Многофазный поток в скважинах

Абсолютный потенциальный дебит (АПД) скважины 213-221, 223-228

Анализ размерностей 85, 86 Анализ системы добычи 211, 230-240, 245

Весовые коэффициенты 68 Вязкость 64, 147, 164, 364

—воды 71, 297

—газа 68, 304-306, 310, 311, 364

—дегазированной нефти 289

—жидкости 71

—нефти 71, 288, 310, 364, 365

—смеси 71, 365

—углеводородных жидкостей 365

—эмульсиии 297

Вязкость дегазированной нефти

—корреляция Беггза и Робинсона 289

—корреляция Била 289

—корреляция Гласё 290

—корреляция Картоатмодьо и Шмидта 290 Вязкость насыщенной нефти 290

—корреляция Беггза и Робинсона 291

—корреляция Картоатмодьо и Шмидта 290 Вязкость недонасыщенной нефти 291

—корреляция Васкеса и Беггза 291

—корреляция Картоатмодьо и Шмидта 292

Геотермальный градиент 255, 256 Гидродинамическое забойное давление 40, 78,

211-213,223,226, 236, 244 Гидродинамическое забойное давление газо­

вых скважин 38 Гидротермальный градиент 255, 256

Горизонтальная скважина 69, 224, 239, 241 Градиент давления 21, 23, 30, 46, 53, 58, 64,

74, 79, 108, 113, 117, 120, 126, 132, 138, 144, 146, 151-156, 161, 168, 177, 180-185, 210, 234, 237

—гравитационная составляющая 31, 104, 108, 138, 141, 150-155, 164, 168

—кинетическая энергия 105

—составляющая по трению 31, 32, 43, 44, 48, 97-105, 108, 112-120, 138, 141, 144, 151, 154-156, 164, 168

—составляющая по ускорению 31, 89, 93, 99, 102, 104-109, 112, 116-120, 139, 142, 146, 152, 164, 168

—уравнение 23, 29, 58, 74, 79, 83, 88, 91, 121, 134,184

Давление насыщения 78, 193, 223, 229, 277, 282, 283, 285-288, 291, 296, 311, 313, 317, 354, 355

Давление начала конденсации 354, 355 Двухфазный поток 78, 99, 152, 161, 174, 177,

180, 183,200, 201,223 Дифференциальное газовыделение 314

Зависимость дебита от гидродинамического забойного давления 20,23, 84,214,217,223, 224, 227, 229-231,237, 243, 246

—составная 223, 224

—двухфазного потока 222, 225, 226

—индекс продуктивности 216,217

—однофазного газа 225

—однофазного потока газа 217, 219

—однофазного потока жидкости 214, 216

—однофазной жидкости 225

—переходная 226, 227, 234

—по методу Вогеля 223, 229

Заполнение жидкостью газовой скважины 246

Изотермическая сжимаемость 283, 296, 312314

Исторический обзор 22

—годы пробуждения 23

—период моделирования 24, 25

—роль компьютеров 25, 26

—эмпирический период 22, 23

Кольцевой и эмульсионный режимы потока 78, 94, 97, 100, 112, 128, 134

—градиент давления 104, 105, 117, 129, 138, 141, 145, 154, 164, 170, 182

—захват 76

—межфазное трение 142, 144

—объемное содержание жидкости 180

—толщина пленки 76, 105, 136, 142, 144, 145, 168, 169

Композиционная модель 21, 66-68

Константа равновесия 349-360 Контактное газовыделение 314

Корреляции для градиента давления в трубо­ проводе Азиза и др. 115

—Ашейма (MONA) 91, 98

—Беггза и Брилла 121, 125, 127, 184, 237

—Грэя 96, 97

—Данса и Роса 94, 99, 108, 117

—Категории 89-94, 99

—Кьеричи и др. 119

—модификации 94, 106, 112, 117, 125

—Мукерджи и Брилла 127

—Оркижевского 94, 108, 236

—Хагедорна и Брауна 91, 95, 184, 237 Корреляция Лоренца, Брэя и Кларка 365 Коэффициент ацентричности 355, 358, 363

—летучести 357, 359, 361

—отклонения газа 300-302, 304

-----поправка на неуглеводороды 304

-----системы с газоконденсатом 302

---- системы с природным газом 302

—-теплопередачи 52, 59, 342, 343 горячей воды 342

-----горячих газов 343

-----конденсирующего пара 342

-----обусловленный отложениями 343

—трения 31, 32, 34, 41, 43-48, 64, 71, 74, 85, 89-91, 93, 96, 99, 102, 107, 114, 117, 125, 126, 130, 132, 144, 148, 153, 171,205

---- диаграмма Муди 33, 71, 93, 97, 102, 109, 113, 117, 125, 130, 143, 144, 153

-----Муди 31

----- уравнение 43

-----Фаннинга 31,43,47,49, 162, 164, 168, 171 Кривая гидратов 256, 258 Кривая производительности трубопровода

