- •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,
13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
Об'ємну витрату рідини, вільного газу, об'ємний витратний газовміст потоку (газове число), об'ємну витрату газорідинної суміші, густину газонасиченої нафти і водонафтової суміші при заданому тиску р і температурі Т обчислюють за формулами, наведеними у гл.12.2.
Тиск на вибої свердловини розраховують із умов припливу за формулою (12.5) або за формулою = - AQ - , де - вибійний і пластовий тиски, Па; А і В - коефіцієнти фільтраційного опору, (Па • с) /м3 і (Па • с2) /м6 ; Q - дебіт свердловини (при умовах вибою), м3/с.
З іншого боку тиск на вибої свердловини, Па
(13.1)
де Н - глибина свердловини (до середини інтервалу перфорації) ,м; - глибина спуску насоса (прийомного фільтра), м; - густина газорідинної суміші в інтервалі вибій - прийом насоса (визначення див. у гл. 9.4), кг/м3; - тиск на прийомі насоса (на вході), Па; - втрата тиску на гідравлічний опір під час руху продукції від вибою до прийому насоса в обсадній колоні труб і у кільцевому просторі між зануреним агрегатом (електродвигуном) і обсадною колоною (визначення див. у гл.9.2), Па.
Тиск на прийомі насоса визначається за формулою (12.7).
Коефіцієнт сепарації газу на прийомі відцентрового електронасоса (формула Міщенко)
(13.2)
де - витрата рідини при тиску м3/с; - відносна швидкість газових пу-хирців, м/с: = 0,02 + 0,000105 при 0,5; = 0,17 + 0,000105 при >0,5; - площа поперечного перерізу кільцевого простору між експлу-атаційною колоною і насосом, мг; - об'ємно-витратна обводненість продукції; - кут нахилу свердловини на ділянці прийому зануреного агрегата.,...°.
Якщо між всмоктувальною камерою насоса і першим його робочим колесом встановлено газосепаратор, то загальний коефіцієнт сепарації = 1— (1— )(1— - ), де — коефіцієнт сепарації газосепаратора, який при відсутності експериментальних даних можна прийняти:
де - об'ємно-витратна частка води у продукції.
Наведемо зовнішній діаметр всмоктуючої мережі насоса:
Група насоса 5 5А 6 6А
Зовнішній діаметр
всмоктувальної мережі
насоса, м 0,092 0,103 0,114 0,114
Трубне і затрубне газові числа і об'ємні витрати вільного газу, що надходить у НТК і за-трубний простір, визначають за формулами (12.22) - (12.26), де замість підставляють
400
Розрахунок розподілу температури по глибині свердловини здійснюють за формулами Міщенко (12.1) - (12.4). Під час руху продукції у кільцевому просторі між двигуном і експлуатаційною колоною, а також через насос температура продукції зростає за рахунок нагріву її теплом, яке виділяють електродвигун і насос у результаті перетворення підведеної до двигуна енергії у корисну роботу. Це підвищення температури відповідно становить
(13.3)
або за формулою Міщенко
= 320 (13.4)
а середнє підвищення температури у зазорі між двигуном і колоною
(13.5)
та середнє підвищення температури рідини у насосі
(13.6)
де — відповідно підвищення температури потоку за рахунок тепла, яке виділяють двигун, насос та двигун і насос, К; Н - напір, який розвиває насос, м; Q -об'ємна витрата через насос, м3/доб; с - масова теплоємність продукції, Дж/(кг·К); -ККД електродвигуна з гідрозахистом при роботі у свердловині; - ККД насоса при роботі у свердловині; ΔТД, - середнє підвищення температури рідини у зазорі між двигуном і обсадною колоною та у насосі, К.
Значення Н і Q визначають для заданого режиму. При попередніх розрахунках орієнтовні значення обчислюють за формулами:
при В 47950;
- 1,82) при В< 47950; (13.7)
де - дебіт свердловини при стандартних умовах, м3/с; - паспортний номінальний ККД насоса; В - параметр, який враховує в'язкість продукції; - номінальна подача насоса за паспортною характеристикою, м3/с; /30 - частота обертання вала насоса, с-1; п - номінальна частота обертання вала насоса, об-1; - середня густина продукції у насосі (при тиску насичення нафти газом і пластовій температурі), кг/м3; - середня
401
динамічна в'язкість продукції у насосі, Па·с; - вибійний і гирловий тиск, Па; -тиск насичення нафти газом, Па; - внутрішній діаметр НКТ, м; - газовий фактор щодо нафти при тиску м3/м3; - об'ємно-витратна обводненість рідини при стандартних умовах (безрозмірна).
Тиск на виході з ЕВН (у трубах) визначають за формулою (12.27), причому швидкість руху рідини знаходять за об'ємною витратою.
Розрахунок оптимального, допустимого і граничного тисків на прийомі ЕВН виконують за емпіричними формулами Міщенко, які справедливі, якщо 3:
при 0,6
(13.8)
при > 0,6
(13.9)
при 0 1
(13.10)
де - об'ємно-витратна обводненість продукції, частки одиниці; - оптимальний тиск на прийомі (коли реальні характеристики насоса не відрізняються від стендових характеристик без наявності вільного газу), МПа; - допустимий тиск на прийомі (коли реальні характеристики відрізняються від стендових при роботі без вільного газу, але насос зберігає стійку роботу при допустимому ККД), МПа; - граничний тиск на прийомі (коли внаслідок наявності' вільного газу порушується стійка робота насоса аж до зриву подачі), МПа; - динамічна в'язкість дегазованої нафти, мПа·с; - динамічна в'язкість пластової нафти, мПа • с, причому
(13.11)
де —відносна (стосовно в'язкості води = ІмПа 1 • с при температурі t= 20°С) динамічна в'язкість дегазовано! нафти при температурі t°С; = ; —відносні динамічні в'язкості дегазованої нафти при температурі відповідно 20 і 50 °С.