М.М. Иванова, И.П. Чоловский,

Ю.И. Брагин, 2000 © Оформление. ООО

"Недра-Бизнесцентр", 2000

Авторы

выражают сердечную благодарность президенту ЗАО “Нефтестройсервис"

господину ЧИКИНУ ЕГОРУ АЛЕКСЕЕВИЧУ

и вице-президенту НК “Лукойл”, генеральному директору ООО “Торговый дом Лукойл."

господину СМИРНОВУ АЛЕКСАНДРУ СЕМЕНОВИЧУ

за благотворительную помощь в издании этого учебника

Организация-спонсор Кубаньгазпром

Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С.

Б 90    Освоение    скважин:    Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремий-

чука. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 473 с.: ил. ISBN 5-8365-0017-7

Приведены принципы проектирования конструкций забоев скважин. Рассмотрены вопросы испытания перспективных горизонтов в процессе бурения скважин, регулирования фильтрационных свойств пласта. Описано устьевое наземное и подземное оборудование для освоения и испытания скважин. Уделено внимание вторичному вскрытию продуктивных пластов и вызову притока из них.

Для работников нефтяной и газовой промышленности, занятых бурением скважин и добычей нефти и газа.

СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ

Булатов Анатолий Иванович Качмар Юрий Дмитриевич Макаренко Петр Петрович Яремийчук Роман Семенович

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Заведующий редакцией Т.К. Рубинская Редактор издательства А.И. Ровинская Переплет художника Н.П. Новиковой Художественный редактор Н.П. Новикова Технические редакторы Л.Н. Фомина, Г.В. Лехова Корректоры Е.И. Микрякова, Л.Н. Пантелеева Операторы М.Г. Чеснокова, Л.Е. Конькова Компьютерная верстка И.В. Севалкина

Изд. лиц. № 071678__от 03. 06. 98. Подписано в печать с репродуцированного оригинал-макета

00. 00. 99. Формат 70x100 1/16. Гарнитура “Петербург”. Печать офсетная. Усл. печ. л. 38,05. Уч.-изд. л. 44,59. Тираж 1000 экз. Заказ №    /803.    Набор выполнен на компьютерной техни

ке в ОАО “Издательство “Недра”.

ООО “Недра-Бизнесцентр”. 125047 Москва, пл. Тверская застава, 3

© А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко, Р.С. Яремийчук, 1999 © Оформление. ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999

Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО "Недра-

Бизнесцентр", 1999. - 285 с.: ил. - ISBN 5-8365-0022-3

Проанализированы факторы преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин при заводнении многопластовых нефтяных месторождений. Рассмотрены методы ограничения движения вод и увеличения охвата послойнонеоднородного пласта воздействием. Изложены физико-химические основы применения водоизолирующих материалов в нефтеводонасыщенных пластах. Обоснована перспективность метода регулирования заводнения пластов изменением фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов.

Для научных и инженерно-технических работников нефтяной промышленности, аспирантов и студентов вузов.

Табл. 76, ил. 75, список лит. - 236 назв.

Gazizov A.Sh., Gazizov A.A. Increase of field development efficiency by restricting water in the formations. - M.: Nedra, 1999. - 285 p.; ill.

The book analyses the factors of premature flooding of the producing formations and wells during waterflooding of the multilayer fields. The methods for restricting water flow and increasing sweep efficiency of the heterogeneous formation have been considered. The physical and chemical characteristics for using water shutoff agents in the oil and water saturated formations have been presented. Good prospects of the method for formation flooding control by varying filtration resistance of the watered zones using the water shut-off agents have been substantiated.

The book is for scientists and engineers working in the oil industry, graduate students of institutes.

© А.Ш. Газизов, А.А. Газизов, 1999 © Оформление. ООО "Недра-Бизнесцентр" 1999

УДК 553.98.001:622.276.1/4 ББК 33.361 Г 12

Газизов А.А.

Г 12 Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. -    М.:    ООО «Недра-

Бизнесцентр», 2002. 639 с.: ил.

ISBN 5-8365-0119-Х

Рассмотрена роль неоднородного строения нефтяных залежей в формировании остаточной нефти при заводнении и показаны возможные пути ее извлечения.

