- •0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2
- •§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 5. Физико-химические свойства природных газов
- •1 Газоконденсатное.
- •§ 6. Свойства пластовой нефти и воды
- •Глава II
- •§ 1. Виды пластовой энергии.
- •§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
- •§3 Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •§ 4. Учет совершенства забоев скважин
- •3 Заказ № 3597 33
- •Глава III
- •§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов
- •§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •2Л khTct
- •2NkhTct
- •2NkhTct ггпр
- •2NkhTct . У1п*п
- •§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождении
- •§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения свойств и строения неоднородных коллекторов
- •§ 5. Гидропрослушивание пластов
- •§6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин
- •§ 7 Нормы отбора нефти и газа из скважин
- •Глава IV
- •Глава VII
- •§ 1. Способы подъема нефти на поверхность
- •§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах эксплуатации
- •§3. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •§ 4. Зависимости для расчета подъемника
- •§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
- •§ 6. Определение условии фонтанирования
- •§ 7. Выбор диаметра лифта
- •§ 8. Оборудование скважин
- •§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
- •§ 10 Пуск газлифтных скважин
- •§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин
- •§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин
- •§ 13. Внутрискважинный газлифт
- •§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Глава VIII
- •§ 1. Устройство штанговой насосной установки
- •§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы
- •§ 3. Оборудование штанговых насосных установок
- •§ 4. Исследование скважин
- •§ 5. Эксплуатация штанговых насосных установок в осложненных условиях
- •§ 6. Проектирование установки
- •§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин
- •§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин
- •§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин
- •Глава IX
- •§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин
- •Глава I
- •§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа
- •Глава I
- •§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •Глава III
- •§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки
- •§ 2. Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
- •§ 3. Проектирование процесса разработки нефтяного месторождения при «жестком» водонапорном режиме
- •§ 4. Разработка залежей нефти при упругом режиме
- •§ 5. Разработка залежей нефти при режиме растворенного газа и при вытеснении газированной нефти водой
- •1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.
- •6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j
- •1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по скважине во времени при известном значении с) из соотношения
- •2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее разработки (для рККон) — по формуле (III.55).
- •3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).
- •1. Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии.
- •2. За счет увеличения перепада давления между забоями скважин и областью питания увеличиваются текущие дебиты нефти (при некотором снижении коэффициентов продуктивности скважин).
- •1*Н Рнас
- •§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.
- •2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
- •3. Желательно применение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного характера.
- •2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзовидного характера.
- •§ 8. Разработка залежей с вязкопластичной нефтью
- •§ 9. Разработка газовой залежи при газовом режиме
- •§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •§ 11. Параметры «средней» скважины
- •§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений
- •1. Запасы «жирного» газа находят по формуле
- •I плгр с t) Рст
- •§ 13. Экономическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений
§ 4. Зависимости для расчета подъемника
При изучении закономерностей движения газожидкостных смесей в трубах только на основании экспериментальных данных устанавливают влияние на истинную газонасыщенность свойств фаз, характеристик потока смеси и оценивают потери давления на трение.
Основа большинства существующих методик расчета движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам —эмпирические зависимости, полученные при обработке результатов лабораторных исследований, проводимых на установках, подобных установке А. П. Крылова. Его установка состояла из труб различного диаметра длиной 20 м, по которым движется газожидкостная смесь. При экспериментах измеряли расход фаз, общий перепад давления и истинную газонасыщенность ср потока. Затем определяли плотность смеси
Рсм = Рж(1 —ф) + Ргф. (VH.6)
а по формуле (VII.4) устанавливали потери давления на трение. В результате обработки данных исследований находили зависимость расхода давления на преодоление массы газожидкостной смеси и на трение от термодинамических, расходных и геометрических параметров. А. П. Крыловым было получено уравнение движения газожидкостной смеси по вертикальным трубам:
т
_jg_ м g + 0:7Шг + дг У2 + а«Ях лъ + аяУд, (VII.7)
где q и V — объемные расходы жидкости и газа при соответствующих термодинамических условиях, м3/с; d — внутренний диаметр труб, м; аи а2 и аг — коэффициенты, приведенные
в табл. VII.2.
Таблица VII.2
Значения коэффициентов alf а2, а3
Динамическая вязкость |
|
Внутренний диаметр НКТ, мм |
|||
жидкости. мПа-с |
40,3 |
50.3 |
62,0 |
75,9 |
100,3 |
|
|
Коэффициент ах |
|
|
|
Для всех жидкостей |
25,5 |
7,82 |
2,57 |
0,87 |
0,20 |
|
|
Коэффициент а2 |
|
|
|
! 5 Щ 20 |
3 290 4 920 6 950 |
1 150 1 720 2 430 |
425 635 898 |
163 243 344 |
43 65 91 |
|
|
Коэффициент а3 |
|
|
|
5 20 |
10 700 16000 22 700 |
3 540 5 290 7 490 |
1 240 1 860 2 630 |
453 677 957 |
112 168 237 |
В уравнении (VII.7) первое слагаемое 9 правой части отражает потери энергии в безразмером виде на преодоление массы столба смеси единичной длины, три последующих — потерн на трение на единичной длине подъемника.
Рассмотренная методика А. П. Крылова (установления зависимостей) относится к группе, в которой потери на преодоление гидростатического давления смеси и на трение определяют отдельными зависимостями. При необходимости учитывают и инерционные потери давления или потери на ускорение смеси, которые в большинстве случаев пренебрежимо малы по сравнению с потерями на трение.
Другую группу составляют методики, в которых потери давления определяют по одной общей зависимости. Преимущество этих методик заключается в возможности установления эмпирических зависимостей на основе промысловых данных, т. е. в построении зависимостей для условий конкретных месторождений. Но эти методики менее универсальны.
