БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА

ЗАКАЗАТЬ

Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Книга 2: Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи. Авторы: Коллектив авторов под ред. У. Лайонза и Г. Плизга Формат: Переплет, 952 стр. 978-5-93913-179-7 Издательство: «Профессия», 2009 г. Где купить: интернет-магазин "Professija.ru" Оригинальное издание: "Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas Engineering (Second edition)" Российским специалистам, занятым в нефтегазодобыче и смежных отраслях, предлагается перевод уникального справочника, написанного известными учеными и специалистами нефтедобывающих и инжиниринговых компаний. В нем обобщен многолетний опыт отрасли, рассмотрены как классические процедуры, так и новейшие разработки и ускоренные технологии. Сотни иллюстраций, таблиц, графиков и схем, удобный справочный аппарат позволяют специалистам оперативно находить практически любую информацию, касающуюся принципов нефтегазодобычи, выбора и производительности оборудования, а также формулы, примеры расчетов и другие полезные сведения. В связи с большим объемом материала справочник издается в 2 книгах: «Бурение и заканчивание скважин» и «Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи». Предисловие Выпуском этой книги мы предпринимаем попытку заполнить нишу в отечественном профессиональном книгоиздании и представить специалистам нефтяных и газовых компаний справочник по широкому спектру вопросов нефтяного инжиниринга. Выпускающиеся отраслевые справочники крайне малочисленны и содержат, в основном, данные о нефтяном и газовом оборудовании, в то время как вопросы разработки месторождений и добычи нефти освещены в них недостаточно. А издававшиеся в 1960—1990 гг. в Советском Союзе и ставшие уже библиографической редкостью классические справочники по добыче нефти и газа были в первую очередь предназначены в помощь при проведении научно-исследовательских работ. В то же время, нефтяная и газовая промышленность России активно интегрируются в мировое экономическое сообщество: в отрасли закупается и эксплуатируется большое количество импортного оборудования, технологических комплексов и химических реагентов, работают зарубежные специалисты, в документации активно используется англоязычная терминология. Все эти факторы обусловили необходимость перевода на русский язык авторитетного специализированного англоязычного издания, полезного как для практической деятельности инженерно-технического персонала нефтяных и газовых компаний, так и для научно-исследовательской работы соответствующих подразделений этих фирм. Издание, на котором мы остановили свой выбор, и перевод которого предлагаем читателю «Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas Engineering» многократно переиздавалось и является сегодня одним из лучших специализированных справочников. В его подготовке участвовало 75 авторов, ученых, консультантов и инженеров-практиков. Несомненными достоинствами этого издания являются: широкий спектр данных о нефтепромысловом оборудовании; характеристика основных способов эксплуатации скважин; сведения о методах интенсификации нефтедобычи, свойствах пластов и флюидов, а также описание химических реагентов и технологических жидкостей. Весь этот материал органично структурирован, дополнен огромным количеством иллюстраций, дополнительных справочных данных и таблиц, а также примерами и расчетами. В связи с большим объемом материала мы разделили справочник на 2 книги: «Бурение и заканчивание скважин» и «Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи» В процессе подготовки русскоязычного издания мы старались, по возможности, исправить неточности и повторы оригинала, вызванные соединением разнородных авторских материалов и невысоким качеством исходных иллюстраций. В