- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
Глава 24 Транспорт газу
24.1. Лінійна частина газопроводу
Транспорт газу на далекі віддалі з місця видобутку до споживачів здійснюється по магістральних газопроводах (МГ), які є енерго- і капіталомісткими підприємствами. Основні елементи МГ - компресорні станції (КС) і лінійна частина (ЛЧ).
Дільниця газопроводу між двома КС називається лінійною дільницею (ЛД). Основними параметрами ЛД є її пропускна здатність, яка вимірюється максимальною кількістю газу, що може бути перекачана по ЛД за одиницю часу.
Пропускна здатність газопроводу. Пропускна здатність лінійної дільниці газопроводу, взята при стандартних умовах і виміряна за добу, може бути обчислена з основного рівняння газопроводів
(24.1)
де — внутрішній діаметр труб, м; — довжина лінійної дільниці, м; — відносна густина газу за повітрям; — середня температура газу в трубах на дільниці, К; — коефіцієнт надстисливості газу, визначений для середніх значень (по довжині дільниці) тиску і температури; — відповідно значення максимального початкового і мінімального кінцевого тисків на дільниці, Па; — коефіцієнт гідравлічного опору трубопроводу;
Середнятемпература газу в трубопроводі на дільниці може бути визначена на основі відомої залежності Щухова:
(24.2)
де — температура газу на початку дільниці, К; — зведена температура навколишнього середовища, К, яка з врахуванням ефекту Джоуля-Томсона може бути записана у вигляді
(24.3)
538
— коефіцієнт дросель-ефекту Джоуля-Томсона; — середній тиск на дільниці газопроводу.
(24.4)
- температура грунту в непорушеному тепловому стані;
(24.5)
- повний коефіцієнт теплопередачі від газу до навколишнього середовища, ккал/м2 • год • град; - зовнішній діаметр газопроводу, мм; - ізобарна тепломісткість газу, ккал/кг • град; - витрата газу, млн • м3/добу.
Залежність температури газу від довжини газопроводу може бути знайдена з формули
(24.6)
З врахуванням (24.6) на основі (24.2) можна одержати для середньої температури газу в газопроводі залежність
(24.7)
де — температура газу в кінці дільниці газопроводу.
Коефіцієнт надстисливості газу при середніх значеннях тиску і температури може бути визначений з номограм або за однією з наступних формул:
(24.8)
(24.9)
де =1-1,68 +0,78 +0,0107 ; , - зведені значення тиску і температури; — середньокритичні значення тиску і температури для даного складу газу.
Коефіцієнт гідравлічного опору газопроводу для зони змішаного тертя і шорстких труб при турбулентному режимі може бути знайдений за формулою ВИДІ газу
(24.10)
де - еквівалентна шорсткість труб, мм. Згідно з даними [1] = 0,03 mm.; Re — число Рейнольдса, яке можна обчислити за формулою
Re = 17,75·103 (24.11)
- абсолютна в'язкість, Па • с.
Залежність (24.1) не дає змоги однозначно виявити пропускну здатність дільниці газопроводу, оскільки ряд параметрів правої частини залежить від витрати газу. Тому для визначення пропускної здатності слід застосовувати ітераційний алгоритм.
539
1. Задають тиски на початку і в кінці дільниці і початкову температуру газу діаметр газопроводу і його довжину а також фізичні властивості газу і
2. У першому наближенні довільно приймають значення витрат газу
3. Обчислюють середній тиск і середню температуру газу (24.4) і (24.2).
4. Знаходять коефіцієнт надстисливості газу (24.8) і (24.9).
5. Шукають число Рейнольдса (24.11).
6. Визначають коефіцієнт гідравлічного опору (24.10).
Для врахування втрат в місцевих опорах і гідравлічної ефективності газопроводу вносять поправку
= 1,05
7. Уточнюють пропускну здатність газопроводу (24.1).
8. Якщо абсолютне значення різниці задовільняє необхідну точність розрахунків то процес закінчують. В іншому випадку повертаються до п.З, задавшись новим (обчисленим у п.7) значенням витрати газу.
Значно спрощується методика визначення пропускної здатності газопроводу за умови, якщо рух відбувається в зоні шорстких труб при турбулентному режимі. В цьому випадку коефіцієнт гідравлічного опору не залежить від числа Рейнольдса і основне рівняння газопроводів набуває вигляду
(24.12)
де - коефіцієнт, що враховує відхилення режиму руху газу від зони шорстких труб і визначається з графіків (рис.24.1).