Изложены результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований эффективности увеличения конечной нефтеотдачи неоднородных пластов на основе применения полимердисперсных систем (ПДС), модифицированных полимердисперсных систем (МПДС), а также различных композиций на основе алюмохлорида и других химических реагентов.

Для научных и инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности, занимающихся решением проблемы увеличения конечной нефтеотдачи пластов. Будет полезна студентам нефтяных вузов и слушателям курсов повышения квалификации работников нефтедобывающих предприятий.

Gazizov A.A.

Increase in Oil Output of Heterogeneous Layers at the Last Development Stage.

The role of heterogeneous structure of oil fields in the formation of residual oil while flooding is considered; also discussed are possible ways of oil extraction.

Consideration is given to the of results of theoretical, laboratory and field research in the efficiency of increasing final oil output of heterogeneous layers by using polymeric dispersed systems (PDS), modified polymeric dispersed systems (MPDS), as well as various compositions on the base of alumochloride and other chemical reagents.

Advisable for scientists, engineers, and technicians engaged in oil and gas industry dealing with the problems in increasing final oil output of layers. Also useful to students in higher educational oil institutes and students in over graduate courses intended for specialists engaged in oil production facilities.

УДК 553.98:556.3 ББК 33.36 Г 46

Книга выпущена при содействии ОАО “Газпром” и ООО “ВНИИГаз”

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ: доктор геолого-минералогических наук Q.e. aI^~AII0,_ _ канд. геолого-минералогических наук IQ. aA, ~AII0, <^.а. eAUUx0,t

Авторы:

В.П. ИЛЬЧЕНКО, Т.В. ЛЕВШЕНКО, Н.М. ПЕТУХОВА, А.А. АБРАМОВ,

B.C. ГОНЧАРОВ, М.Г. ГОРЬКОВЕНКО, С.Н. ДАВЫДЕНКО,

И.Л. КУРБАТОВ, В.С. МЕРЧЕВА, И.П. ОВЧИННИКОВ, И.Л. ОСАДЧАЯ,

Т.П. СИДЯЧЕВА, С.А. ТАРАН, В.Т. ЦАЦУЛЬНИКОВ

Гидрохимические нефтегазовые технологии/В.П. Иль-Г 46 ченко, Т.В. Левшенко, Н.М. Петухова и др. - М.: ОАО “Издательство “Недра”, 2002. - 382 с.: ил. ISBN 5-8365-0096-7

Цель создания книги состоит в обобщении опыта работы химикоаналитических подразделений ОАО “Газпром” и создании сборника унифицированных методик анализа состава вод и осадков, адаптированных для объектов газовой промышленности.

Рассмотрены современные гидрогеохимические технологии, применяемые для решения нефтегазопоисковых, промысловых и экологических задач, стоящих перед газовой отраслью.

Включены традиционные классические методики, на которые имеется соответствующая регламентирующая документация с внесением в них ряда корректив, а также новые разработки, выполненные ведущими химико-аналитическими подразделениями ОАО “Газпром”.

Для специалистов химико-аналитических центров газовой отрасли, а также для широкого круга читателей, интересующихся проблемами гидрогеохимии.

Hydrochemical Oil and Gas Technologies/V.P. Il’chenko, T.V. Levshenko, N.M. Petukhova and others.

The purpose of this book in to generalize the operation experience of chemical and analytical departments in GAZPROM JSC and to publish the work collecting the unified methods of analyzing the structure of water and residues, Which are adapted to gas industry facilities.

Also given are the present day hydrogeochemical technologies used for solving problems in oil and gas exploration, field, and ecology, which face the gas industry now.

The book contains the description of conventional classic methods, which have corresponding regulation documents with necessary corrections; also discussed are new techniques developed by leading chemical and analytical departments in GAZPROM.

Advisable for specialists engaged in chemical and analytical centers of gas industry as well as for wide area of readers interested in hydrogeochemical problems.

ISBN 5-8365-0096-7    ©    Коллектив авторов, 2002

© Оригинал-макет. ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2002 © Оформление. ОАО

“Издательство “Недра”, 2002

Лысенко В.Д., Грайфер В.И.

