Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

О, м/с

0,1

0,01

0,001

0,00001

III

t'/'.

• /

//,

'/' „

\ •

\ _,

' \ •*

' yy

\\\

ui|

W\\\

\\'

\ ' \\\

l\\

-p

V-

•10

tdfflii

,'|. ;

^ :;|:

'':

•

^:!..

,•

100

1000

(f,

MlfM

Рис.

VI.1. Зависимость скорости осаждения капель воды от диаметра при-

разных давлениях

Приведенные формулы справедливы для расчета скорости осаждения

шарообразных частиц. На практике для частиц различной конфигурации ско-

рость осаждения можно определить по следующей формуле:

— p

)g _

(VI.7)

где у. и 1 — коэффициенты сопротивления (для шара х=24 и |=0,044; для

круглых

пластинок х=17,4 и

|=1,1).

При

конфигурации, отличной от шара, вместо диаметра шара

берут

эквивалентный

диаметр частиц.

Приведенные формулы справедливы при установившейся скорости дви-

жения

частиц. Действительная картина движения частиц в сепараторе более

сложная. Поток газа,

входя

в сепаратор, несет с собой частицы с определен-

ной

скоростью. В сепараторе изменяется скорость газа и частиц. Однако это

изменение

длится некоторый промежуток времени, что имеет определенное

значение для отделения частиц. За время пребывания частиц в сепараторе

они

не

всегда

могут

достичь постоянной скорости осаждения.

441

учетом

этого для частиц размером не более 100 мкм скорость при

установившемся движении частиц определяют по формуле

где

— начальная скорость движения частиц на

входе

в сепаратор; t —

время,

необходимое для достижения частицей скорости установившегося дви-

жения.

При

=О

/-»-оо

уравнение

(VI.8)

представляет собой формулу Стокса.

Как

видно из формулы (VI.8), фактическая скорость осаждения в сепа-

раторе

будет

меньше рассчитанной по формуле Стокса.

Гидравлический расчет сепараторов по

газу

сводится к расчету на про-

пускную способность или к выбору размеров (диаметра) аппарата в зави-

симости от расхода газа.

В основу расчета сепараторов гравитационного типа положен выбор

допустимой скорости газа, при которой осаждаются частицы заданного раз-

мера.

Расчетная формула при заданном поперечном сечении аппарата F, рабо-

чем давлении р и рабочей температуре Г имеет вид

или

=67

85804

j±-, (VI. 10)

где Q

— производительность сепаратора по

газу,

/сут;

т — атмосферное

давление, Па; То — нормальная температура, К; г — коэффициент сжимаемо-

сти газа; v

— допустимая скорость газа, м/с; D — диаметр аппарата, м.

В вертикальных сепараторах допустимые скорости относятся к полному

поперечному сечению аппарата, а в горизонтальных — к поперечному сечению

аппарата, не занятому жидкостью.

Практика

эксплуатации гравитационных сепараторов на газоконденсат-

ных месторождениях показала, что при давлении 6,0 МПа оптимальная ско-

рость движения газа в свободном сечении аппарата не должна превышать

0,1 м/с. Если давление в сепараторе иное, оптимальную скорость движения

газа в свободном сечении гравитационного сепаратора можно определить

по

формуле

VJTp.

(Vi. и)

где

Уюпт

— оптимальная скорость газа при pi\ для pi = 6 МПа

Уюпт

0,1 м/с; р — давление в сепараторе, МПа.

Для приближенных расчетов допустимую скорость газа можно опреде-

лить по эмпирической формуле

V-

•£-,

(VI.12)

где А\ — постоянный коэффициент. Значения Л, для вертикального

0,047

(/i = 0,6 м) и горизонтального сепараторов 0,117 (/=3 м).

Для горизонтальных сепараторов длиной более 3 м при определении до-

пустимой скорости газа вводится поправочный коэффициент (множитель) Ко:

где / — фактическое расстояние

между

патрубками

входа

и выхода газа, м.

