Викладено теоретичні положення термодинаміки і гідрогазодинаміки усталених потоків однорідної рідини, газу та газорідинної суміші у вертикальних трубах, методи розрахунків властивостей нафтового і природного газів, нафти, пластової води, водонафтової емульсії, газоводонафтових сумішей. Розглянуто методики проектування фонтанної, газліфтної, штангово-насосної і електровідцентровонасосної експлуатацій свердловин із використанням кривих розподілу тиску вздовж потоку, а також оптимізації роботи свердловин за різних способів експлуатації. Подано приклади розв'язання 172 основних задач, а також алгоритм комп'ютерного виконання проектних розрахунків. Для студентів вищих навчальних закладів, що навчаються за спеціальністю 7.09.03.04 'Видобування нафти і газу", спеціалізацією "Розробка та експлуатація нафтових родовищ". Книга може бути використана науковими працівниками, інженерами, аспірантами, а також студентами суміжних спеціальностей. ЗМІСТ ПЕРЕДМОВА 10 ВСТУП 12 1 РОЗРАХУНКИ ВЛАСТИВОСТЕЙ ГАЗУ, НАФТИ І ВОДИ В ЗАЛЕЖНОСТІ ВІД ТИСКУ І ТЕМПЕРАТУРИ 13 1.1 Властивості природного і нафтового газів 13 1.1.1 Принципи розрахунку властивостей газів 13 1.1.2 Молекулярна і молярна маси газу 14 1.1.3 Густина газу 20 1.1.4 Псевдо критичні і псевдозведені параметри газу 22 1.1.5 Коефіцієнт стисливості газу 28 1.1.6 Розрахунки густини і об'єму реального газу 37 1.1.7 В'язкість газу 41 1.1.8 Теплоємність газу 49 1.1.9 Теплопровідність газу 53 1.1.10 Ізобарне температурне розширення газу 57 1.1.11 Коефіцієнт Джоуля-Томсона 58 1.1.12 Тиск насиченої пари 61 1.1.13 Розрахунок вмісту важких вуглеводнів у природному газі 64 1.1.14 Розрахунок об' ему пари після випаровування рідини 65 1.1.15 Вологовміст газу 65 1.1.16 Якість газу 69 1.1.17 Самозагоряння і запалювання горючих сумішей газів 70 1.2 Властивості нафти 77 1.2.1 Принципи розрахунку властивостей нафти 77 1.2.2 Відносна густина нафти 83 1.2.3 Молекулярна маса нафти 84 1.2.4 Середня температура кипіння нафти 87 1.2.5 Характеристичний фактор нафти 88 1.2.6 Тиск насичення нафти газом 89 1.2.7 Густина нафти 98 1.2.8 Об'ємний коефіцієнт нафти 101 1.2.9 Стисливість недонасиченої пластової нафти 105 1.2.10 Температурне розширення нафти 109 1.2.11 Теплоємність нафти 110 1.2.12 Теплопровідність нафти 112 1.2.13 В'язкість розгазованої, газонасиченої і недонасиченої пластової нафти 114 1.2.13.1 Оцінка в'язкості розгазованої нафти при стандартних умовах у разі відсутності експериментальних даних 114 1.2.13.2 В'язкість розгазованої нафти при будь-якій температурі, якщо відомо її величину при іншій температурі 111 1.2.13.3 Температурна залежність коефіцієнта в'язкості розгазованої нафти за двома експериментальними величинами... 1 IS 1.2.13.4 В'язкість газонасиченої нафти при тиску насичення і пластовій температурі 121 1.2.13.5 Тискова залежність коефіцієнта в'язкості недонасиченої пластової нафти 124 1.2.14 Поверхневий натяг 126 1.2.15 Температура насичення нафти парафіном 12S 1.3 Однократне контактне розгазування нафти 131 1.3.1 Розгазування нафти при стандартній температурі 131 1.3.2 Розгазування нафти при температурах в інтервалі між стандартною температурою і пластовою 134 1.3.3 Густина газу, що виділився із нафти в процесі однократного її розгазування 137 1.3.4 Густина газу, що залишається в нафті в розчиненому стані в процесі однократного її розгазування 138 1.4 Алгоритм розрахунку фізичних властивостей нафти в процесі її однократного контактного розгазування 140 1.4.1 Розрахунок властивостей нафти при стандартній температурі. 