- Артикул:00-00006448
- Автор: Ишмурзин А.А., Мищенко И.Т.
- ISBN: 978-5-98755-055-7
- Тираж: 300 экз.
- Обложка: Мягкая обложка
- Издательство: Нефтегазовое дело (все книги издательства)
- Город: Уфа
- Страниц: 240
- Формат: 60x84/16
- Год: 2008
- Вес: 302 г
Развернуть ▼
Рассмотрены составляющие энергоемкости добычи многокомпонентной продукции из малодебитных нефтяных скважин штанговыми насосами и проанализированы пути снижения энергоемкости. Показано, что рассмотрение роли и влияния газа и воды на энергоемкость добычи многокомпонентной смеси имеет единое направление снижения энергоемкости и заключается в обеспечении совместного движения всех компонентов добываемой продукции в подъемной колонне.
Также рассмотрены особенности добычи парафинистой нефти, которые показали энерго- и ресурсосберегающую целесообразность применения штанговых насосов с более свободной пригонкой плунжера в цилиндре.
С учетом напряженно-деформированного состояния скважинного оборудования в наклонно-направленных скважинах представлены новые технологичные схемы насосного оборудования.
Книга предназначена для инженеров, научных работников, аспирантов и студентов вузов, изучающих технику и технологию добычи нефти.
Содержание
Предисловие
Введение
1. Энергоемкость добычи многокомпонентной смеси из малодебитных нефтяных скважин штанговыми насосами
1.1 Энергоемкость добычи газожидкостной смеси
1.2 Энергетические затраты на добычу обводненной нефти
1.3 Прогнозирование повышения вязкости и плотности продукции в подъемной колонне малодебитных скважин в процессе эксплуатации..
1.4 Прогнозирование снижения полезной мощности скважинного насоса от работы попутного нефтяного газа в трубах
2. Повышение эффективности использования попутного нефтяного газа при добыче нефти
2.1 Способы повышения эффективности работы газа в подъемной колонне
2.2 Повышение эффективности работы попутного газа увеличением скорости движения жидкой фазы в подъемной колонне
2.3 Повышение эффективности работы газа за счет уменьшения диссипации энергии
2.3.1 Диссипация энергии при движении весьма малых пузырьков газа
2.3.2 Диссипация энергии при движении пузырьков газа умеренных размеров
2.3.3 Диссипация энергии при движении пузырьков газа больших размеров
2.3.4 Диссипация энергии газовых пузырьков в жидкости, совершающей колебательное поступательное движение
2.3.5 Диссипация энергии газовых пузырьков в присутствии поверхностно-активных компонентов нефти
2.3.6 Диссипация энергии пузырьков газа при их большой концентрации
2.4 Повышение эффективности работы газа в подъемной колонне за счет снижения устьевого давления
3. Снижение энергоемкости добычи нефти при совместном движении нефти и воды в подъемной колонне труб
3.1 Совместная работа продуктивного пласта и скважинного насоса при добыче обводненной нефти из малодебитных скважин
3.2 Закономерности сопротивления оседанию капель воды в нефтяной среде при малых и больших числах Рейнольдса
3.3 Закономерности оседания капель воды при их большой концентрации
3.4 Влияние повышения восходящей скорости несущей жидкости в подъемной колонне на относительную скорость оседания капель воды в нефти
4. Создание и использование методологии исследования эффективности энергосберегающей технологии в промысловых условиях
4.1 Методика графического построения распределения давления в подъемной колонне с использованием данных динамометрирования работы штанговой скважинной насосной установки
4.2 Соотношения между координатами точек кривой распределения давления и коэффициентами параболы
4.3 Определение некоторых параметров кривой распределения давления по измеренной нагрузке на плунжер
4.4 Построение уточненной кривой распределения давления в подъемной колонне с привлечением среднеинтегрального газосодержания
4.4.1 Учет фактора метастабильности
4.4.2 Учет объема выделившегося газа в подъемной колонне
4.4.3 Сопоставление фактической кривой с уточненной расчетной
4.5 Методика определения концентрации воды и работы газа в подъемной колонне
5. Разработка энергосберегающей техники и технологии добычи многокомпонентной смеси из нефтяных скважин
5.1 Обоснование конструктивного исполнения штанговых нагнетателей жидкости
5.2 Устройство и принцип действия штанговых нагнетателей жидкости
