 |
|
|
|
Главная /
КНИЖНЫЙ РЯД
/
Учебная и научная литература
/
Нефть и газ. Шахтный метан. Газодинамика
/
Гидромеханика добычи нефти
Гидромеханика добычи нефти
Аннотация:
Изложены основные вопросы гидромеханики добывающих и нагнетательных скважин. Подробно рассмотрены условия совместной работы пласта скважины и насосного оборудования как единой гидравлической системы при различных способах добычи нефти. Графическая интерпретация изучаемых вопросов дана в двух вариантах: через напоры на забое и на буфере скважины, и через давления. Особое место отведено скин-фактору, выводу формулы для его расчета, физическому истолкованию и геометрической интерпретации его значения. Для студентов вузов, обучающихся но специальности «Физические процессы горного или нефтегазового производства» направления подготовки дипломированных специалистов «Горное дело». Содержание: Условные обозначения
Предисловие
Глава 1. ОСНОВЫ ГИДРОМЕХАНИКИНЕФТЯНОГО ПЛАСТА И СКВАЖИНЫ
1.1. Залежи нефти и газа, их классификация и физическая характеристика пород
1.1.1. Породы-коллекторы нефти и газа
1.1.2. Пористость горных пород
1.1.3. Проницаемость и насыщенность горных пород
1.1.4. Горное и пластовое давления
1.2. Основные положения теории сообщающихся сосудов «пласт – скважина»
1.2.1. Гидростатика сообщающихся сосудов
1.3. Основные этапы работы системы «пласт – добывающая нефонтанная скважина» при открытом межтрубном пространстве
1.3.1. Уравнение притока и его графическая интерпретация при работе системы на ньютоновской жидкости
1.3.2. Работа гидравлической системы на смеси дегазированных жидкостей нефть – вода
1.3.3. Работа пласта, скважины и насосной установки на газожидкостной смеси нефть – вода – газ
1.4. Методы увеличения дебита скважин
1.4.1. Увеличение дебита скважины путем снижения давления на забое
1.4.2. Увеличение дебита скважины путем повышения пластового давления
1.4.3. Увеличение дебита скважины путем повышения продуктивности пласта
1.5. Работа гидравлической системы на газожидкостной смеси при наличии избыточного давления газа в межтрубном пространстве
1.6. Определение величины оптимального давления на приеме насоса, глубины погружения под динамический уровень и подвески
1.7. Исследование системы «пласт – добывающая скважина» для определения параметров уравнения притока
1.7.1. Определение величины пластового давления глубинными манометрами
1.7.2. Определение пластового давления путем замера статического уровня
1.7.3. Коэффициент продуктивности и методы его определения
1.8. Обоснование величины оптимального дебита скважины
Глава 2. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ПЛАСТА, СКВАЖИНЫ И ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
2.1. Определение фактического и расчетного коэффициентов подачи насоса
2.2. Определение потребного числа ходов плунжера при проектировании режима работы скважин и насосной установки
2.3. Определение диаметра плунжера при проектировании нового режима работы скважины и насосной установки
2.4. Выбор станка-качалки и насоса
2.5. Определение потребной мощности привода
2.6. Проектирование режимов работы скважины и насосной установки для увеличения отбора жидкости за счет изменения числа ходов плунжера
2.6.1. Анализ эффективности работы скважины и насоса
2.6.2. Проектирование режима работы скважины и штанговой насосной установки
2.7. Выбор типа штангового насоса и его основных параметров
2.8. Определение коэффициента подачи насоса, числа ходов плунжера, расчетного дебита и потребной мощности привода
2.9. Проектирование режима работы скважины и штанговой насосной установки для условий после увеличения коэффициента продуктивности
2.10. Проектирование режима работы скважины и насосной установки для увеличения отбора жидкости за счет изменения диаметра плунжера
Глава 3. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ПЛАСТА, СКВАЖИНЫ И ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА (ЭЦН)
3.1. Некоторые особенности системы «пласт – скважина – ЭЦН – сборный коллектор»
3.2. Совместная работа пласта, скважины и ЭЦН на воде при отсутствии противодавления в сборном коллекторе
3.3. Влияние давления на буфере скважины и в сборном коллекторе на подачу ЭЦН
3.4. Определение подачи ЭЦН до и после увеличения коэффициента продуктивности
3.5. Определение прироста дебита и эффективности применяемых методов при одновременном увеличении пластового давления и коэффициента продуктивности
3.6. Определение подачи ЭЦН при работе в скважине на газожидкостной смеси
3.7. Определение общего коэффициента полезного действия ЭЦН установки и потребной мощности на валу погружного электродвигателя
3.8. Проектирование режима работы скважины и ЭЦН для конкретных условий
3.8.1. Исходные данные пласта и оборудования для проектирования режима работы скважины
3.8.2. Анализ работы скважины и ЭЦН
3.8.3. Проектирование режима работы скважины и ЭЦН для увеличения отбора жидкости за счет снижения давления на забой
3.8.4. Увеличение дебита скважины за счет воздействия на ее призабойную зону
3.8.5. Анализ работы скважины и ЭЦН до воздействия на призабойную зону
3.8.6. Проектирование режима работы скважины и ЭЦН после воздействия на призабойную зону