справочнике используется преимущественно британская система единиц, хотя многие формулы даются и в международной системе (СИ). Поскольку оригинальные формулы в русскоязычном издании сохранены, то, для удобства читателей, в приложении помещена таблица перевода основных единиц британской системы в СИ. Мы надеемся, что русскоязычное издание справочника не только поможет российским нефтяникам и работникам газовой отрасли в решении стоящих перед ними научно-исследовательских и практических задач, но и будет способствовать профессиональному росту специалистов отрасли, повышению эффективности добычи нефти и газа и ускорению интеграции российских инженеров в мировое сообщество инженеров-нефтяников. Издательский коллектив будет искренне благодарен всем читателям за конструктивные замечания, предложения и пожелания, которые обязательно будут учтены при подготовке следующего издания справочника. Научный редактор перевода Профессор, д.т.н. В. Н. Ивановский РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина Содержание 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2.1. Основные законы, определения и сведения 2.1.1. Пластовые флюиды 2.1.1.1. Нефть и газ 2.1.1.2. Вода 2.1.1.3. Вязкости флюидов Вязкость газа Вязкость нефти Вязкость воды 2.1.1.4. Объемные коэффициенты нефти Объемные коэффициенты газа Объемный коэффициент нефти Объемный коэффициент воды 2.1.1.5. Сжимаемость флюидов Сжимаемость газа Сжимаемость нефти Сжимаемость воды 2.1.1.6. Расчет свойств флюидов с использованием программируемых калькуляторов и персональных компьютеров 2.1.2. Физико-механические свойства нефтенасыщенных пород 2.1.2.1. Пористость 2.1.2.2. Объем пор 2.1.2.3. Проницаемость 2.1.2.4. Абсолютная проницаемость 2.1.2.5. Уравнение Дарси Линейный поток Радиальный поток 2.1.2.6. Пропускная способность 2.1.2.7. Гидропроводность пласта 2.1.2.8. Сопротивление и электрическая проводимость 2.1.2.9. Коэффициент электрического сопротивления пласта 2.1.2.10. Сжимаемость породы 2.1.3. Свойства пород, насыщенных различными флюидами 2.1.3.1. Общая сжимаемость залежи 2.1.3.2. Индекс удельного сопротивления 2.1.3.3. Поверхностное и межфазное натяжение 2.1.3.4. Смачиваемость и краевой угол смачивания 2.1.3.5. Капиллярное давление 2.1.3.6. Эффективная проницаемость 2.1.3.7. Относительная проницаемость 2.1.3.8. Влияние смачивания на свойства системы «флюид-порода» Нефтеотдача и насыщение флюидами Параметры относительной проницаемости Кривые капиллярного давления Коэффициенты удельного сопротивления и показатели насыщенности 2.2. Оценка продуктивности пласта 2.2.1. Отбор керна и анализ проб 2.2.1.1. Отбор керна 2.2.1.2. Консервация керна 2.2.1.3. Подготовка керна 2.2.1.4. Анализ проб керна Пористость Проницаемость. Насыщенность флюидом Факторы, определяющие вытеснение нефти в процессе отбора керна Факторы, влияющие на изменение нефтенасыщенности в процессе отбора керна Определение насыщенности флюидами Плотность зерен и описание керна Результаты исследований керна из разных месторождений Специальные исследования керна 2.2.2. Опробование пласта скважины 2.2.3. Каротаж 2.2.3.1. Введение 2.2.3.2. Параметры, которые могут быть определены или рассчитаны на основе каро- тажных данных Пористость Водонасыщенность Мощность залежи Литология Проницаемость 2.2.3.3. Факторы, влияющие на результаты ГИС Соотношения для бурового раствора Температурные соотношения 2.2.3.4. Геофизические исследования на открытом стволе и интерпретация полученных результатов Каротаж самопроизвольного поля (каротаж ПС) Теория Интерпретация результатов Зонды каротажа сопротивлений Зонды без фокусировки тока (обычные зонды) Индукционные зонды Приборы для индyкциoнного кapoтaжа co cфepичecкoй фoкycиpoвкoй тoкa Приборы для электрокаротажа с фокусировкой тока (приборы для бокового каротажа) Внесение поправок