Для виявлення межі між зоною змішаного тертя і зоною шорстких труб при турбулентному режимі знаходять граничне число Рейнольдса
(24.13)
Якщо Re > то можна використовувати залежність (24.12), взявши при цьому = 1.
У загальному випадку при наближеному обчисленні можна вважати, що середня температура газу в трубопроводі = 1/3 + 2/3 і алгоритм розрахунку такий.
1. Визначають середній тиск (24.4) і знаходять коефіцієнт настисливості газу (24.8) або (24.9).
Рис. 24.1. Визначення коефіцієнта режиму |
3. За обчисленим значенням витрати газу (п.2) і заданим діаметром газопроводу знаходять коефіцієнт з графіка (див.рис.24.1).
4. Уточнюють пропускну здатність з врахуванням режиму руху
При розрахунках газопроводів з пересіченним профілем траси в формулах (24.1) і (24.12) замінюють кінцевий тиск його зведеним значенням та істинну довжину її зведеним значенням Вказані зведені величини визначають за формулами:
540
(24.14)
(24.15)
де - різниця геодезичних відміток кінця і початку траси газопроводу; - геодезичні відмітки початку і кінця /-Ї нахиленої дільниці газопроводу та її довжина.
Складні газопроводи. З метою збільшення пропускної здатності газопроводу виникає необхідність прокладки лупінгу- Відношення пропускної здатності газопроводу після її збільшення до початкової величини Q називають ступенем збільшення пропускної здатності
(24.16)
При заданому ступені збільшення пропускної здатності та відомих внутрішніх діаметрах магістралі і лупінгу його відносна довжина може бути знайдена з формули
(24.17)
Збільшення пропускної здатііості (відносне) в результаті прокладки лупінгу відомої довжини і діаметра може бути обчислене зі залежності
(24.18)
Якщо лупінг прокладається, щоб підняти тиск в кінці газопроводу з до , то в цьому випадку доижина лупішу (відносна)
(24.19)
де - еквівалентний діаметр газопроводу з лупінгом.
Під еквівалентним діаметром складної системи газопроводів розуміють діаметр такого простого газопроводу, який при рівній з системою довжині мав би ту ж пропускну здатність. Для визначення еквівалентного діаметра газопровод!» (при умові, що рух газу проходить в зоні шорстких труб при трубу леї Ітному режимі) існують рекурентні формули:
при паралельному з'єднанні газопроводів
+ ... ; (24.20)
при послідовному з'єднанні ділі.ниць газопроводу
+ ... , (24.21)
541
де ... - довжини кожної з дільниць сталого діаметра; - загальна довжина,
4-... .
Залежності (24.20) і (24.21) дають змогу визначити еквівалентний діаметр довільної складної системи газопроводів.
Гідравлічна ефективність. Гідравлічна ефективність характеризує процес старіння газопроводу. Вона характеризується коефіцієнтом гідравлічної ефективності, який представляє собою відношення фактичної пропускної здатності газопроводу на певний момент часу його експлуатації до її проектного значення,
(24.22)
Значення фактичної і проектної пропускної здатності в (24.22) повинні бути визначені при однакових параметрах режиму. Тому, використовуючи (24.1), одержуємо
(24.23)
де -теоретичне (проектне) і фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опору.
Для визначення коефіцієнта гідравлічної ефективності проводять обстеження газопроводу, в результаті якого вимірюють при стаціонарній роботі газопроводу монохронно тиски на початку і в кінці газопроводу, температури на початку і в кінці газопроводу, температуру навколишнього середовища та фактичну витрату газу. Крім цього, вважаються відомими всі геометричні параметри газопроводу і склад газу, що транспортується. При наявності вказаних вимірів розрахунок ведуть в такому порядку.
1. Визначають число Рейнольдса з (24.11).
2. Знаходять теоретичне значення коефіцієнту гідравлічного опору з (24.10).
3. Шукають середній тиск з (24.4).
4. Обчислюють середню температуру з (24.7).
5. Знаходять коефіцієнт надстисливості газу при середніх тиску та температурі з (24.8) або (24.9)
6. Визначають фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опору
(24.24)
7. Знаходять коефіцієнт гідравлічної ефективності з (24.23).
Обстеження газопроводів показують, що коефіцієнт гідравлічної ефективності протягом значного проміжку часу змінюється за законом, близьким до експоненціального,
(24.25)
де - початкове значення коефіцієнта ефективності (при =0); - коефіцієнт старіння газопроводу.