Глава 4. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ПЛАСТА И ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ
4.1. Баланс напоров и давлений в системе «пласт – артезианская фонтанная скважина» при заданной величине дебита
4.2. Гидромеханические характеристики системы «пласт – артезианская фонтанная скважина»
4.2.1. Интерпретация работы пласта и артезианской фонтанной скважины с идеальным лифтом
4.2.2. Интерпретация работы пласта и артезианской фонтанной скважины с учетом сил гидравлического трения в лифтовых трубах
4.3. Определение диаметра отверстия в устьевом штуцере и основных показателей работы системы «пласт – артезианская фонтанная скважина»
4.4. Влияние пластового давления на дебит артезианской фонтанной скважины
4.5. Влияние коэффициента продуктивности на дебит артезианской фонтанной скважины
4.6. Определение средних градиентов давления в лифте артезианской фонтанной скважины
4.7. Определение средних градиентов давления в колонне лифтовых труб нефтяной фонтанной скважины
Глава 5. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ПЛАСТА И ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
5.1. Совместная работа пласта, скважины и газлифтного подъемника
5.2. Определение средних градиентов давления газожидкостной смеси в газлифтном подъемнике
5.3. Интерпретация совместной работы пласта и газлифтной скважины
Глава 6. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ПЛАСТА И НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
6.1. Интерпретация работы добывающей скважины после перевода ее в нагнетательную при идеализированных условиях
6.2. Баланс напоров и давлений в системе «нагнетательная скважины – пласт» при заданной величине приемистости
6.3. Интерпретация совместной работы системы «нагнетательная скважина – пласт» и определение коэффициента приемистости
6.4. Влияние различных факторов на работу системы «нагнетательная скважина – пласт»
6.4.1. Интерпретация совместной работы пласта и нагнетательной скважины до и после увеличения пластового давления
6.4.2. Интерпретация совместной работы пласта и нагнетательной скважины до и после увеличения коэффициента приемистости
6.4.3. Влияние плотности нагнетаемой воды на величину приемистости пласта
6.5. Интерпретация совместной работы пласта, центробежного насоса, добывающей и нагнетательной скважин
6.6. Некоторые результаты исследования работы нагнетательных скважин в промысловых условиях
Глава 7. РАСЧЕТЫ И ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ ПЛАСТА И НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
7.1. Определение режимных параметров совместной работы пласта и нагнетательной скважины для заданных условий
Пример 1. Построить основные характеристики совместной работы пласта и нагнетательной скважины
Пример 2. Определить приемистость скважины до и после увеличения пластового давления при равных условиях
по давлению на забое
Пример 3. Определить приемистость скважины до и послеувеличения коэффициента приемистости
Пример 4. Определить приемистость нагнетательной скважины до и после замены пресной воды на соленую
7.2. Определение основных показателей совместной работы пласта, нагнетательной скважины и центробежного насоса
Пример 5. Построить основные характеристики системы «пласт – нагнетательная скважина» и определить подачу насоса
2ЭЦН6-500-750
Пример 6. Определить подачу насоса 2ЭЦН6-350-1100 до и после увеличения коэффициента приемистости нагнетательной скважины, а также проанализировать результаты, полученные для других насосов
Пример 7. Определить основные показатели совместной работы пласта, нагнетательной скважины и центробежного насоса до и после замены пресной воды на соленую
Глава 8. СКИН-ФАКТОР И ЕГО ЗНАЧЕНИЕ ДЛЯ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ОКОЛОСКВАЖИННОГО ПРОСТРАНСТВА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
8.1. Вывод уравнения для расчета скин-фактора
8.1.1. Вывод уравнения скин-фактора с учетом потери давления в контуре питания скважины с естественной проницаемостью пласта
8.1.2. Влияние скин-слоя (радиуса загрязнения) и нарушениепроницаемости на величину притока жидкости в скважину
8.2. Вывод уравнения для расчета скин-фактора через индикаторные линии P = f(Qж) и h = f(Qж)
8.2.1. Определение скин-фактора через индикаторные линии «дебит-давление» при Р3 = const и hд = const (рис.8.4)
8.2.2. Определение скин-фактора через индикаторные линии «дебит-уровень» при Qж = const (см.рис.8.4)
8.2.3. Определение скин-фактора по значению забойного давления при Qж = const
8.2.4. Вывод уравнения скин-фактора по значению потенциального дебита (см.рис.8.4)
8.2.5. Формула Тима
8.3. Источники и механизмы нарушения фильтрационно-емкостных параметров околоскважинного пространства продуктивного пласта, влияющие на значение скин-фактора
8.3.1. Ухудшение параметров пласта в процессе первичного вскрытия бурением
8.3.2. Ухудшение фильтрации пласта в процессе заканчивания скважины
8.3.3. Источники и механизмы ухудшения фильтрационноемкостных параметров продуктивного пласта в процессе его эксплуатации
Список литературы
|
Ваша корзина
Книжные новинки                                                                                                     НОВОСТИ |
|||||||||