Л 88 Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. - М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2001. - 562 с.: ил. ISBN 5-8365-0074-6

В книге основной текст представлен на русском и английском языках. Она посвящена важнейшей в нефтяном деле проблеме - созданию экономически эффективной технологии разработки малопродуктивных нефтяных месторождений. Таких месторождений много, их общие запасы нефти исчисляются миллиардами тонн, но они практически не введены в разработку. Для ввода этих запасов нефти в активную разработку необходимо значительное усиление воздействия на нефтяные пласты при обязательном обеспечении утвержденной нефтеотдачи и сокращении экономических затрат.

Главными средствами достижения поставленной цели могут быть представленные в книге: адаптивная система разработки нефтяных пластов с рассредоточенным избирательным заводнением и индивидуальной контролируемой и управляемой закачкой воды в нагнетательные скважины, обработка нагнетательных скважин химреагентом полисил для значительного увеличения их приемистости и сокращения их числа (доли), пологие и горизонтальные скважины, на многопластовых месторождениях многопластовые скважины, скважины-елки, глубокая перфорация и гидравлический разрыв нефтяных пластов и др.

Для специалистов-нефтяников, инженеров и ученых, непосредственно занятых разработкой нефтяных месторождений, для студентов высших учебных заведений по данной специальности.

УДК 60.011.665.6/7(075.8) ББК 65.304.13 В 57

Рецензенты: д-р техн. наук профессор И.Г. Фукс, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; канд. техн. наук профессор В.В. Бутков, МГУИЭ

Владимиров А.И., Щелкунов В.А., Круглов С.А.

В 57 Основные процессы и аппараты нефтегазоперера-ботки: Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 227 с.: ил. ISBN 5-8365-0123-8

Изложены краткие сведения об основных процессах и аппаратах нефтегазопереработки. Приведены назначение процесса, характеристики сырья и получаемых продуктов, описание схем основных технологических установок и условия проведения процессов переработки нефти и газа, рассмотрены современные и перспективные конструкции аппаратов.

Для студентов вузов, обучающихся по направлению 657300 «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства». Может быть полезна для широкого круга инженерно-технических работников предприятий, конструкторских бюро и проектных организаций, занимающихся разработкой и эксплуатацией оборудования нефтегазопереработки.

ISBN 5-8365-0123-8    © А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов,

С.А. Круглов, 2002 © Оформление. ООО

«Недра-Бизнесцентр», 2002

УДК 553.981:620.16 ББК 26.325 3 59

Зиберт Г.К., Седых А.Д., Кащицкий Ю.А., Михайлов Н.В., Демин В.М.

3 59 Подготовка и переработка углеводородных газов и конденсата. Технологии и оборудование: Справочное по-соб. - М.: ОАО “Недра-Бизнесцентр”, 2001. - 316 с.: ил. ISBN 5-8365-0069-Х

Описаны основные изобретения по технологическим процессам очистки, подготовки и переработки природных газов, по технологическому оборудованию и устройствам, применяемым ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” при обустройстве газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Приведенные технические решения совершенствования существующего и разрабатываемого оборудования и технологических процессов подготовки, переработки и утилизации углеводородных газов, конденсата и нефтепродуктов позволяют проанализировать направления совершенствования отечественных разработок в газовой и нефтяной промышленности.

Для специалистов газовой, нефтяной промышленности, машиностроительных предприятий и конструкторов технологического оборудования. Может быть использована для подготовки и повышения квалификации специалистов указанного профиля.

Zibert G.K., Sedykh A.D., Kashitskiy Yu.A., Mikhailov N.V., Demin V.M.

Preparation and Processing of Hydrocarbon Gases and Condensate. Technology and Equipment: Handbook.

The book describes the main inventions concerning technological processes of natural gas cleaning, preparation, and processing together with technological equipment and devices used by specialists of Central Design Department for Oil Equipment Subsidiary Joint Stock Corporation at “Gazprom” JSC for construction of gas, gas condensate and oil fields.

Engineering approaches for modernization of existing equipment and equipment under development as well as technological processes of preparation, processing, and utilization of hydrocarbon gases, condensate, and oil products given in the book help to analyze the main directions of improvements in domestic gas and oil industry.

Advisable for specialists engaged in gas and oil industry and mechanical engineering works as well as designers of technological eqiupment. Also recommended for education and improvement of qualification for specialists in the area mentioned.

ISBN 5-8365-0069-X    © Г.К. Зиберт, А.Д. Седых,

Ю.А. Кащицкий, Н.В. Михайлов, В.М. Демин, 2001 © Оформление. ООО

“Недра-Бизнесцентр”, 2001

Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M.