Интерпретация Аппаратура для микрокаротажа Теория Интерпретация Гамма-каротаж Теория Интерпретация Акустический каротаж Теория Интерпретация Плотностной каротаж Теория Интерпретация Нейтронный каротаж Теория Интерпретация Интерпретация сводных данных каротажа пористости Ядерный магнитный резонанс (ЯМР) Диэлектрические методы исследований Теория Интерпретация 2.2.3.5. Специальные приборы и методы геофизических исследований на открытом стволе Наклономер Испытатель пласта многократного действия Боковые керноотборники Геофизические исследования на обсаженном стволе Оценка параметров пласта в обсаженном стволе Импульсный нейтронный каротаж Теория Представление результатов каротажа Интерпретация Область применения Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) Спектрометрия естественного гамма-излучения Исследования на обсаженном стволе при заканчивании скважины Акустическая цементометрия (CBL-VDL) Теория Каротажные диаграммы Интерпретация Микрозазоры и образование каналов между обсадной колонной и цементным камнем Многорычажная кавернометрия Электромагнитная дефектоскопия Каротаж электрических потенциалов Диаграммы скважинного телевизора Промысловый каротаж Термометрия Нагнетательные скважины Эксплуатационные скважины Заколонные перетоки (течение в затрубном пространстве) Обычные и дифференциальные скважинные манометры Расходомеры Расходомер со складной вертушкой Расходомер непрерывного действия Пакерный расходомер Радиоактивные индикаторы 2.2.4. Определение начальных запасов нефти и газа в пласте 2.2.4.1. Начальные запасы нефти в пласте 2.2.4.2. Начальные запасы газа в пласте 2.2.4.3. Свободный газ в коллекторе 2.2.5. Коэффициент продуктивности 2.3. Исследования скважин с переменным давлением 2.3.1. Определения и понятия 2.3.1.1. Определения Зона неустановившегося режима Конец зоны неустановившегося режима Зона полустабильного режима Установившийся поток Исследования скважин методом КВД Исследования скважин методом понижения уровня Исследования скважин методом КПД Исследования на разных потоках Исследования на интерференцию График Миллера, Дайса и Хатчинсона (МДХ) График Хорнера Скин-фактор Накопление флюида в скважине 2.3.1.2. Общие сведения 2.3.1.3. Важные уравнения для анализа неустановившегося режима 2.3.1.4. Характеристические кривые 2.4. Разработка залежей углеводородов на естественных режимах, механизмы ее реализации 2.4.1. Определение пласта-коллектора 2.4.2. Газовые коллекторы 2.4.3. Разработка нефтяной залежи в отсутствие искусственного воздействия на пласт (первичное извлечение углеводородов) 2.4.3.1. Статистический анализ первичного извлечения углеводородов 2.4.3.2. Эмпирический способ определения объема первичного извлечения углеводородов 2.4.4. Факторы, определяющие характер первичного извлечения углеводородов в режиме растворенного газа 2.5. Материальный баланс и волюметрический анализ 2.5.1. Определение материально-сырьевого баланса газового коллектора 2.5.1.1. Уравнения для расчета материально-сырьевого баланса 2.5.1.2. Графическая форма представления материально-сырьевого баланса (графики соотношения p/z) 2.5.2. Уравнения для определения материально-сырьевого баланса в нефтяных и смешанных коллекторах 2.5.3. Обобщенное уравнение материально-сырьевого баланса 2.5.4. Определение материально-сырьевого баланса коллекторов в режиме растворенного газа 2.5.4.1. Расширение жидкости 2.5.4.2. Процесс разгазирования углеводородной смеси 2.5.5. Оценка перспектив первичного извлечения углеводородов из коллекторов в режиме растворенного газа 2.5.5.1. Метод Шилтуса 2.5.5.2. Метод Тарнера 2.5.5.3. Метод Маската 2.5.6. Прогнозирование первичного извлечения углеводородов из коллектора на водонапорном режиме 2.5.7. Объемные методы подсчета объемов извлечения нефти и газа 2.5.7.1. Извлечение газа 2.5.7.2. Извлечение