Для вертикальных сепараторов увеличение высоты сепарационной секции

более 0,6 м качества сепарации практически не

улучшает.

442

Применение

вертикальных сепараторов с

А<0,6

м и горизонтальных

сепараторов с /<3 м не рекомендуется, так как в этом

случае

качество сепа-

рации

резко

ухудшается

и допустимые скорости должны быть значительно

уменьшены.

Пропускную способность гравитационного сепаратора горизонтального ти-

па

можно определить по формулам (VI.9),

(VI.10)

с введением в них

коэф-

фициента

п, представляющего собой отношение длины сепаратора к его

диаметру, т. е. л=//Д

тогда

т , (VU4)

Рас'г

ИЛИ

Q•= 67 858D4"

РТ

"т .

(VI.15)

Par' г

Расчет гравитационных сепараторов по жидкости

Расчет гравитационных сепараторов по жидкости заключается или в оп-

ределении необходимых размеров аппарата при заданной производительности

vo жидкости, или в определении пропускной способности сепаратора при из-

вестных его размерах.

Необходимый объем, заполняемый жидкостью у газовых сепараторов,

определяется из соотношения

=Q*/4,

(VI.16)

где V

— объем заполняемый жидкостью, м

; Q» — суточный объем обра-

батываемой жидкости, м*.

Объем, заполняемый жидкостью, должен составлять 1/3 объема техно-

логической емкости.

Для газонефтяных сепараторов технологический расчет по жидкости

(нефти)

вызывается необходимостью уменьшения или поддержания в пре-

делах

требуемых

норм количества газа, уносимого потоком жидкости из се-

паратора в свободном (окклюдированном) состоянии.

Необходимое условие эффективного выделения газа из нефти:

УжОг

ИЛИ

>tr,

(V.17)

где v

— скорость стока жидкости из сепаратора, м/с; w

— скорость всплы-

вания

пузырька газа в жидкости, м/с; /ж — время пребывания жидкости в се-

параторе, с; t

— время всплывания пузырьков газа из слоя жидкости, с.

Пропускную способность по жидкости для различных по положению

пространстве сепараторов определяют по формуле

или

Q«<86400Fuu

, (VI. 19)

где Q

—

расход

жидкости,

/сут;

F — площадь зеркала жидкости в се-

параторе, м

. Для горизонтального сепаратора площадь зеркала жидкости

является функцией уровня жидкости в сепараторе.

Скорость всплывания в жидкости пузырьков газа определяют по фор-

муле

Стокса, т. е. так же, как и скорость осаждения жидких частиц в пото-

ке

газа.

Большие затруднения встречаются при выборе размеров газонефтяных

сепараторов для сильно вспенивающихся нефтей, так как вспенивание нефти

существенно снижает производительность сепараторов.

Пенообразование зависит от условий ввода продукции скважин в сепа-

ратор, а также от наличия в продукции пенообразующих веществ. Образо-

вавшийся

слой пены оказывает значительное диффузионное сопротивление

выделению пузырьков газа, всплывающих на поверхность. В связи с этим

продолжительность пребывания нефти в сепараторе для пенящихся нефтей

443

должна быть увеличена в несколько раз по сравнению с непенящимися неф-

тями.

Как отмечалось ранее, если нефть непенящаяся, то достаточно, чтобы

время пребывания составляло 1—3 мин; если нефть пенящаяся, оно должно

быть увеличено от 5 до 20 мин.

Для разрушения пены применяют химическое, механическое и термиче-

ское

воздействие. Одним из самых эффективных способов снижения пенооб-

разования

является пропуск нефти через подогретую

воду.

Для этого приме-

няют сепараторы, в нижнюю часть которых встроена печь, подогревающая

пластовую

воду.

Расчет циклонных сепараторов

Теория

расчета циклонов основана на предположении, что центробежная

сила, действующая на частицу, равна силе сопротивления, которую оказы-

вает газ, препятствующий ее движению в радиальном направлении.