140 1.4.2 Розрахунок властивостей нафти при температурах в інтервалі між стандартною температурою і пластовою...., 145 1.5 Властивості пластової води ISO 1.5.1 Розчинність газу у воді 151 1.5.2 Теплове розширення води 154 1.5.3 Стисливість пластової води 156 1.5.4 Об'ємний коефіцієнт пластової води , 157 1.5.5 Густина пластової води 162 1.5.6 Теплоємність води 166 1.5.7 Теплопровідність води 166 1.5.8 В'язкість води 167 1.5.9 Поверхневий натяг 169 1.6 Алгоритм розрахунку фізичних властивостей пластової води 170 1.7 Алгоритм розрахунку густини і динамічного коефіцієнта в'язкості водонафтової суміші 175 Контрольні питання 182 2 УСТАЛЕНИЙ ОДНОФАЗНИЙ ПОТІК ОДНОРІДНОЇ РІДИНИ І ГАЗУ У СВЕРДЛОВИНАХ 184 2.1 Статичні термобаричні умови у свердловинах 184 2.1.1 Розрахунок розподілу геотермальної температури у вертикальній свердловині, яка тривало простоює 184 2.1.2 Розрахунок розподілу гідростатичного тиску нерухомого стовпа рідини у вертикальній свердловині 196 2.1.3 Розрахунок тиску на вибої зупиненої свердловини, яка заповнена рідиною і тривало простоює 199 2.1.4 Розрахунок розподілу тиску нерухомого стовпа газу у вертикальній свердловині 200 2.2 Розрахунки усталеного однофазного потоку однорідної рідини у свердловині 207 2.2.1 Рівняння Бернуллі для розрахунку усталеного потоку однорідної рідини 207 2.2.2 Розрахунки гідравлічних втрат тиску на тертя по довжині труби... 209 2.2.3 Розрахунок кільцевих потоків 214 2.2.4 Розрахунок втраттиску на місцевий опір 216 2.2.5 Розрахунок коефіцієнта корисної дії процесу піднімання однорідної рідини у свердловині 229 2.3 Розрахунок усталеного потоку газу у свердловині 232 2.4 Розрахунок розподілу температури в діючій вертикальній нафтовій свердловині 241 2.4.1 Термограма нафтової свердловини 241 2.4.2 Виведення рівняння розподілу температури у видобувній нафтовій свердловині на основі закону теплопровідності та його аналіз 244 2.4.3 Емпіричні формули для розрахунку розподілу температури в нафтовій свердловині 253 2.4.4 Термодинамічний аналіз умов можливого відкладання парафіну в нафтовій свердловині 260 2.4.5 Аналіз коефіцієнта теплопередачі 267 2.4.6 Термограма нафтової свердловини в інтервалі продуктивного пласта 268 2.4.6.1 Вплив термодинамічних ефектів, що проявляються в продуктивному пласті, на характер термограми 268 2.4.6.2 Дросельний ефект 269 2.4.6.3 Калориметричний ефект 271 2.4.7 Встановлення температурного режиму експлуатації свердловини у випадку небезпеки парафіновідкладання в привибійній зоні 274 2.4.7.1 Розрахунок охолодження привибійної зони при припливі газованої нафти 274 2.4.7.2 Методологія експлуатації свердловин у разі небезпеки парафіновідкладання 278 2.4.7.3 Визначення радіуса зони виділення із нафти і можливого відкладання парафіну в привибійній зоні 279 2.4.8 Інтерпретація температури діючої нафтової свердловини в інтервалі продуктивного розрізу 281 2.4.8.1 Теоретична термограма 281 2.4.8.2 Інтерпретація фактичної термограми діючої нафтової свердловини 282 2.4.9 Вплив температури навколишнього середовища на роботу морських свердловин 285 2.4.10 Термоліфтний ефект і термоліфт 289 2.5 Розрахунок розподілу температури в діючій газовій свердловині 294 2.5.1 Виведення розрахункових рівнянь розподілу температури усталеного газового потоку в похилій свердловині 294 2.5.2 Метод одночасного розрахунку розподілів тиску і температури вздовж стовбура газової свердловини і горизонтального газопроводу 307 2.5.3 Температурний режим діючих свердловини і газопроводу 311 2.5.4 Розподіл температури газового потоку вздовж стовбура свердловини в зоні вічної мерзлоти 327 2.5.5 Визначення термічного опору стінок свердловини і шлейфу. 