- •0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2
- •§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 5. Физико-химические свойства природных газов
- •1 Газоконденсатное.
- •§ 6. Свойства пластовой нефти и воды
- •Глава II
- •§ 1. Виды пластовой энергии.
- •§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
- •§3 Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •§ 4. Учет совершенства забоев скважин
- •3 Заказ № 3597 33
- •Глава III
- •§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов
- •§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •2Л khTct
- •2NkhTct
- •2NkhTct ггпр
- •2NkhTct . У1п*п
- •§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождении
- •§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения свойств и строения неоднородных коллекторов
- •§ 5. Гидропрослушивание пластов
- •§6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин
- •§ 7 Нормы отбора нефти и газа из скважин
- •Глава IV
- •Глава VII
- •§ 1. Способы подъема нефти на поверхность
- •§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах эксплуатации
- •§3. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •§ 4. Зависимости для расчета подъемника
- •§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
- •§ 6. Определение условии фонтанирования
- •§ 7. Выбор диаметра лифта
- •§ 8. Оборудование скважин
- •§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
- •§ 10 Пуск газлифтных скважин
- •§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин
- •§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин
- •§ 13. Внутрискважинный газлифт
- •§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Глава VIII
- •§ 1. Устройство штанговой насосной установки
- •§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы
- •§ 3. Оборудование штанговых насосных установок
- •§ 4. Исследование скважин
- •§ 5. Эксплуатация штанговых насосных установок в осложненных условиях
- •§ 6. Проектирование установки
- •§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин
- •§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин
- •§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин
- •Глава IX
- •§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин
- •Глава I
- •§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа
- •Глава I
- •§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •Глава III
- •§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки
- •§ 2. Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
- •§ 3. Проектирование процесса разработки нефтяного месторождения при «жестком» водонапорном режиме
- •§ 4. Разработка залежей нефти при упругом режиме
- •§ 5. Разработка залежей нефти при режиме растворенного газа и при вытеснении газированной нефти водой
- •1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.
- •6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j
- •1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по скважине во времени при известном значении с) из соотношения
- •2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее разработки (для рККон) — по формуле (III.55).
- •3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).
- •1. Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии.
- •2. За счет увеличения перепада давления между забоями скважин и областью питания увеличиваются текущие дебиты нефти (при некотором снижении коэффициентов продуктивности скважин).
- •1*Н Рнас
- •§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.
- •2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
- •3. Желательно применение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного характера.
- •2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзовидного характера.
- •§ 8. Разработка залежей с вязкопластичной нефтью
- •§ 9. Разработка газовой залежи при газовом режиме
- •§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •§ 11. Параметры «средней» скважины
- •§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений
- •1. Запасы «жирного» газа находят по формуле
- •I плгр с t) Рст
- •§ 13. Экономическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений
§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
Для выбора оборудования и режима эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин применяют аналитический метод А. П. Крылова и графоаналитический метод, основанный на использовании кривых изменения давления вдоль колонны НКТ (p = f(H), называемых также градиентными кривыми или профилями давления^По этим методам практически получают одинаковые результаты при дебитах до 200 т/сут, газожидкостных отношениях до'100—150 м3/м3 и вязкостях жидкости, не превы-
«» _
ления Рз в зависимости от устьевого ру. По этой схеме можно наглядно представить процесс расчета распределения давления вдоль ствола газожидкостного подъемника методом итерации.
После ввода необходимых данных вычисления начинают с известной точки^ (устье): глубина Ai = 0, давление pi=py. Принимают приращение давления Ар, которому соответствует приращение глубины ДА' (приблизительно принятое). _Это позволяет определить средние давление р и температуру Т на расчетном интервале, если предположить, что изменение температуры с глубиной известно.
Затем устанавливают структуру течения смеси на расчетном интервале (если ее рассматривают в используемой методике). Определив на заданном интервале плотность смеси рсм и потери на трение ДЛТР, по (VII.9) находят ДА, соответствующее принятому приращению давления Др. Если значения Ah' и ДА совпадают с требуемой точностью допустимой погрешности итерации е, вычисления проводят для следующего интервала. В противном случае принимают найденное значение Ah при первой итерации за оценочное и повторяют расчет. Если вновь /ДА— —ДА7>е, то машина переходит >к третьей итерации и так до тех пор, пока после очередной итерации не получат /ДА—АА'/^е. Таким образом, е — это допустимая погрешность итерации, т. е. максимально возможное различие в приращениях глубины ДА при их определении в двух последующих итерациях. Затем переходят к расчету следующего шага, задаются значением Др и определяют соответствующее значение ДА.
Расчет продолжают до тех пор, пока сумма интервалов i
hi=Yt^hi не будет равной или не превысит длину НКТ L. При
hi=L значение pi соответствует расчетному забойному давлению. Если Йг>£, то р3 находят интерполяцией.
По блок-схеме, показанной на рис. VII. 10, устанавливают потери давления в многофазном вертикальном потоке с некоторым приближением. Точность будет тем больше, чем меньше приращение-давления Др и допустимая погрешность итерации е. Следует учитывать, что с уменьшением Др возрастает число интервалов или шагов, на которые разбивается длина НКТ, а с уменьшением 8 — число итераций в одном шаге. В результате увеличивается машинное время.
При минимуме расхода машинного времени достаточную для практики точность получают в том случае, если е=1 м, а интервал приращения давления выбирают с учетом условий, приведенных ниже.
р, МПа................<1 1—4 4—16 16—30 >30
Др, МПа............... 0,1 0,2 0,8 3,0 6,0
При низких давлениях р градиент Др в скважинах обычно мал, а скорость его изменения значительна. Поэтому для* полу-
Нг чения необходимой точности расчета следует принимать невысокий Др. При высоких р, когда градиенты давления велики и изменяются медленно, для обеспечения требуемой точности можно брать большое Др.