В 99    Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО

“Недра-Бизнесцентр”, 2002. - 880 с.: ил. ISBN 5-8365-0101-7

Дается подробное изложение и анализ применяемых в мировой промысловой практике способов разработки и эксплуатации месторождений природных газов.

Используя результаты выполненных методами физического и математического моделирования фундаментальных исследований пластовых процессов, авторы рассматривают научные основы повышения эффективности разработки запасов газообразных и жидких углеводородов, в том числе трудноизвлекаемых.

Приведены принятые схемы промысловой подготовки добытого углеводородного сырья к транспорту.

Для широкого круга специалистов газодобывающей промышленности. Будет интересна студентам, аспирантам, преподавателям высших учебных заведений.

Vyakhirev R.I., Gritsenko A.I., Ter-Sarkisov R.M.

Development and Exploitation of Gas Fields.

The book contains a description and a comprehensive analysis on the methods of development and exphloitation of natural gas fields, which are widely used in world practice.

Using the results of fundamental investigations in layer processes performed by physical and mathematical modeling, the authors consider the scientific foundations for raising efficiency of development of gas and liquid hydrocarbons, including difficulty recoverable ones.

Also given are the common schemes for field preparation of recovered hydrocarbon raw material for transport.

The book is aimed at a wide area of specialists engaged in gas production industry. It will be useful for students, post-graduate students, and lecturers in higher educational institutions.

Книга выпущена при содействии Itera International Energy L.L.C.

ISBN 5-8365-0101-7    ©    Р.И.    Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов, 2002

© Оформление. ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2002

Организация-спонсор АО “РИТЭК”

Р е ц е н з е н ты : кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета (д-р геол.-минер. наук М. А. Токарев); д-р техн. наук С. А. Жданов

Желтов Ю.П.

Ж 50    Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для ву

зов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО “Издательство “Недра”, 1998. - 365 с.: ил.

ISBN 5-247-03806-1

Рассмотрены фундаментальные представления разработки нефтяных месторождений, методы построения моделей нефтяных пластов и происходящих в них процессов. Изложены методики расчетов разработки нефтяных месторождений при естественных режимах и искусственном воздействии на них закачкой воды, различных веществ, а также созданием внутрипластовых процессов, связанных с изменением физикохимического состояния и температурного режима разрабатываемых объектов. Приведены методики выбора оптимальных вариантов разработки, методы и способы проектирования, контроля, анализа и регулирования разработки.

Для студентов нефтяных вузов и факультетов.

ISBN 5-247-03806-1    © “Издательство “Недра”, 1986

© Ю.П. Желтов, 1998 © Оформление. ОАО

“Издательство “Недра”, 1998

УДК 622.279.51 ББК 33.131 Б 27

Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д.

Б 27    Ремонт газовых скважин. — М.: ОАО "Издательство

"Недра", 1998. — 271 с.: ил. ISBN 5-247-03787-1

Впервые рассмотрен комплекс ремонтных работ применительно к газовым скважинам. Представлены все технологические приемы проведения работ, особенно при применении буровых растворов, особенностях их химической обработки.

Для инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности и работников бригад капитального ремонта скважин.

ISBN 5-247-03787-1    © Ю.М. Басарыгин, П.П. Макаренко,

В.Д. Мавромати, 1998 © Оформление. ОАО "Издательство "Недра", 1998

Книга издана при содействии ОАО "Оренбургнефть"

Авторы:

В.В. АНДРЕЕВ, К.Р. УРАЗАКОВ, В.У. ДАЛИМОВ, Р.Ш. САХИБГАРЕЕВ,

С.Ю. ВАГАПОВ, Н.Х. ГАБДРАХМАНОВ, В.З. МИНЛИКАЕВ

Справочник по добыче нефти/В.В. Андреев, К.Р. Ура-С 74 заков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2о0о. - 374 с.: ил. ISBN 5-8365-0048-7

Описаны физические основы добычи нефти и газа, а также разработки нефтяных месторождений. Рассмотрены способы эксплуатации скважин - фонтан, газлифт, СШН, ЭЦН. Затронуты вопросы методики подбора выпускаемого оборудования и его характеристик для указанных способов эксплуатации. Рассмотрены процессы поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи пластов, сбора и подготовки нефти, газа и воды на промысле, а также подземного ремонта скважин. Описаны техника и технология проводимых процессов.