329 2.5.6 Встановлення температурного режиму експлуатації газової свердловини у випадку небезпеки утворення і накопичення газогідратів 339 2.6 Термограма водонагнітальноТ свердловини 352 Контрольні питання 359 З УСТАЛЕНИЙ БАГАТОФАЗНИЙ ПОТІК ГАЗОРІДИННОЇ СУМІШІ У СВЕРДЛОВИНІ 362 3.1 Основи теорії роботи газорідинного піднімача 362 3.1.1 Фізична характеристика вертикального газорідинного потоку. Газліфт. Газліфтний ефект 362 3.1.2 Формули Крилова, їх аналіз і уточнення 367 3.1.3 Розрахунок коефіцієнта корисної дії газорідинного піднімача.. 371 3.2 Рівняння руху газорідинної суміші в елементарному газорідинному піднімачі.... 373 3.2.1 Рівняння балансу енергійу газорідинному піднімачі 373 3.2.2 Гідростатичний тиск стовпа газорідинної суміші 374 3.2.3 Втрата тиску на тертя газорідинної суміші в піднімачі 374 3.2.4 Втрата тиску на інерційний опір у газорідинному піднімачі 376 3.2.5 Гідродинамічна модель руху газорідинної суміші в піднімачі 377 3.2.6 Критеріальна модель руху газорідинної суміші в піднімачі 378 3.2.7 Густина газорідинної суміші у висхідному потоці 378 3.2.8 Визначення дійсного об'ємного газовмісту висхідного газорідинного потоку. Модель дрейфу 380 3.2.9 Відносна швидкість руху газу в рідині 386 3.2.10 Структури висхідного газорідинного потоку. Критерії виділення структур 391 3.2.11 Барботаж газу в рідині 398 3.2.12 Барботаж нафти у воді 398 3.2.13 Спільний висхідний рух нафти і води 401 3.2.14 Спільний рух нафти і води з деяким накопиченням води у висхідному потоці 405 3.2.15 Спільний висхідний рух нафти, води і газу 407 3.2.16 Принцип і послідовність розрахунку розподілу тиску висхідного потоку газорідинної суміші у свердловині 408 3.2.17 Узгодження роботи системи "продуктивний пласт-газорідин- ний піднімач-шлейф" 413 3.3 Методи розрахунку розподілу тиску потоку газорідинної суміші в піднімальних трубах 419 3.4 Методи розрахунку параметрів висхідного потоку газорідинної суміші на основі моделі гомогенного руху 421 3.4.1 Загальна характеристика моделі гомогенного руху і методів розрахунку параметрів висхідного потоку газорідинної суміші 421 3.4.2 Метод Поеттманна-Карпентера 423 3.4.3 Метод Сахарова-Воловодова-Мохова 435 3.4.4 Метод Баксенделла для розрахунку кільцевих газорідинних потоків 439 3.5 Методи розрахунку параметрів висхідного потоку газорідин ної суміші на основі моделі роздільного руху із урахуванням ковзання газу 440 3.5.1 Загальна характеристика моделі роздільного руху із урахуванням ковзання газу і методів розрахунку параметрів висхідного потоку газорідинної суміші 440 3.5.2 Метод Крилова 442 3.5.3 Метод Арманда-Невструєвої 449 . "3.5.4 Метод Пірвердяна, Гузик та ін 450 3.5.5 Метод Медведського, Аржанова та ін 451 3.5.6 Метод Грона 454 3.5.7 Метод Шербестова-Леонова 457 3.5.8 Метод Константинова 461 3.5.9 Метод Уолліса 467 3.6 Методи розрахунку параметрів висхідного потоку газорідин ної суміші на основі моделі роздільного руху із урахуванням ковзання газу та виділенням структурних форм потоку 470 3.6.1 Загальна характеристика моделі роздільного руху із урахуванням ковзання газу та виділенням структурних форм і методів розрахунку параметрів висхідного потоку газорідинної суміші 470 3.6.2 Метод Крилова-Лутошкіна 471 3.6.3 Метод інституту ВНИИгаз... 