Скорость

движения частиц в циклоне в зависимости от их размера

определяют по формулам:

для самых мелких частиц (диаметром менее 100 мкм)

для более крупных частиц (диаметром

100—800

мкм)

pO.7io.ri

()'

Рг

для самых крупных частиц (диаметром более 800 мкм)

Рг

(VI.22)

где г — расстояние в радиальном направлении от оси циклона до частицы, м;

со — угловая скорость газа,

/с.

Из

формул

(VI.20)—(VI.22)

следует,

что скорость движения частиц

циклоне при прочих равных условиях зависит не только от их диаметра, но

от размеров циклона.

Диаметр циклонного сепаратора D при заданном

расходе

газа Q опреде-

ляют по формуле

(VI.23)

ст'

где D — диаметр циклона, м; Q — расход газа при стандартных условиях,

тыс.

/сут;

— плотность газа при стандартных условиях, кг/м

; р

р —

абсолютное среднее давление в циклоне, Па; Т — температура газа в цикло-

не,

К; z — коэффициент сжимаемости; р

т=1,0Ы0

Па; Г=293 К; Ар — по-

тери давления в циклоне, Па.

Потери

давления в циклоне определяются по формуле

Ар=^,

(VI.24)

где Vt — скорость газа во входном патрубке; р

— плотность газа в рабочих

условиях;

— коэффициент сопротивления, отнесенный к входному сечению.

Коэффициент

сопротивления практически не зависит от скорости потока,

а зависит от соотношения площади сечения выходного и входного патрубков

(1=2-4).

Расчет насадочных сепараторов

Технологический расчет насадочных сепараторов сводится к определе-

нию

скорости набегания потока на насадку, при которой не происходит

444

срыва

дробления капель жидкости, осевшей

насадке. Критическая

ско-

рость газа, характеризующая

это

явление, определяется формулой

— Рг)

(VI.25)

где

а —

поверхностное натяжение

на

границе раздела газа

жидкости, Н/м-

Л —параметр, величина которого зависит

от

типа применяемой насадки

требуемого

коэффициента уноса капельной жидкости

Для насадки

из

проволочной сетки /1=0,65; зависимость

А от k

для

жалюзийных насадок показана

на

рис.

VI.2.

о,а

0.8

0,7

0,4

КГ

1(Г

10~

10-'

Рис.

VI.2.

Зависимость

параметра

А от

коэффи-

циента уноса

>,МПа

0,8

0,4

Рис.

VI.3.

Зависимость скорости потока

газа

жалюзийной насадке

от

давле-

ния,

%: /—1,0; 2-0 1; 3-0,01; 4 — 0.001

На

рис. VI.3 дан

график,

помощью которого можно определить

ско-

рость потока газа

жалюзийной насадке при различных коэффициентах уно-

са жидкости

зависимости

от

давления.

Площадь сечения насадки определяют

по

формуле

(VI.26)

где

—расход

газа,

/сут.

ВЫБОР

ЧИСЛА

СТУПЕНЕЙ

СЕПАРАЦИИ

ДАВЛЕНИЙ

СЕПАРАТОРАХ

Для увеличения

выхода

снижения

упругости

паров товарной нефти

повышения ряда

других

технико-экономических показателей нефтепромысло-

вого хозяйства применяют многоступенчатую сепарацию нефти

газа.

Она

позволяет более полно использовать естественную энергию пласта

для

транс-

порта

подготовки нефти

газа, выделить

из

газа

большую

его

часть

в виде почти

сухого

газа, направляемого

на

использование

без

переработки

получить более стабильную нефть.

Однако изучение экспериментальных данных

по

одноступенчатому

мно-

гоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей показывает,

что уве-

личение числа ступеней сепарации более

двух

сравнительно мало изменяет

выход

нефти

по

сравнению

двухступенчатой

сепарацией,

но

заметно

услож-

няет

удорожает

нефтегазосборную систему.

