- •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,
13.3. Коректування паспортної характеристики евн
Характеристикою відцентрового насоса, називають сукупність графічних залежностей напору Н, споживної потужності і коефіцієнта корисної дії (ККД) від подачі Q. Паспортну (заводську) характеристику одержують усередненням результатів випробувань
402
декількох насосів установної серії (партії) на прісній воді. Ймовірна (можлива реальна) характеристика роботи насоса в конкретній свердловині може значно відрізнятися від паспортної внаслідок різної якості виготовлення насоса, відмінності в'язкостей відкачуваної рідини і прісної води та наявності у продукції вільного газу.
Вплив якості виготовлення даного насоса (відхилення геометрії протічних каналів робочих коліс і скеровуючих апаратів, шорсткості) на його характеристику доцільно встановлювати стендовими випробуваннями на прісній воді (стендова характеристика) за стандартних умов. Характеристику насоса при роботі на воді розраховують перебудовою зменшених напору і ККД для ряду довільно вибраних подач за формулами:
Н =
(13.12)
де - відповідно паспортні значення напору, м і ККД (безрозмірна величина); - напір, м і подача насоса в оптимальному режимі роботи (при максимальному значенні ККД) за паспортною характеристикою, м3/добу, а споживну потужність залишають незмінною.
Вплив збільшення в'язкості відкачуваної рідини виражається у погіршенні робочих характеристик насоса. Параметри Н і приблизно зберігають свою форму і зміщуються вниз і вліво в міру збільшення в'язкості, а потужність - вверх і вліво .Залежність водної характеристики ЕВН від в'язкості встановлюють за методикою Ляпкова так.
1. Визначають середню температуру потоку у насосі, наприклад, з використанням формул (12.3) і (13.6), тобто з врахуванням її збільшення за рахунок тепла, що виділяють двигун і насос при роботі.
2. Високов'язкими бувають нафта і водонафтова емульсія. Встановлюють тип водонаф-тової емульсії (див. гл. 9.3).
3. Знаходять кінематичну в'язкість продукції при тиску і температуру у насосі, м2/с, де - динамічна в'язкість продукції (суміші), Па·с; — середня густина продукції , кг/м3.
Середню динамічну в'язкість продукції у насосі обчислюють за однією з формул: для нафти
(13.13)
для газонафтової суміші
(13.14)
(13.15)
для водонафтової емульсії типу Н/В І
403
(13.16)
для водонафтової емульсії типу Н/В
(13.17)
(13.18)
для водонафтогазової суміші
(13.19)
де -динамічна в'язкість відповідно нафти, газонафтової суміші, водонафтової емульсії, води, водонафтогазової суміші, Па·с; - тиск насичення нафти газом, Па; - тиск на вході в насос, Па; р - тиск в насосі, Па; - експериментальні константи, що характеризують залежність в'язкості газонасиченої нафти (без вільного газу) від тиску при пластовій температурі; - густина нафти при тиску р і пластовій температурі кг/м3; е - основа натуральних логарифмів; - дійсна об'ємна газонасиченість потоку; -об'ємно-витратна газонасиченість потоку в свердловині перед входом продукції у насос; -коефіцієнт сепарації газу на вході у насос; - об'ємно-витратна обводненість продукції при стандартних умовах; - густина пластової води при стандартних умовах, кг/м3.
Експериментальні коефіцієнти і можна наближено оцінити обробкою розрахункові залежності одержаної попередньо за формулами
= 1 + 0,0129 - 0,0364 (13.20)
= 1 + 0,0017 - 0,0228
де - кількість газу, розчиненого у нафті, що зведена до стандартних умов, м3/м3; -в'язкість дегазованої при стандартних умовах нафти при температурі Т, мПа • с. Середня густина продукції у насосі, кг/м3,
(13.21)
де - густина відповідно нафти, води і вільного газу при тиску р і температурі Т у насосі, кг/м3; — об'ємно-витратні частки фаз у потоці
; (13.22)
(13.23)
- об'ємна витрата нафти, води і вільного газу при тиску і температурі у насосі, м3/с.