нефти Режим растворенного газа или естественный режим дренирования Коллектор на водонапорном режиме Гравитационное дренирование Режим газовой шапки 2.6. Анализ кривых падения дебита 2.6.1. Падение добычи, носящее экспоненциальный характер 2.6.2. Падение добычи, носящее гиперболический характер 2.6.3. Падение добычи, носящее гармонический характер 2.6.4. Палеточные методы оценки добычи 2.6.4.1. Полулогарифмические палетки 2.6.4.2. Палетки с логарифмическим масштабом по обеим осям (Фетковича) 2.7. Оценка запасов 2.7.1. Определение и классификация запасов 2.7.1.1. Определения Сырая нефть Природный газ Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) Коллектор Извлечение углеводородов в результате искусственного воздействия на залежь Запасы углеводородов 2.7.1.2. Классификация запасов Доказанные запасы Недоказанные запасы Вероятностные запасы Прогнозные запасы Категории запасов на основании их состояния Освоенные запасы Разрабатываемые запасы Неразрабатываемые запасы Неосвоенные запасы 2.7.2. Методы подсчета и оценки запасов 2.7.2.1. Метод аналогий 2.7.2.2. Объемный метод 2.7.2.3. Материально-сырьевой баланс 2.7.2.4. Компьютерное моделирование 2.7.2.5. Кривые падения добычи 2.7.3. Достоверность различных способов оценки запасов углеводородного сырья 2.8. Вторичное извлечение углеводородов 2.8.1. Определения 2.8.1.1. Вторичное и третичное извлечение углеводородов 2.8.1.2. Регулирование пластового давления 2.8.2. Закачка газа 2.8.3. Поддержание пластового давления заводнением 2.8.4. Системы размещения скважин и различные геометрические формы сетки скважин 2.8.4.1. Системы размещения скважин 2.8.4.2. Системы размещения нагнетательных скважин 2.8.4.3. Законтурное и внутриконтурное заводнение 2.8.4.4. Площадное обводнение 2.9. Движение флюида в обводненной залежи 2.9.1. Процессы, стоящие за вытеснением нефти 2.9.1.1. Модель фронтального продвижения Бакли—Леверетта 2.9.1.2. Графический метод Уелджа 2.9.2. Образование языков обводнения в результате разницы вязкостей 2.9.3. Подвижность и коэффициент подвижности 2.9.4. Коэффициент извлечения нефти 2.9.5. Коэффициент охвата процессом замещения (ED) 2.9.6. Объемный коэффициент охвата процессом замещения (EV) 2.9.7. Коэффициент охвата процессом замещения для данной системы размещения скважин, или коэффициент охвата по площади (EP) 2.9.8. Коэффициент охвата по мощности пласта (EI) 2.9.9. Изменения проницаемости 2.9.9.1. Коэффициент Лоренца 2.9.9.2. Коэффициент изменений проницаемости Дайкстра—Парсонса 2.9.9.3. Перетоки 2.9.9.4. Способы определения объемного коэффициента охвата процессом замещения 2.9.10. Оценка нефтеотдачи при заводнении с привлечением метода материально-сырьевого баланса 2.9.11. Методы прогнозирования эффективности процесса заводнения 2.9.12. Оценка эффективности заводнения 2.9.13. Приемистость и коэффициент приеми-стости 2.9.13.1. Приемистость при разных системах расположения скважин 2.9.13.2. Контроль за приемистостью 2.9.13.3. Кривые добычи 2.9.13.4. Параметры, влияющие на эффективность заводнения 2.10. Расчет остаточной нефтенасыщенности в условиях обводнения 2.10.1. Материально-сырьевой баланс 2.10.2. Анализ результатов гидродинамических исследований скважины 2.10.2.1. Промысловые данные 2.10.2.2. Исследования скважины на неустановившихся режимах 2.10.2.3. Область применения 2.10.3. Отбор и исследования грунтов 2.10.3.1. Отбор грунтов Проведение промывки при отборе грунтов Явление депрессии на пласт Технологические свойства бурового раствора Процессы усадки и выделения нефти Поправки на усадку и выделение нефти Грунтонос для отбора керна под давлением Отбор керна губчатым грунтоносом 2.10.3.2. Исследования грунтов Работа с пробами грунта Пробы грунта, отобранные под давлением Изучение проб грунта на предмет остаточной нефтенасыщенности Определение остаточной