Таким образом, возникает задача

по

отысканию наиболее целесообразного

варианта процесса сепарации, которая может быть решена

на

основе

соответствующего

технико-экономического анализа

учетом

данных конкрет-

ных условий. Известно,

что

эффективность многоступенчатой сепарации

осо-

бенно ощутима

для

месторождений легкой нефти

высокими газовыми фак-

торами

давлениями

на

головках скважин.

Давление первой ступени сепарации зависит

от

принятого давления

в нефтегазосборной системе, которое

значительной мере определяется запа-

сами избыточной энергии пласта.

445

Давление в нефтегазосборных системах независимо от способа эксплуа-

тации скважин должно быть достаточно высоким, обеспечивающим совмест-

ный

транспорт продукции скважин до централизованных сборных пунктов

без применения промежуточных перекачечных станций. Однако в конкретных

условиях не

всегда

удается

это осуществить.

Как

уже отмечалось, иногда может оказаться более целесообразным бес-

компрессорный

транспорт газа в сочетании с дожимными насосными стан-

циями

другие

варианты нефтегазосборных систем, характеризующиеся более

низкими

давлениями.

Выбор давлений в промежуточных ступенях сепарации осуществляется

на

основе комплексного рассмотрения вопросов сбора нефти и газа и их

подготовки к магистральному транспорту и использованию. При этом учи-

тываются задачи промысловой переработки газа, в частности, требования

глубине отбора из газа этана, пропана и бутанов, извлечение которых тре-

бует

наличия определенного давления и т. п.

Требования к сепарации значительно возрастают, если на месторожде-

нии

нет специальной установки для стабилизации нефти.

Здесь во избежание больших потерь легких фракций нефти при ее хране-

нии

и дальнем транспорте по возможности надо их выделить при сепара-

ции

и затем уловить на газоперерабатывающих установках.

этой целью последняя ступень сепарации осуществляется при возмож-

но

более низком давлении — атмосферном или при небольшом вакууме,

а в отдельных

случаях

и при повышенных температурах.

ЛИТЕРАТУРА

1. Авакян Э. А.,

Горбунов

А. Т. Определение параметров трещино-

ватых пластов. Теория и практика добычи нефти. Ежегодник

ВНИИ.

Недра,

М., 1971, с.

223—236.

Адонин

А. Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М., Недра,

1964.

Адонин

А. Н. Выбор способа добычи нефти. Недра, М., 1971.

Адонин

А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М., Недра, 1979.

Адонин

А. Н.,

Мамедов

Н. Я- К расчету нагрузок, действующих на

штанги глубинного насоса. Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1973, № 7,

с.

44—46.

Ахметов

И. Г. Электрогидравлическое воздействие на призабойную зо-

ну скважин. Серия «Нефтепромысловое

дело»,

ВНИИОЭНГ, 1979, с. 32—53.

Блантер

С. Г., Суд И. И. Электрооборудование нефтяной и газовой

промышленности. Недра, М., 1971.

Богданов

А. А. Погружные центробежные электронасосы. Гостоптех-

издат, М., 1957.

Богомольный

Г. И. Расчет потерь

хода

плунжера при спиральном изги-

бе штанг. Сб. статей «Нефть и

газ».

М., 1972, с.

146—147.

10.

Богомольный

Г. И. Сравнение методик конструирования равнопроч-

ных штанговых колонн. «Нефтепромысловое

дело».

Реферативный НТС.

ВНИИОЭНГ,

М., 1977, № 4, с.

38—40.

11.

Бузинов С. Н.,

Умрихин

И. Д. Гидродинамические методы исследова-

ния

скважин и пластов. Недра, М., 1973.

12.

Вахитов

Г. Г.,

Кузнецов

О. Л.,

Симкин

Э. М. Термодинамика приза-

бойной

зоны нефтяного пласта. Недра, М., 1978.