5.3 Механизм действия нагнетателя жидкости
5.4 Принцип расстановки нагнетателей жидкости по колонне штанг
5.5 Обоснование расстояния между нагнетателями жидкости
6. Повышение эффективности эксплуатации скважин с пространственным искривлением ствола
6.1 Движение газонефтяной смеси в наклонно-направленных скважинах
6.2 Построение и анализ пространственного положения ствола скважины
6.3 Определение угла искривления ствола скважины с учетом зенитных и азимутных отклонений
6.4 Определение угла искривления ствола скважины в пространстве по координатным параметрам точек
6.5 Обоснование и разработка технического устройства для предупреждения износа штанговых муфт и отворота штанг
6.6 Устройство и принцип действия эксцентричной штанговой муфты гидродинамического трения
6.7 Обеспечение гидродинамического трения между эксцентричной муфтой и насосно-компрессорной трубой
6.8 Определение коэффициента облегчения веса колонны штанг в наклонно-направленных скважинах
7. Напряженно-деформированное состояние штанговой колонны в пространственно- искривленных скважинах
7.1 Основные силовые факторы, вызывающие упругодеформированное состояние штанговой колонны
7.2 Нагрузки на штанговую колонну от сил трения
7.3 Определение крутящего момента, возникающего в колонне насосных штанг в пространственно-искривленных скважинах
7.4 Физическое подобие изгиба и кручения штанговой колонны
7.5 Определение интенсивности искривления внутренних колонн в пространственно- искривленных скважинах
7.6 Запас прочности колонны насосных штанг в пространственно- искривленных скважинах
7.7 Способы снижения напряженно-деформированного состояния штанговых колонн в пространственно-искривленных скважинах
7.8 Оптимизация профиля ствола пространственно-искривленной скважины
7.9 Обоснование и разработка штанговой насосной установки с двухцилиндровым насосом
8. Особенности добычи парафинистой нефти штанговыми насосами
8.1 Влияние отложения поверхностно-активных компонентов нефти в зазоре плунжерной пары на гидравлическую характеристику и работоспособность скважинных насосов
8.2 Влияние реологических свойств откачиваемой жидкости на величину утечки через зазор плунжерной пары
8.3 Краткий анализ работ по трению применительно к плунжерной паре глубинных насосов
8.4 Краткий анализ работ в области смазки трущихся пар
8.5 Вопросы теории и расчета утечки в зазоре плунжерной пары при откачке параф инистой нефти
8.5.1 Теория пограничного слоя применительно к плунжерной паре глубинных насосов
8.5.2 Расчет фиксированного пристенного слоя
8.5.3 Расчет утечки жидкости через зазор плунжерной пары с учетом фиксированного пристенного слоя и движения плунжера
8.5.4 Утечки жидкости через зазор плунжерной пары, когда динамическая вязкость непостоянна по ширине зазора
8.6 Экспериментальное исследование облитерации зазора плунжерной пары
8.6.1 Методика проведения промыслового эксперимента по определению толщины отложения парафина и асфальтено-смолистых веществ на поверхности плунжера и цилиндра
8.6.2 Выбор скважин, диаметра, группы посадки и параметров откачки насоса для проведения эксперимента
8.6.3 Проведение эксперимента
8.6.4 Обработка данных эксперимента
8.6.5 Расчет толщины облитерационного слоя
8.6.6 Оптимизация группы посадки плунжера в цилиндре
8.7 Определение оптимальной группы посадки плунжера при откачке скважинным насосом нефти с высоким газовым фактором
8.8 Определение утечек жидкости через неплотности подъемной колонны штанговой насосной установки
9. Результаты внедрения энергосберегающей технологии на нефтяных промыслах
9.1 Результаты промысловых испытаний устьевых гидравлических компенсаторов на промыслах АНК «Башнефть»
9.2 Штанговая насосная установка для эксплуатации скважин с высоким устьевым давлением
9.3 Результаты внедрения технологии на Мурапталовском месторождении НГДУ «Ишимбайнефть»
9.4 Результаты внедрения штанговых нагнетателей жидкости на Кумертауском месторождении НГДУ «Ишимбайнефть»
9.5 Промысловые данные о работе скважин со штанговыми нагнетателями жидкости в НГДУ «Октябрьскнефть» и «Уфанефть» АНК «Башнефть»
9.6 Применение штанговых нагнетателей жидкости на скважинах НГДУ «Тарасовскнефть» АО «Пурнефтегаз»
Основные выводы
Заключение
Библиографический список
Рекомендуем