4. Методом ітерацій обчислюють подачу Q і напір Н насоса для ряду вибраних значень подачі QB за формулами:
404
(13.24)
= 1 - (3,585 - 0,821 ) (0,027 + 0,0485
(13.25)
де - модифіковане число Рейнольдса потоку в каналах відцентрового насоса; - коефіцієнт швидкохідності ступеня насоса (90 ... 300); - оптимальна подача насоса за дійсною водною характеристикою, м3/с; - кінематична в'язкість продукції, м2/с; -частота обертання вала насоса (можна приймати = 295с-1), с-1; - прискорення вільного падіння, м/с2; - напір насоса в оптимальному режимі на воді, м; - число ступенів у насосі; - коефіцієнт відносних подач та напору (індекси "лам" і "турб" означають ламінарний і турбулентний режими); — подача, м3/с і напір, м насоса при роботі на воді у заданому режимі.
Для цього приймають Q = , обчислюють із двох значень ( і ) беруть найменше шукають за формулою (13.24) перше наближення Q'. Потім за Q = Q' аналогічно знаходять уточнене значення і друге набли-жене Q". Якщо 0,02, то значення вважають досить точним, шукану подачу Q приймають рівною Q"' і за формулою (13.25) обчислюють напір Н. У протилежному випадку ітерацію продовжують далі.
5. Обчислюють коефіцієнт відносного ККД для цього ж ряду вибраних значень за формулами
приймаючи менше із них, ККД при роботі на в'язкій рідині та споживану насосом потужність (кВт) при відкачуванні в'язкої рідини у розглянутому режимі - коефіцієнти відносного ККД насоса при турбулентному і ламінарному режимах.
6. За обчисленими даними будують криві Н - Q (точки і Н і Q розміщаються на променях, що виходять з початку координат), - Q, - Q, тобто одержують шукану характеристику БВН при роботі на високов'язкій рідині.
Вільний газ, який надходить разом з рідиною у ЕВН, може значно погіршувати його робочі характеристики, аж до зриву подачі. Зі збільшенням витратного газо вмісту на прийомі насоса робочі характеристики можуть змінюватися незначно, приблизно зберігаючи свою форму, зміщуються вниз і вліво, при цьому вигляд кривих Н і зумовлений в'язкістю газорідинної суміші, а кривої - в'язкістю і густиною потоку. Коли
405
характеристика насоса змінюється значно. Праві частини кривих стають більш крутими і розміщаються значно нижче кривих при ,= 0. У міжлопаткових каналах перших робочих коліс утворюються газові каверни, які не беруть участі у русі і знижують робочі характеристики (подібно паровій чи парогазовій кавітації). Проведеними експериментами А.Н.Дроздов і П.Д.Ляпков виявили, що = де для суміші газ у воді і нафта+ газ у воді -0,01, - 0,076, а для суміші газ у нафті і вода + газ у нафті ці коефіцієнти у 2 рази більші; - відносний тиск на прийомі ЕВН (відносно атмосферного тиску).
По довжині насоса тиск і температура збільшуються, що супроводжується зміною об'ємної витрати газорідинної суміші, її в'язкості та густини. А.Н.Кезь і А.А.Бріскман ввели поняття середньої чи середньоінтегральної витрати суміші, що проходить через насос:
(13.26)
де - середньоінтегральна подача насоса, м3/с; - тиск відповідно на виході ЕВН, на прийомі та насичення нафти газом, Па; Q - об'ємна витрата газорідинної суміші при тиску р < і р м3/с.
Інтеграли у формулі (13.26) навіть при значних допущеннях дають дуже складні розв'язки. Тому замість середньоінтегральної витрати доцільно визначати середню витрату (за В.І.Щуровим)
де - об'ємна витрата газорідинної суміші при тиску м3/с; об'ємна витрата рідини відповідно при тисках і , м3/с.
Середня густина продукції, яка проходить через насос, кг/м3, де М – масова витрата продукції через насос, кг/с.