нефтенасыщенности при обводнении проб в лабораторных условиях 2.10.4. Исследования проб для определения количества остаточной нефти с применением трассерной (индикаторной) жидкости 2.10.4.1. Методика проведения 2.10.4.2. Методика проведения исследований с трассерной (индикаторной) жидкостью на одиночной скважине Методика проведения исследований Интерпретация результатов Неоднородность коллектора Поглощение трассерной жидкости Погрешность полученных данных Применение в промысловых условиях 2.10.5. Геофизические способы исследования скважины 2.10.5.1. Геофизическое оборудование Каротаж сопротивлений Импульсный нейтронный каротаж Каротаж определения содержания углерода и кислорода в горных породах Ядерно-магнитный каротаж Каротаж диэлектрической проницаемости 2.10.5.2. Объем исследованной части залежи 2.10.5.3. Погрешность геофизических способов оценки остаточной нефтенасыщенности 2.10.6. Общий обзор методов оценки остаточной нефтенасыщенности 2.10.7. Рекомендуемые способы оценки остаточной нефтенасыщенности 2.10.7.1. Скважины, находящиеся в эксплуатации 2.10.8. Бурение новых скважин 2.11. Методы повышения нефтеотдачи пластов 2.11.1. Классификация методов повышения нефтеотдачи 2.11.2. Химическое заводнение 2.11.2.1. Полимерное заводнение 2.11.2.2. Варианты применения полимеров Полимеризация в коллекторе Сшиваемые или загущаемые полимеры 2.11.2.3. Заводнение ПАВ и щелочное заводнение Щелочное заводнение ПАВ-полимерное заводнение Щелочь – ПАВ-полимерное заводнение 2.11.3. Закачка газа 2.11.3.1. Углеводородные газы 2.11.3.2. Азот и топочные газы 2.11.3.3. Углекислый газ 2.11.4. Тепловые методы 2.11.4.1. Внутрипластовое горение 2.11.4.2. Закачка пара 2.11.5. Критерии выбора методов повышения нефтеотдачи 2.11.5.1. Воздействие углеводородными газами Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.2. Воздействие азотом и топочными газами Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.3. Воздействие углекислым газом Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.4. ПАВ-полимерное заводнение Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.5. Полимерное заводнение Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.6. Щелочное заводнение Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.7. Внутрипластовое горение Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.8. Закачка пара Описание Механизмы Ограничения Проблемы 2.11.5.9. Критерии для методов закачки газа 2.11.5.10. Критерии для методов химического заводнения 2.11.5.11. Критерии для тепловых методов 2.11.5.12. Графическое представление правил выбора процессов повышения нефтеотдачи 2.11.6. Лабораторные исследования процессов повышения нефтеотдачи 2.11.6.1. Предварительные исследования Анализ воды Анализ нефти Изучение кернов 2.11.6.2. Испытания полимерных растворов Исследование вязкости Удержание полимера 2.11.6.3. Испытания растворов ПАВ и щелочей 2.11.6.4. Закачка CO2 2.11.6.5. Тепловые методы 3. ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ 3.1. Свойства смесей углеводородов 3.1.1. Коэффициент сжимаемости и фазовое поведение 3.1.1.1. Определение коэффициента сжимаемости с помощью закона соответственных состояний 3.1.1.2. Непосредственное вычисление коэффициента Z 3.1.1.3. Классификация углеводородных флюидов 3.1.1.4. Фазовое поведение в пластовых условиях 3.1.2. Отбор проб и лабораторные измерения 3.1.2.1. Измерения в равновесной ячейке 3.1.2.2. Расчеты при контактном испарении 3.1.2.3. Расчеты газожидкостного равновесия 3.1.2.4. Прогнозирование свойств фракций гексанов плюс (C6+) 3.1.3. Вывод газожидкостного равновесия из уравнения состояния 3.2. Характеристики потоков флюидов 3.2.1. Основные параметры многофазного потока 3.2.1.1. Структура потока 3.2.2. Трубы с незначительным уклоном (—10°< q° < 15°) 3.2.2.1. Шаг 1. Безразмерные параметры