- •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,
9.2. Рух однорідних рідин
Усталений (стаціонарний) потік однорідної (гомогенної.однофазної) рідини (незмінний у часі), при якому тиск і швидкість є функціями тільки просторових координат, але не залежать від часу, описується рівняннями Д.Бернуллі у вигляді
(9.6)
або
(9.7)
або
(9.8)
де індекси 1 і 2 позначають два вибраних перерізи потоку - на його початку і кінці; висота розміщення центру ваги (перерізу потоку), відрахована від довільної
309
горизонтальної площини порівняння (геометрична висота або геометричний напір), м; - гідромеханічний або просто тиск, Па; — середня по перерізу об'ємна швидкість потоку, м/с; — безрозмірний коефіцієнт Коріоліса, який враховує нерівномірність розподілу швидкостей по перерізу (для звичайного розподілу швидкостей коефіцієнт завжди перевищує одиницю, а при рівномірному розподілі швидкостей дорівнює одиниці; при турбулентному режимі для труб - 1,05... 1,1; при ламінарному режимі - 2; (іноді наближено приймають = 1); - сумарна гідравлічна втрата повного напору на ділянці між розглядуваними перерізами 1 і 2 (втрачена енергія перетворюється у теплову енергію), м; = — загальна втрата тиску, Па; — різниця вагових тисків,що зумовлена різним висотним положенням початку і кінця ділянки потоку, Па; — сумарна гідравлічна втрата тиску на ділянці між розглядуваними перерізами, Па; = —втрата тиску на перемагання сил інерції (на прискорення чи сповільнення потоку або на приріст кінетичної енергії), Па.
В цих рівняннях прийнято називати: — п'єзометрична висота або п'єзометричний напір; — швидкісна висота або швидкісний напір; = —гідродинамічний або повний напір; — динамічний тиск; Н = —п'єзометричний (гідростатичний) напір; — п'єзометричний нахил; ір — гідравлічний нахил; — приріст шляху вздовж руху. Оскільки приріст завжди від'ємний (гідравлічний напір зменшується вздовж руху), то гідравлічний нахил завжди додатний. Разом з тим тиск вздовж руху може зменшуватися чи збільшуватися (при зменшенні чи збільшенні швидкості), внаслідок цього п'єзометричний нахил може бути і додатним, і від'ємним. У трубі постійного діаметру з незмінним розподілом швидкостей нахили та І однакові.
Члени рівняння (9.7) представляють різні види механічної енергії рідини, які віднесені до одиниці її об'єму ( відповідно енергій положення, тиску рухомої рідини, кінетичної і втрат, причому перші дві становлять у сумі потенціальну енергію рідини), а члени рівняння (9.6) - ті ж види енергії, які віднесені до одиниці ваги, тобто рівняння Бернуллі виражає закон збереження механічної енергії.
Гідравлічні втрати тиску (чи напору) звичайно розділяють на втрати на тертя по довжині і на місцеві втрати. Для розрахунку гідравлічних втрат тиску на тертя по довжині Δрт використовують формулу Дарсі-Вейсбаха (іноді називають формулою Дарсі)
(9.9)
де — безрозмірний коефіцієнт гідравлічного опору (коефіцієнт гідравлічних втрат на тертя по довжині чи коефіцієнт Дарсі); - відповідно довжина і внутрішній діаметр труби, м.; - середня швидкість руху рідини у трубі, м/с.
Якщо потік рідини має місце у кільцевому (міжтрубному) просторі, то діаметр труби виражається через гідравлічний радіус, тобто , де — гідравлічний радіус, що визначається з відношення площі живого перерізу потоку до змоченого периметру русла м. Для кільцевого потоку , тобто d = D - , де D, —відповідно внутрішній діаметр зовнішньої труби і зовнішній діаметр внутрішньої труби.