474 3.6.4 Метод Данса-Роса 480 3.6.5 Метод Оркишевського-Грона... : 487 3.6.6 Метод Азіза-Фортемса-Саттарі 497 3.7 Розрахунки руху рідинного (водонафтового) потоку 501 3.7.1 Розрахунки висхідного водонафтового потоку без накопичення води у свердловині 501 3.7.2 Розрахунки розподілу тиску потоку водонафтової суміші із накопиченням води у свердловині 511 3.8 Розрахунки витікання рідин і газів через штуцер 514 3.8.1 Витікання рідини 514 3.8.2 Витікання газу 516 3.8.3 Витікання газоводонафтової суміші 519 Контрольні питання : 523 4 ПРОЕКТУВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ РОБОТИ ФОНТАННИХ СВЕРДЛОВИН 527 4.1 Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин 527 4.1.1 Характеристика процесу фонтанування свердловин 527 4.1.2 Умова артезіанського фонтанування 530 4.1.3 Умова газліфтного фонтанування 534 4.2 Особливості виконання технологічних розрахунків при проектуванні фонтанної експлуатації свердловин різних типів.. 537 4.3 Алгоритм проектування фонтанної експлуатації свердловини з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта …………. 539 4.4 Методика розрахунку розподілу тиску газоводонафтового потоку вздовж стовбура фонтанної свердловини 542 4.5 Використання характеристичних кривих для вибору параметрів роботи фонтанних свердловин 558 4.5.1 Характеристичні криві 558 4.5.2 Вибір діаметра ліфтових труб за характеристичними кривими. 561 4.5.3 Встановлення режиму роботи фонтанної свердловини за характеристичними кривими 562 4.6 Оптимізація роботи фонтанних свердловин 563 4.6.1 Оптимізаційна задача і критерії оптимізації 563 4.6.2 Встановлення режиму роботи Свердловини 567 4.6.3 Критерії оптимізації роботи фонтанних свердловин 569 4.6.4 Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини за критерієм максимального відбору рідини із об'єкта 571 4.6.5 Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини за критерієм максимального тиску на буфері 572 4.6.6 Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини за критерієм максимального коефіцієнта корисної дії піднімача 573 4.6.7 Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини за критерієм максимального коефіцієнта корисної дії з використанням моделі гомогенного потоку 581 4.6.8 Методика визначенння тривалості періоду фонтанування свердловини 581 Контрольні питання 593 5 ПРОЕКТУВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ РОБОТИ ГАЗЛІФТНИХ СВЕРДЛОВИН 595 5.1 Умова роботи газліфта 595 5.2 Особливості виконання технологічних розрахунків за різними методиками при проектуванні газліфтної експлуатації свердловин 598 5.3 Технологічний розрахунок газліфтного піднімача з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта 599 5.3.1 Побудова кривих розподілу тиску і розрахунки параметрів експлуатації 600 5.3.2 Використання номограм розподілу тиску 602 5.4 Використання кривих розподілу тиску для розрахунку робочого та пускових газліфтних клапанів 605 5.4.1 Попередні визначення і побудови 606 5.4.2 Розрахунок першого верхнього пускового клапана 608 5.4.3 Розрахунок другого пускового клапана 613 5.4.4 Розрахунок третього пускового клапана 614 5.4.5 Розрахунок наступних пускових і робочого газліфтних клапанів 615 5.5 Оптимізація роботи газліфтної свердловини 622 5.5.1 Оптимізація роботи за даними гідрогазодинамічного дослідження газліфтної свердловини 623 5.5.2 Використання методу порядкових статистик для оптимізації режиму роботи працюючої газліфтної свердловини 625 5.5.3 Групування працюючих газліфтних свердловин для вибору оптимального режиму їх роботи 629 5.5.4 Адаптаційний підхід при встановленні оптимального режиму роботи працюючої газліфтної свердловини 631 5.5.5 Оптимізація роботи групи працюючих газліфтних свердловин 633 5.5.6 Оперативний контроль за витратою запомповуваного газу і вибір оптимального режиму роботи працюючої газліфтної свердловини. 634 Контрольні питання 635 6 ПРОЕКТУВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ РОБОТИ ШТАНГОВО- НАСОСНИХ СВЕРДЛОВИН 637 6.1 Характеристика штангово-насосній експлуатації свердловин. 