потока 3.2.2.2. Шаг 2. Карты структур потоков 3.2.2.3. Шаг 3. Выбор структуры потока 3.2.3. Потоки, направленные вертикально вверх (q = 90°) 3.2.3.1. Шаг 1. Безразмерные параметры 3.2.3.2. Шаг 2. Карта структур 3.2.3.3. Шаг 3. Выбор структуры 3.2.4. Потоки, направленные вертикально вниз (q = —90°) 3.2.4.1. Область перехода между кольцевой и пробковой структурами 3.2.4.2. Область перехода между пробковой и пузырьковой структурами 3.2.5. Расслоенная структура потока 3.2.5.1. Градиент давления 3.2.5.2. Особый случай малого и большого значений коэффициента наполнения 3.2.6. Кольцевая структура потока 3.2.6.1. Степень увлечения жидкости Ed 3.2.6.2. Коэффициент наполнения HL 3.2.6.3. Градиент давления 3.2.6.4. Особый случай малого и большого значений коэффициента наполнения 3.2.7. Пробковая структура потока 3.2.7.1. Скорость движения пробок 3.2.7.2. Коэффициент наполнения 3.2.7.3. Градиент давления 3.2.7.4. Учет коэффициента наполнения жидкостной пленки 3.2.8. Пузырьковая структура потока 3.2.8.1. Градиент давления 3.2.9. Поправка на ускорения 3.2.10. Ограничения 3.2.11. Эмпирические методы 3.2.12. Метод Дэнса-Роза 3.2.13. Метод Оркишевского 3.2.13.1. Пузырьковая структура потока 3.2.13.2. Пробковая структура потока 3.2.13.3. Переходная структура потока 3.2.13.4. Эмульсионный поток 3.2.14. Метод Хейгдорна-Брауна 3.2.15. Метод Беггса-Брилла 3.2.16. Механистические модели 3.2.17. Модель Хасана-Кабира 3.2.18.Выводы 3.3. Характеристики естественного притока 3.3.1. Характеристика притока 3.3.1.1. Прогнозирование максимального дебита по ИД 3.3.1.2. Характеристика труб 3.3.1.3. Характеристика штуцера 3.3.1.4. Характеристика выкидных линий 3.3.1.5. Характеристики газового потока 3.3.1.6. Характеристика притока газа 3.3.1.7. Исследования скважин с низкой проницаемостью 3.3.1.8. Прогнозирование изменения ИД 3.3.1.9. Характеристика труб 3.3.1.10. Характеристики штуцеров для газовых скважин 3.3.1.11. Характеристика выкидных линий для газовых скважин 3.3.2. Характеристика двухфазной фильтрации 3.3.2.1. Характеристика притока двухфазного флюида 3.3.2.2. Метод Вогеля 3.3.2.3. Метод Фетковича 3.3.2.4. Модифицированный метод Стэндинга 3.3.2.5. Прогнозирование изменения ИД Метод Стэндинга Комбинированный метод Фетковича—Вогеля Объединенный метод 3.3.2.6. Характеристика труб 3.3.2.7. Использование вертикальных гради- ентов давления Данные о геологическом строении Размер НКТ 3.3.2.8. Содержание воды 3.3.2.9. Устьевое давление 3.3.2.10. Прогнозирование продолжительности фонтанирования скважины 3.3.2.11. Характеристика штуцера 3.3.2.12. Зависимость Гилберта 3.3.2.13. Зависимость Поэтмана—Бэка 3.3.2.14. Зависимость Ашфорда 3.3.2.15. Характеристика выкидных линий 3.4. Эксплуатация скважин механизированными способами 3.4.1. Штанговые глубиннонасосные установки 3.4.1.1. Узлы штанговой насосной системы 3.4.1.2. Работа глубиннонасосной установки 3.4.1.3. Типы и характеристики глубиннонасосных установок 3.4.2. Приводные двигатели 3.4.2.1. Типы электродвигателей 3.4.2.2. Двигатели внутреннего сгорания 3.4.2.3. Выбор мощности приводного двигателя 3.4.3. Насосные штанги 3.4.3.1. Типы, размеры и классы прочности 3.4.3.2. Выбор стальных насосных штанг по классификации API 3.4.3.3. Допустимое напряжение в штангах и диапазон напряжений 3.4.4. Штанговые насосы возвратно-поступательного действия 3.4.4.1. Штанговые насосы 3.4.4.2. Условное обозначение насосов 3.4.4.3. Трубные насосы 3.4.4.4. Вставные насосы 3.4.5. Выбор скважинного оборудования 3.4.5.1. Погружение насоса 3.4.5.2. Отделение газа 3.4.5.3. Борьба с песком 3.4.5.4. Наиболее частые проблемы со штанговыми насосами и пути их решения 3.4.5.5. Коррозия 3.4.5.6. Гидравлический удар плунжера 3.4.5.7. Газовый удар плунжера 3.4.5.8. Накопление песка в скважинном оборудовании 3.4.5.9. Образование отложений 