13.

Вирновский

А. С. Переменные напряжения в глубиннонасосных штан-

гах и их связь с разрушением. Труды

ВНИИ,

вып. 57, М., Недра, 1971,

с. 56—113.

14.

Гадиев

С. М. Использование вибраций в добыче нефти. М, Недра,

1977.

15.

Грузиков

А. Я- Методика расчета штанговых колонн на выносли-

вость. Азерб. Гос. издат., Баку, 1965.

16.

Грабович

В. П.,

Касьянов

В. М. Упрощение формул для расчета на-

грузок на головку балансира станка — качалки. НТС ВНИИОЭНГ «Нефте-

промысловое

дело»,

1966, № 8, с.

14—17.

17.

Грайфер

В. И. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами.

Казань,

Таткнигоиздат, 1973.

18.

Гужов

А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., Нед-

ра, 1973.

19.

Дрэготеску

Н. Д. Глубиннонасосная добыча нефти. М., Недра, 1966.

20.

Идельчик

И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. (Ко-

эффициенты

местных сопротивлений и сопротивления трения). Госэнергоиз-

дат. М. — Л., 1960.

21.

Инструкция по применению циклической электротепловой обработки

скважин с использованием установки 1УЭС—1500.

РД39—1^—466—80.

Авторы:

Симкин

Э. М., Кузнецова О. Б. и др. Изд. ОНТИ

ВНИИ,

М., 1980.

22i Инструкция по проведению паротепловой обработки призабойной зо-

ны

нефтяных скважин. Авторы: Сергеев А. И., Симкин Э. М. и др. Изд.

ОНТИ

ВНИИ,

М., 1971.

23.

Инструкция по эксплуатации штанговых скважинных насосов. Изда-

ние

АзНИПИнефть, Баку, 1976.

24.

Исследование

скважин и пластов нефтяных месторождений Западной

Сибири.

Евченко В. С, Каптеменин Н. Д., Максимов В. П., Юсупов К. С.

М., ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое

дело»,

1977.

447

25.

Кадымова

К. С. Определение работы си.лл гидродинамического тре-

ния

при возникновении

двух

режимов течения в насосно-компрессорных тру-

бах при одном цикле действия насоса.

Труды

АзНИПИнефть, вып. 27. Баку,

1973, с. 149—161.

26.

Каменецкий

С. Г.,

Кузьмин

В. М.,

Степанов

В. П. Нефтепромысло-

вые исследования пластов. Недра, М., 1974.

27.

Каплан

А. Р. К

расчету

работ штанговой насосной установки в вяз-

кой

жидкости. Сб. научных

трудов

«Вопросы техники и технологии добычи

нефти», вып. 56, М.,

ВНИИ,

1977, с.

95—100.

28.

Круман

Б. Б. Грубиннонасосные штанги. М., Недра, 1978, 181 с.

29.

Кульпин

Л. Г.,

Мясников

Ю. А. Гидродинамические методы исследо-

вания

нефтегазоводоносных пластов. М., Недра, 1974.

30.

Лутошкин

Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Нед-

ра, 1979.

31.

Медведев

В. Ф. Оптимизация нефтесборных систем при внутритруб-

ной

деэмульсации нефти. М., ВНИИОЭНГ, 1978.

32.

Наугольных

К- А., Рой Н. А. Электрические разряды в воде. Наука,

М., 1971.

33.

Репин

Н. Н. Эксплуатация глубиннонасосных скважин. М., Недра,

1971.

34. Рид Р.,

Шервуд

П. Свойства газов и жидкостей. (Определение и кор-

реляция).

Л., Химия, 1971.

35.

Руководство

по добыче, транспорту и переработке природного газа

(Д. Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши и др.). Пер. с англ. под ред. Ю. П. Ко-

ротаева и Г. В. Пономарева. М., Недра, 1965.

36.