Для инженерно-технических работников, занятых в области добычи нефти. Может быть полезна студентам нефтяных вузов и техникумов.

Handbook on Oil Extraction/V.V. Andreev, K.R. Ura-zakov, V.U. Dalimov and others; Edited by K.R. Urazakov.

The physical foundations of oil and gas extraction are discussed together with the foundations of the development of oil fields. Also considered are the methods of well operation, such as, flowing, gas-lift, and implementation of sucker-rod well pumps and electrical centrifugal pumps. The problems of selection of the equipment and its performances needed to realize these methods of well operation are also discussed. Attention is given to the study of processes of reservoir pressure keeping, increasing oil reservoir field, gathering and preparation of oil, gas and water at the field, as well as processes of underground well repair. The equipment and technology of the processes carried out are also described.

Advisable for engineers dealing with oil extraction. Also useful to students at oil higher educational institutes and technical colleges.

Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. — М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. —    479 с.: ил. — ISBN 5-247

03801-0

Изложены современные основы эксплуатации газовых месторождений. Освещен основной комплекс вопросов, связанных с техникой и технологией добычи газа на различных газовых и газоконденсатных месторождениях с учетом характерных специфических особенностей их эксплуатации. Приведены состав, физические и термодинамические свойства природных газов, физические основы добычи газа, лабораторные и промысловые методы исследования пористых сред и скважин. Рассмотрены конструкции, осложнения при эксплуатации скважин, технология сбора, транспорта и промысловой обработки и переработки газа и конденсата.

Для научных и инженерно-технических работников. Может быть полезна студентам нефтяных вузов.

Табл. 32, ил. 139, список лит. — 88 назв.

Vyakhirev R.I., Korotaev Yu.P., Kabanov N.I. The Theory and Experience of Gas Recovery.

This book tells about modern basis of the exploitation of a gas fields; the basic list of the questions is presented here, connected with technigue and technology of the gas recovery in differences gas and gas condensate fields with allowance for typical specific peculiarities of they exploitation. The composition, physical and thermodynamic properties of natural gases, physical basis of the gas recovery, laboratory and industry methods of researching porous mediums and wells are Jescribed in the book. The constructions, difficulties in the exploitation of the wells, the technology of the collections, transport and industry treatment and convention process of a gas and condensate are examined here. The last character of the book is devotes to the raethods of the increases a gas recovery.

The book is intented for engineers, which are engaged in the quesiton of exploitations of the wells, designing and exploiting of the fields, and also for the of students of the petroleum's institutes.

Организация-спонсор РАО "Газпром"

ISBN 5-247-03801-0    © Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев,

Н.И. Кабанов, 1998 © Оформление. ОАО "Издательство "Недра", 1998

УДК 621.643.622.32 (075.8) ББК 39.7 Т 77

Книга выпущена при содействии ОАО "АК "Транснефть”

Авторы:

Г.Г. ВАСИЛЬЕВ, Г.Е. КОРОБКОВ, А.А. КОРШАК, М.В. ЛУРЬЕ,

В.М. ПИСАРЕВСКИЙ, А.Д. ПРОХОРОВ, А.Е. СОЩЕНКО,

А.М. ШАММАЗОВ

Р е ц е н з е н т ы:

кафедра "Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ" Тюменского государственного нефтегазового университета; д-р техн. наук проф. Б.Л. Кривошеин

Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев,

Т 77 Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. — Т. 1. — 407 с.: ил. ISBN 5-8365-0118-1

Рассмотрен комплекс вопросов, связанных с проектированием и эксплуатацией систем трубопроводного транспорта нефти. Особое внимание уделено технологическим расчетам, в том числе при стационарном и нестационарном режимах перекачки, последовательной перекачке, специальным методам перекачки. Приведены сведения о надежности и долговечности, безопасности, противокоррозионной защите, системах связи, автоматики и телемеханики.

Для студентов, бакалавров и магистров, обучающихся по специальности "Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефте-проводов и газонефтехранилищ".