(КПТ) 213 Крикондентерм 349

Критическая температура 349, 354 Кубические уравнения состояния 358

—Ван-дер-Ваальса 358

—Пенга-Робинсона 358, 360

—Редлиха-Квонга 358

—Соаве-Редлиха-Квонга 358, 363, 369

Ламинарный поток 32, 43, 47, 48 Летучесть 357

Механизированная добыча 45, 230, 237, 242, 245

—газлифт 213, 240, 242, 245

—плунжерный подъемник 245

—погружные бесштанговые насосы 213, 243, 245

Механистические модели градиента давления

в затрубном пространстве 133, 161

----Анзари и др. 133, 134

----Каэтано и др. 161, 180, 182

----Хасана и Кабира 133, 151, 161, 177, 178, 184

—-в трубопроводе Анзари и др. 160, 184, 236 Хасана и Кабира 151, 161

Модель нелетучей нефти 21, 66, 70, 156, 272, 277, 308

Молекулярный вес 363

Неньютоновские (вязкопластические) флюиды 41, 51, 71

—коэффициенты трения 43

—степенная модель 42

ньютоновские флюиды 21, 29, 41, 43, 44, 71

Общая сжимаемость 312 Объемное содержание жидкости 23, 68, 79-85,

89-92, 98, 101, 107, 108, 115, 118, 120, 123, 124, 127, 128, 133, 136, 153, 155, 161, 164, 165, 168, 173, 174, 177, 178, 180, 181, 183

—без учета эффекта проскальзывания 69, 94, 121, 157, 164

—глубинные радиоизотопные плотномеры 81, 82

—емкостные датчики 80

Объемные дебиты 67, 70 Объемный коэффициент 272, 282, 286

—воды 293, 295

—газа 301,304,310

—дифференциальное газовыделение 287, 317

—контактное газовыделение 286, 317

—-нефти 281-287, 308,317 Аль-Марун 286

----Васкес и Беггз 283

----Гласё 285, 286

----Картоатмодьо и Шмидт 286

----общий 311

.---- Стэндинг 282 Ограничения Компоненты трубопровода 190,

205

—подповерхностные предохранительные кла­ паны 20, 190, 201

—расходомерные клапаны 190

—штуцеры 20, 190, 193, 201

Однофазный поток 19, 22, 29, 37, 46, 49, 59, 64, 74, 79, 85, 88, 133, 156, 193, 205, 222

Отток трубопровода 213 Оценка методов прогнозирования градиента

давления 156, 180, 236

Переходная зависимость дебита от гидродина­ мического забойного давления 226-234

Плотность 64, 71, 74, 81, 147, 362

—в градусах API 272, 277, 281, 287, 288, 317

—воды 293

—газа 68, 301,310,362, 367

—жидкости 362, 367

—многофазной смеси 73

—нефти 66, 287

—проскальзывания 93, 95, 101, 109, 114, 155, 164, 168

Поверхностное натяжение 292, 298, 311, 366

—воды 298

—жидкости 366

—парахор 367

Погружные бесштанговые насосы 213, 245 Поток в затрубном пространстве 45-51

—гидравлический диаметр 51

—эксцентричность 45-51 Приложения

—А. Список условных обозначений и коэффи­ циенты перевода в систему СИ 21,26, 263

—В. Обзор свойств флюидов и горных пород 22, 66-70, 84, 272, 358, 364

—С. Обзор газожидкостного равновесия (ГЖР) для углеводородных смесей 22, 66, 84, 258,317, 349

—D. Параметры обсадной и стволовой труб 371

Примеры

— анализ системы добычи

-----влияние вертикальной проницаемости в горизонтальной скважине 239

-----влияние внутреннего диаметра стволовой трубы на процесс извлечения жидкости из скважины и эрозию 249

----- влияние внутреннего диаметра штуцера 239

----влияние газожидкостного фактора 240

----влияние кислотной обработки нефтяной скважины 232

----влияние метода прогнозирования гради­ ента давления 234

----влияние скин-эффекта и внутреннего диа­ метра стволовой трубы 231

----влияние трещин в газовой скважине 233

----влияние уровня обводненности 237

—диагностирование скважины, оборудован­ ной насосом 215

—диаметров штуцера для многофазного пото­ ка 203

—зависимость дебита нефтяной и газовой скважины от гидродинамического забойно­ го давления 219

— зависимость дебита нефтяной скважины от гидродинамического забойного давления 217

—переходная зависимость дебита от гидроди­ намического забойного давления 227

—приведенные скорости: модель нелетучей нефти 70

—расчет горизонтальной скважины 226

—расчет градиента давления —Азиз и др. 117

—расчет градиента давления — Анзари и др. 146

—расчет градиента давления —Беггз и Брилл 126

—расчет градиента давления —Дане и Рос 106

—расчет градиента давления —Кьеричи и др.