3.4.5.10. Процедура расчета 3.4.5.11. Требуемая информация 3.4.5.12. Ожидаемый уровень добычи 3.4.5.13. Диаметры эксплуатационной колонны и НКТ, якорь колонны НКТ 3.4.5.14. Глубина установки насоса 3.4.5.15. Ожидаемый уровень жидкости при откачке 3.4.5.16. Предварительные расчетные данные 3.4.5.17. Диаметр плунжера 3.4.5.18. Скорость откачки 3.4.5.19. Длина хода 3.4.5.20. Выбор конструкции штанговой колонны 3.4.5.21. Расчет по методике API RP11L 3.4.5.22. Проверка расчетной конструкции 3.4.5.23. Напряжение в штангах 3.4.5.24. Максимальный момент 3.4.5.25. Грузоподъемность несущей конструкции 3.4.5.26. Длина хода 3.4.5.27. Мощность первичного двигателя 3.4.6. Исследование работы глубиннонасосных установок 3.4.6.1. Динамографы 3.4.6.2. Гидравлический удар плунжера 3.4.6.3. Газовый удар плунжера 3.4.6.4. Превышение подачи насоса над притоком из скважины 3.4.6.5. Дополнительные качественные исследования с помощью динамографа 3.4.7. Газлифтная эксплуатация 3.4.7.1. Характеристика притока 3.4.7.2. Градиентные кривые 3.4.7.3. Механика работы газлифтного клапана 3.4.7.4. Разгрузка скважины 3.4.7.5. Метод конкретной рабочей глубины 3.4.7.6. Метод охватывающего рабочего интервала 3.4.7.7. Пример расчета газлифта с использованием клапанов, управляемых трубным давлением 3.4.7.8. Пример расчета газлифта с использованием клапанов, управляемых затрубным давлением 3.4.8. Основы эксплуатации скважин гидро-приводными насосами 3.4.8.1. Описание систем Типы систем по циркуляции рабочей жидкости Открытая система циркуляции Закрытая система циркуляции (только с поршневыми насосами) 3.4.8.2. Типы погружных насосов Системы с насосами вставного типа Конструкции с выносом продукции через за¬трубное пространство Конструкции с выносом продукции через параллельную колонну труб Системы с насосами трубного типа Насосы с концентричными колоннами насоснокомпрессорных труб Конструкции с трубным насосом и выно- сом продукции через затрубное пространство Забойные узлы Извлекаемый посадочный клапан Промывка системы 3.4.8.3. Применение воды и нефти в качестве рабочей жидкости Нефть как рабочая жидкость Вода как рабочая жидкость 3.4.8.4. Характеристика притока при механизированной добыче Характеристика притока Коэффициент продуктивности Соотношения для характеристики притока 3.4.8.5. Струйные насосы Формулы для расчета характеристик струйных насосов 3.4.9. Гидропоршневые насосы 3.4.9.1. Общая информация 3.4.10. Принцип действия гидропоршневых насосов 3.4.10.1. Общая информация 3.4.10.2. Насосы одностороннего действия 3.4.10.3. Насосы двухстороннего действия 3.4.10.4. Скорость движения поршней 3.4.10.5. Изоляция жидкостей 3.4.10.6. Диаметры поршней 3.4.11.Выбор насоса 3.4.11.1. Отношение площадей сечений поршней насоса и двигателя 3.4.11.2. Расчет гидропоршневого насоса 3.4.12. Наземные системы подготовки рабочей жидкости 3.4.12.1. Централизованная система подготовки рабочей жидкости 3.4.13. Установка Unidraulic компании Weatherford 3.4.13.1. Вертикальный аккумулятор (трап) 3.4.13.2. Сосуд кондиционирования жидкости 3.4.13.3. Силовой насос 3.4.13.4. Пульт управления 3.4.13.5. Гидроциклонный пескоотделитель 3.4.13.6. Степень очистки от взвешенных твердых частиц 3.4.13.7. Перепад давлений 3.4.14. Основы эксплуатации скважин электро- приводными погружными насосами 3.4.14.1. Учет дебита скважины при выборе ЭЦН 3.4.14.2. Составные части установки ЭЦН Погружной электродвигатель Гидравлическая защита ПЭД (протектор) Прием насоса и газосепаратор Многоступенчатый центробежный насос Наземная и погружная контрольно-измерительная аппаратура и оборудование Станция управления Привод с регулируемой скоростью Система погружной телеметрии Наземный и скважинный кабель питания Плоский кабель двигателя (кабельный удлинитель) Оборудование устья 3.4.14.3. Наземный щит управления