ISBN 5-8365-0117-3    © Коллектив авторов, 2002

ISBN 5-8365-0118-1 (Т. 1)    © Оформление. ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002

9.4.1. Гидродинамическое давление при ламинарном режиме тече-чения жидкости в кольцевом пространстве, образованном керно-приемником и колонной бурильных труб, а также во внутренней полости труб и затрубном    пространстве......................................................................................................205

9.4.2.    Определение гидродинамического давления на забое при

подъеме керноприемника в случае турбулентного режима течения жидкости в кольцевом пространстве и ламинарном режиме в затрубном пространстве, а также во внутренней полости бурильных труб ................................................................................................................................................................................................................................211

9.4.3. Гидродинамическое давление при подъеме керноприемника в случае турбулентного режима течения жидкости в кольцевом и затрубном пространстве, а также во внутренней полости колонны труб ......................................................................................................................................................................................................................218

9.4.4.    Гидродинамическое давление у нижнего торца керноприем

10.2.1.    Гидравлическая программа в случае, когда разбуренная поро

УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ

Гукасов Николай Аванесович Брюховецкий Олег Степанович Чихоткин Виктор Федорович

ГИДРОДИНАМИКА В РАЗВЕДОЧНОМ БУРЕНИИ

Заведующий редакцией Т.К. Рубинская, редактор издательства В.Н. Слеса-ренко, художественный редактор Н.П. Новикова, технический редактор Л.Н. Фомина, корректоры Е.И. Микрякова, Л.Н. Пантелеева, операторы Л.Е. Конькова, М.Г. Чеснокова, компьютерная верстка И.В. Севалкина

Изд. лиц. № 071678 от 03.06.98. Подписано в печать с репродуцированного оригинал-макета 23.12.99. Формат 60x88 1/16. Гарнитура "Балтика". Печать офсетная. Усл. печ. л. 18,62. Уч.-изд.л. 19,65. Тираж 530 экз. Заказ №    /860.

Набор выполнен на компьютерной технике в ОАО "Издательство "Недра".

ООО "Недра-Бизнесцентр"

125047, Москва, пл. Тверская застава, 3

ППП "Типография "Наука" Академиздатцентр РАН 121099, Москва, Шубинский пер., 6

Глава 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ В ПЛАСТЕ С ТРЕЩИНАМИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА 40

2.1.    Исследования стационарного притока к трещине гидроразрыва ..

40

2.2.    Исследования нестационарного притока к трещине гидроразрыва

45

Глава 4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ИНТЕРФЕРЕНЦИИ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМАХ ИХ РАССТАНОВКИ..................................................................................................................................................97

Глава 5. РАЗНОСТНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К МОДЕЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ С ТРЕЩИНАМИ ГИДРОРАЗРЫВА, ПЕРЕСЕКАЮЩИМИ ОТДЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ......................................................................................................................................115

ВА. .Аналитическая, .модель .продвижения . границы .раздела двух жид-

3.7.    Нормативная модель разработки и алгоритм кадастровой оценки

С О Д Е Р Ж А Н И Е

А

СОДЕРЖАНИЕ

НАУЧНОЕ ИЗДАНИЕ

Вяхирев Рем Иванович Гриценко Александр Иванович Тер-Саркисов Рудольф Михайлович

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Заведующий редакцией Т.К. Рубинская Редакторы издательства А.И. Вороновская, Н.В. Сергеева, С.А. Скотникова Переплет художника Н.П. Новиковой Художник-график Н.П. Новикова Технический редактор Г.В. Лехова Корректоры Т.Ю. Шамонова, Л.Н. Фомина, Г.В. Лехова Оператор Ю.А. Титова Компьютерная верстка И.В. Севалкина, Е.Б. Рагузина

ОГЛАВЛЕНИЕ

ГЛАВА

5

§ 17. Расчет показателей разработки слоистого пласта на основе

ОГЛАВЛЕНИЕ

Л. В. Овсянников

ЛЕКЦИИ ПО ОСНОВАМ ГАЗОВОЙ ДИНАМИКИ

Допущено Министерством высшего и среднего специального образования РФ в качестве учебного пособия для студентов механико-математических специальностей университетов

Издание второе, дополненное

Москва ¦ Ижевск 2003


Интернет-магазин

УДК 533.8 (075) 0-345 ББК 22.253.8 О 34


•    физика


•    математика

•    биология

и.-.- и и j    •    техника

н

?>и

Издание осуществлено при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований по проекту №03-01-14103.

Овсянников Л. В.

Лекции по основам газовой динамики  »
Библиотека »