- •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,
9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
При підіймальному русі газорідинних сумішей у свердловині (підйомних трубах) тиск і температура зменшуються, їх зміна супроводжується змінами параметрів газорідинної суміші (густини, в'язкості, газовмісту і т.д.) та відповідно складових рівняння руху. Задача полягає у визначенні тиску на викиді (гирлі) свердловини при відомому вибійному тискові (чи тиску біля башмака підйомних труб ) або навпаки. Під час розрахунків потоку однорідної рідини чи водонафтового потоку в'язкість і густину приймають рівними середньоарифметичним значенням із величин при вибійних і гирлових умовах (тиск, температура). При розрахунку газорідинного потоку такий підхід неприйнятний внаслідок великої похибки, тому обчислення зводяться до визначення втрат тиску на окремих ділянках
319
на які розділяють всю довжину підйомних труб тобто до визначення проміжних значень тиску вздовж підйомних труб. Таким чином,
звідки записуємо шуканий тиск
або
а сам розрахунок виконуємозалежно від мети відповідно за принципом "знизу вверх" чи "зверху вниз", де п = — число ділянок (кроків) зміни довжини. Чим більше п (менше ), тим точніший розрахунок. Практика розрахунків показує, що достатня точність досягається при п = 10...15. Часто приймають = 0,1 р, де р - поточний тиск, Па. Можна приймати такі інтервали приросту тиску (за В.О.Сахаровим):
Р, МПа <1 1-4 4-16 16-30 >30
МПа 0,1 0.2 0,8 3 6
Граничні умови - це тиск і температура біля башмака підйомних труб або на викиді Доцільніше розрахунок виконувати за кроками зміни тиску і обчислювати приріст довжини між двома перерізами труб з тисками на кінцях та , тобто,
де - градієнт тиску, який визначаємо за наведеними вище формулами.
Параметри суміші визначають при середньоарифметичному значенні тиску /2 і температури < /2.
Температуру у будь-якій точці довжини підйомних труб можна визначити з різним ступенем наближення, ЇЇ можна прийняти, наприклад, або згідно з рівнянням геотерми, або за інтерполяційною формулою
Тисками або можна наближено задатись, а взаємозв'язок температур і потоку записати формулою
де або — середній температурний градієнтпотоку [2,3], К/м; — пластова температура, К; Н — глибина свердловини, м; — зенітний кут нахилу свердловини, градуси; — дебіт рідини при стандартних умовах, м3/с; — відстань від викиду підйомних труб до точки з температурою або від
320
точки з температурою до точки з температурою Зазначимо, що зміна температури мало впливає на результат розрахунку розподілу тиску.
Таким чином, маючи прирости довжин і тиску, можна збудувати криву розподілу тиску вздовж підйомних труб.
9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
Штуцер - регулюючий пристрій, що забезпечує дроселювання потоку внаслідок зміни площі прохідного перерізу. Нерегульований штуцер представляє собою діафрагму або коротку втулку (насадку) з малим отвором. Регульований штуцер характеризується еквівалентним діаметром циліндричного отвору.
Об'ємна витрата рідини через отвори і насадки (довжина насадки становить звичайно три-чотири діаметри її отвору) в атмосферу або у простір, заповнений газом чи тією ж рідиною, описується формулою
(9.37)
де — об'ємна витрата рідини, м'/с; — безрозмірний коефіцієнт витрати < 1); е — безрозмірний коефіцієнт стиснення струменя; — безрозмірний коефіцієнт швидкості витікання рідини; — площа поперечного перерізу отвору чи насадки, м2; — перепад тиску на отворі чи насадці (штуцері), Па; - густина рідини, кг/м3. Коефіцієнт залежить від чисел Рейнольдса, Фруда і Вебера. Нижче наведені значення коефіцієнтів , для різних насадок:
Тип насадки
Круглий отвір 0,64 0,97 0,62
Зовнішня циліндрична насадка 1,0 0,82 0,82
Внутрішня циліндрична насадка 1,0 0,707 0,707
Конічна насадка (сопло) 1,0 0,98 0,98
Конічна насадка, що розходиться при 1,0 0,45-0,50 0,45-0,50
куті 5-7 °
Кононічна насадка, що сходиться при 0,98 0,96 0,94
куті 13º 24´
Із формули (9.37) можна визначити діаметр отвору штуцера
чи перепад тиску на штуцері
Об'ємна витрата газу при адіабатному (без теплообміну з зовнішнім середовищем) русі через штуцер описується видозміненою формулою Сен-Венана-Ванцеля
(9.38)
де — об'ємна витрата газу при нормальних = 0,1 МПа; = 273 Ю чи стандартних = 0,1 МПа; =293 К) умовах, м3/c; . температура на вході штуцера, К; - коефіцієнт витрати: для сопел лемніскатного профілю = 0,95 - 0.98, збільшуючись із ростом числа Рейнольдса та дещо зменшуючись з ростом (для конічних сопел при різних кутах ко-
321
нусності значення μ може зменшуватись аж до 0,65); к - показник адіабати (мало залежить від зміни температури і молекулярної маси вуглеводневого газу, тому часто приймають к=,25); -універсальна мольна газова постійна, =8314,3 Дж/(кмоль• К);. —молярна маса газу, кг/кмоль.
Застосування формули (9.38) обмежене критичним відношенням тисків
при якому швидкість потоку досягає швидкості звуку, а витрата газу стає найбільшою, тобто формула справедлива при > При у формулі (9.38) треба замінити на , тобто прийняти = , тоді найбільша витрата газу
Для визначення діаметра штуцера, м, ці формули запишемо
(9.39)
(9.40)
За формулою (9.40) визначаємо діаметр штуцера, при якому забезпечується критичне витікання газу з заданою витратою Тиск на виході при критичному витіканні
Двофазний потік рідини і газу розрахуємо за наступними наближеними формулами: формула Джілберта
(9.41)
де — об'ємна витрата нафти при стандартних умовах, м3/добу; - газовий фактор при стандартних умовах, м3/м3; — діаметр штуцера, мм. Формула справедлива при 0,59; - тиск перед і після штуцера, Па;
формула Газієва
= 0,27-10-3 , (9.42)
де - діаметр штуцера, мм; - дослідний коефіцієнт, що залежить від величини газового фактора (приймається - 1...1.2); - дебіт газу, м3/добу; - густина газу, кг/м3; - тиск до і після штуцера, Па.
формула Роса-Поетмана-Бека
(9.43)
322
де ~ об'ємна витрата нафти при стандартних умовах, м3/с; - масовий фактор, кг/м3; — частка нафти у потоці (безрозмірна); — питомий об'єм нафти перед штуцером, м^кг; - тиск і температура перед штуцером, Па, К; - тиск і температура при стандартних умовах, Па, К, (прийнято - 303 К); — газовий і водний фактори при стандартних умовах, м3/м3; — газонасиченість нафти при умовах перед штуцером, м3/м3; - густина нафти, газу, води при стандартних умовах, кг/м3; - густина нафти і газу перед штуцером, кг/м3; - коефіцієнт надстисли-вості газу перед штуцером;
емпірична формула для потоку води і газу
(9.44)
де - безрозмірні параметри (критерії), які враховують відповідно витрату води, густину (масу), тиск перед штуцером і діаметр штуцера; — витрата води, мЗ/с; — густина води і газу перед штуцером, кг/м3; - тиск і температура при стандартних умовах, Па, К; — тиск і температура перед штуцером, Па, К; — газовий фактор і газонасиченість води, м3/м3.