310
Коефіцієнт гідравлічного опору визначають аналітичне або графічно (з використанням графіка Колбрука-Уайта чи Нікурадзе) залежно від безрозмірного числа (критерія) Рейнольда (характеризує співвідношення сил інерції та в'язкості), де — кінематична в'язкість рідини, м2/с. Для аналітичного визначення використовують наступні формули [5]:
при 0 < 2320 (перша зона тертя - ламінарний режим руху рідини)
= 64/Re (формула Стокса); (9.10)
при 2320 < Re (друга зона - зона гідравлічно-гладких труб при турбулентному режимі)
(формула Блазіуса); (9.11)
при 10 (третя зона - зона змішаного опору при турбулентному режимі)
(формула Альтшуля); (9.12)
при Re > 500 (четверта зона - зона квадратичного опору при турбулентному режимі)
(формула Шифринсона), (9.13)
де — еквівалентна шорсткість труб (мм), яка наведена нижче:
Труби А, мм
Стальні суцільнотягнуті нові 0,02-0,05
Теж, непові 0,15-0,3
Стальні зварні нові 0,04-0,1
Чавунні нові 0,25-1
Стальні зварні і чавунні не нові 0,8-1,5
Азбестоцементні нові 0,05-0,1
Теж, не нові 0,6
Бетонні та залізобетонні 0,3-0,8
Відзначимо, що формула (9.12) може використовуватись для всіх зон (областей) при турбулентному режимі (Re > 2320), тому що при менших значеннях Re вона переходить у формулу (9.11) (68/Re » ), а при більших значеннях Re - в формулу (9.13) ( 68 / Re). У нафтопромисловій справі при турбулентному режимі часто без обгрунтування обмежуються формулою (9.11).
Місцеві втрати тиску зумовлені так званими місцевими гідравлічними опорами (місцевими змінами форми і розміру каналу, які викликають деформацію потоку). Місцеві втрати тиску визначають за формулою Борда-Вейсбаха (часто просто Вейсбаха чи Бордо):
(9.14)
де — безрозмірний коефіцієнт місцевого опору (відношення втраченого напору до швидкісного напору); — середня по перерізу швидкість рідини у трубі, в якій встановлено місцевий опір, м/с. Якщо швидкість рідини у трубі змінюється по довжині, то за розрахункову швидкість слід приймати більшу із швидкостей, тобто ту, яка відповідає меншому діаметру труби. Коефіцієнт залежить від схеми опору і режиму руху. При числах Рейнольдса, менших від критичного числа Рейнольдса (Re < ), що відповідає квадратичній зоні тертя, коефіцієнт визначається за формулою Альтшуля
311
(9.15)
де В - коефіцієнт,якій задають для різних місцевих опорів; - коефіцієнт місцевого опору для квадратичної зони тертя (при незначному впливі в'язкості на тертя), коли Re > Значення і В наведені нижче:
Типи опорів В
Раптове розширення труби [(D/d) — 1] 30
Раптове звуження труби 0,511 — (d/D )2] 30
Вихід із резервуару у трубу 0,5 —
Вихщ із труби у резервуар 1,0 —
Пробковий кран 0,4 150
Вентиль звичайний 2,5-5 3000—5000
Вентиль кутовий 0,8 400
Засувка повністю відкрита 0,15 75
ступінь відкриття 0,75 0,2 350
0,5 2,0 1300
0,25 2,0 3000
Діафрагма при І /d = 0,8 1 70
при /d = 0,63 7 120
при " /d = 0,4 70 500
Різкий поворот труби на кут ЗОо 0,155 —
на кут 45о 0,318 —
на кут 60о 0,555 —
на кут 90о 1,4 400
Плавний поворот труби на
при радіусі повороту Rn=l,5d 0.45 180
при радіусі повороту Rn = 2,5 d 0,42 180
Клапан кульовий 45 5000
Трійник 0,3 150
Вхід у трубу з сіткою б —
Вхід у трубу із зворотним клапаном 10 —
Примітка: D. d- діаметр труби відповідно більший і менший, м; - діаметр отвору діафрагми у трубі діаметром d, м; — кут повороту труби, градуси; - радіус повороту труби діаметром d, м; для арматури трубопроводів у зоні ламінарного руху наближено можна обчислити В – 500
При наявності у трубопроводі декількох місцевих опорів втрати тиску на них додаються, якщо відстань між ними перевищує відстань , на якій починає виявлятися взаємний вплив місцевих опорів (формула О.Д.Альтшуля): = 0,5 або наближено (40...60)rf, де —коефіцієнт гідравлічного опору.
При відстані між опорами загальні втрати тиску на двох опорах менші від суми втрат на цих двох опорах, тобто (9.16) де коефіцієнт впливу визначається дослідно, а для прямотечійних запірних пристроїв залежно від відношення приймається рівним 0,6... 1,0. Місцевими втратами тиску в нафтопромисловій практиці внаслідок їх малої величини у більшості нехтують.
312