120

—расчет градиента давления — Мукерджи и БриЛл 132

—расчет градиента давления — Оркижевский 113

—расчет градиента давления — Поетманн и Карпентер 90

—расчет градиента давления — Хагедорн и Браун 95

—расчет градиента давления —Хасан и Кабир 155

—расчет дебита флюидов на Основе компози­ ционной модели 67

—расчет падения давления вязкопластической водонефтяной смеси 44

—расчет падения давления дЛя многофазно­ го потока, протекающего через компоненты трубопровода 207

—расчет падения давления однофазного пото­ ка газа 38

—расчет падения давления однофазной жид­ кости 35

Приток трубопровода 209, 212, 230, 237, 240 Пробковый режим Потока 100, 112, 117, 151,

159, 181

—в затрубном пространстве 77, 161, 177, 180, 184

—градиент давления 103-109, 112, 119, 128, 141, 149, 153, 164, 178-183

—объемное содержание жидкости 115, 119, 167, 178-184

—объемное содержание жидкости в блоке пробки 24

—пузырек Тейлора 7 5 , 7 7 , 109. 116, 134, 139, 141,153,165,178-184

—пузырьковый поток 166

—скорость подъема пузырьков 109, 116, 166

—толщина пленки 142, 165 Прогнозирование температуры 53, 56 Профиль давления 83 Псевдоприведенная сжимаемость 307, 313

Псевдоприведенная температура 276,305, 308, 313

Псевдоприведенное давление 276, 305, 308, 313

Пузырьковый режим потока 75, 76, 90, 134, 160, 177, 178

—градиент давления 94, 102, 116, 128, 138, 153, 164, 180, 182

—объемное содержание жидкости 108, 115, 123, 153, 180, 182

—пузырьковая среда 163

Рассеянный пузырьковый режим потока 75, 76, 153, 162, 164, 180, 183

Растворимость газа 272, 277, 281, 288, 293,

295-297,314

—Аль-Марун 280

—Васкес и Беггз 278

—Гласё 280

—Картоатмодьо и Шмидт 281

—Ласатер 278

—Стэндинг 277 Растворимость газа в воде 294

Расчет параметров массообмена и физических свойств для модели нелетучей нефти 308

Расчеты на основе концепции мгновенного газовыделения 352-354

Режим потока 22, 23, 64, 74, 76, 88, 98, 100, 105, 108, 113, 118, 121, 126, 127, 132, 134, 160, 162, 180, 184

—Азиз и др. 115

—Барни 135, 147, 162

—Барни и Браунер 152, 178

—Барни и др. 134

—Беггз и Брилл 121-123, 127

—Дане и Рос 100

—затрубное пространство 76, 163

—Каэтано 137

—классификация 74, 76

—кольцевой/эмульсионный режимы потока 24, 69, 75, 76, 94, 100, 103, 104, 117, 134, 137, 147, 152, 154, 160, 163, 182

—Мукерджи и Брилл 127-130

—Оркижевский 108

—пробковый режим потока 24, 70, 75, 77, 79, 98, 100, 113, 118, 133, 134, 149, 151, 153, 155, 165, 178

—прогнозирование 23, 88, 99, 108, 115, 117, 121, 123, 134, 137, 147, 151, 152, 160, 162, 163, 178, 183

—пузырьковый режим потока 75, 76, 90, 98, 100, 102, 106, 108, 113, 115, 123, 134, 137, 151, 153, 163, 178

—Тейтельидр. 134, 151, 162, 163, 178

—Хасан и Кабир 151, 178

—эмульсионный режим потока 75, 78, 79, 117, 134, 151, 153, 179, 180, 183

Ретроградная конденсация 65, 272, 277, 349

Свободная энергия Гельмгольца 369 Сжимаемость воды 314

—газа 67, 305, 307, 308, 310, 314

—залежи (или горной породы) 314

—изотермическая 283, 296, 312, 313

—нефти 287, 313

—общая 312

—порового объема 314-316

—псевдоприведенная 308, 309, 313 Скорость 23, 31, 32, 69, 74, 77, 166

—в условиях пласта 83

—звуковая 105, 190, 200

—подъема пузырька 70, 109, 116, 138, 140, 152, 163, 166, 178

—потока 252, 253

—приведенная 69, 83, 147, 152

—проскальзывания 70, 98-107, 135, 151, 155, 166

—смеси 69, 164, 199, 200

—эрозии 250, 252-254

Соотношение Лии и Кеслера для давления па­ ра 355

—дебита и забойного гидродинамического давления по методу Фетковича 224

Составные свойства флюидов 311 Сохранение импульса 30, 56, 88, 170

—массы 29, 52, 56, 88, 193, 198

—энергии 51, 56

Стабильный поток 79

Температуропроводность 341, 343 Теплоемкость 330

— пластовой породы 328 Теплообмен в стволе скважины 53, 57 Теплопроводность 333,338

—воды 342

—газа 333

—органической жидкости 333, 337

—пластовой породы 328, 335

Турбулентный поток 32, 39, 43^48, 51, 60, 205

Удельная плотность 276, 280

— воды 293