637 6.2 Технологічні розрахунки при штангово-насосній експлуатації свердловин 639 6.2.1 Визначення об'ємних і масових витрат рідини, газу та газорідинної суміші 639 6.2.2 Розрахунок сепарації газу на вході у штанговий насос 641 6.2.3 Розрахунок тиску на виході із штангового насоса 646 6.2.4 Визначення втрат тиску в клапанних вузлах 647 6.2.5 Визначення густини газонафтової суміші в затрубному просторі вище від входу в штанговий насос 649 6.2.6 Визначення тиску на вході в насос і глибини занурення штангового насоса під динамічний рівень рідини 651 6.2.7 Розрахунок тисків у циліндрі штангового насоса і тиску, який створює насос 653 6.2.8 Розрахунок коефіцієнта усадки рідини 654 6.2.9 Розрахунок витікання рідини через зазор плунжерної пари 654 6.2.10 Розрахунок коефіцієнта наповнення штангового насоса 659 6.2.11 Розрахунок коефіцієнта подавання штангового насосного устатковання 664 6.2.12 Розрахунок статичних навантажень на головку балансира 665 6.2.13 Розрахунок інерційних навантажень на головку балансира 666 6.2.14 Розрахунок вібраційних навантажень на головку балансира 669 6.2.15 Розрахунок динамічних навантажень на головку балансира 670 6.2.16 Розрахунок екстремальних навантажень на головку балансира.. 671 6.2.17 Розрахунок довжини ходу плунжера і коефіцієнта втрат ходу плунжера 675 6.2.18 Механічний розрахунок колони насосно-компресорних труб 679 6.3 Проектування експлуатації свердловин штанговими насосни ми устаткуваннями 681 6.3.1 Основні засади вибору режимних технологічних параметрів 681 6.3.2 Вибір насосного обладнання та первинного режиму відпомпо-вування за допомогою діаграми А.Н. Адоніна і таблиць 682 6.3.3 Алгоритм проектування штангово-насосної експлуатації свердловини із використанням кривих розподілу тиску 692 6.4 Оптимізація режимів роботи штангово-насосних свердловин. 701 6.4.1 Методики оптимізації режимів роботи 701 6.4.2 Обгрунтування критеріїв оптимізації роботи штангово-насосних свердловин 708 6.4.3 Оптимізація роботи штангово-насосного устатковання за критерієм максимуму дебіту при заданих типорозмірі верстата і допустимому завантаженні штанг 711 6.4.4 Оптимізація роботи штангово-насосного устатковання за критерієм мінімуму навантаження на штанги при заданому дебіті 712 Контрольн і питання 713 7 ПРОЕКТУВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ РОБОТИ ЕЛЕКТРО- В1ДЦЕНТРОВОНАСОСНИХ СВЕРДЛОВИН 7Н 7.1 Характеристика електровідцентровонасосної експлуатації свердловин 714 7.2 Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами. 717 7.2.1 Гідрогазомеханічні параметри потоку 717 7.2.2 Термодинамічні параметри 718 7.2.3 Баричні параметри 720 7.2.4 Коректування паспортної характеристики ЕВН 723 7.2.5 Механічний розрахунок НКТ на міцність 728 7.2.6 Перевірка насоса на відповідність умовам освоєння свердловини. 730 7.2.7 Розрахунки і вибір електрообладнання 731 7.2.8 Перевірка відповідності габаритних розмірів зануреного обладнання діаметрові експлуатаційної колони 734 7.2.9 Вибір трансформатора і станції керування 736 7.2.10 Розрахунок питомої витрати електроенергії 737 7.3 Методика проектування електровідцентровонасосної експлуатації свердловин із використанням кривих розподілу тиску вздовж піднімальних труб 738 7.3.1 Основні засади проектування, підбору і комплектації обладнання 73 8 7.3.2 Алгоритм проектування електровідцентровонасосної експлуатації свердловини 741 7.4 Оптимізація роботи електровідцентровонасосних свердловин. 764 7.5 Методика по переводу штангово-насосної свердловини на експлуатацію устаткованням електровідцентрового насоса за невідомого коефіцієнта продуктивності 770 Контрольні питання 778 ПІСЛЯМОВА 780 СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 782