Сбор,

транспорт и хранение природных углеводородных газов.

А. И. Гужов, В. Г. Титов, В. Ф. Медведев, В. А. Васильев. М., Недра, 1978.

37.

Симкин

Э. М.,

Шейнман

А. Б. Электротепловая обработка призабой-

ной

зоны скважин ОЗЛ, ВНИИОЭНГ, М, 1967.

38.

Справочная

книга по добыче нефти. Под ред. Ш. К. Гиматудинова.

М., Недра, 1974.

39.

Система

проектирования генеральных

схем

обустройства нефтяных

месторождений на ЭВМ и опыт ее использования. Обзорная информация/

Хачатуров

В. Р., Аржанов Ф. Г.,

Астахов

Н. Д. и др. Сер. Нефтепромысло-

вое строительство, ВНИИОЭНГ, М., 1980.

40.

Третьякова

Г. И.,

Белозеров

Г. И. Метод определения зависимости

числа обрывов штанг от глубины подвески насоса по статистическим дан-

ным.

Реферативный НТС «Нефтепромысловое

дело»,

ВНИИОЭНГ,

М.,1974,

№

2, с.

21—25.

41.

Тронов

В. П. Промысловая подготовка нефти. М., Недра, 1977.

42.

Установки

погружных центробежных насосов для нефтяной промыш-

ленности.

Каталог. «Цинтихимнефтемаш», М., 1980.

43.

Шамко

В. В. Исследование условий выбора оптимальных параметров

разрядного контура. В кн.: Разрядно-импульсная технология. Киев, Науко-

ва думка, 1978, с.

21—27.

44.

Шапиров

А. X. Энергетический анализ глубиннонасосной добычи неф-

ти.

Уфа, Башкнигоиздат, 1969.

45.

Чарный

И. А.,

Умрихин

И. Д. Об одном методе определения пара-

метров пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к сква-

жинам.

М.,

Углетехиздат,

1957.

ПРЕДМЕТНЫЙ

УКАЗАТЕЛЬ

Агрегат

для электрогидравлического

воздействия 373

Агрегатный

комплекс скважинных

приборов 70

Взаимодействие скважин 9,

32—33

Внутрискважинный газлифт 129 -

132

Водонефтяной поток 259

Воздействие на призабойную зону

скважины 322

вибрационное

364

гидропескоструйное 325

импульсно-ударное 360

кислотное 344

термоакустическое 302

электрогидравлическое 368

Выбор диаметра насосно-компрессор-

ных

труб

112

Газлифтная эксплуатация 113

Генератор давления 362

Гидравлический вибратор 36>

Гидравлический разрыв пласта 333

Гидропрослушивание 5, 44

Движение газоводонефтяной смеси

105

Деформации

упругие

штанг 137

Диаграмма индикаторная 7, 9 — 10

Дюпюи формула 7

Задачи

оптимизация

комплекса технологи-

ческих систем

обустройства

389

оптимизация

параметров 386

построения

нефтепромысловых се-

тей 385

размещения

динамические 382

размещения

учетом

коммуника-

ций

384

трассирования нефтепромысловых

сетей 387

Задачи решаемые при

газлифтной эксплуатации скважин

фонтанной

эксплуатации скважин

эксплуатации скважин штанговы-

ми

насосными установками 132

Измерение

давления 51

расхода

уровня 60

Измерения

глубинные 47

Индикаторная

диаграмма 7, 9—10

Исследование пластов и скважин 5,

Истинная

газонасыщенность 80, 81,

86, 92, 93

Квадратный закон сопротивления 29

Кинематические

параметры потока

238

Клапан

газлифтный 118

пусковой

119—127

Клапанный

узел

134

Колонка

штанг 143, 157

Конструкция

колонны штанг 157—

165

Коэффициент

гидродинамического совершенства

скважины 27

гидропроводности 10, 20, 33, 37, 39

наполнения

плунжерного насоса

141

подачи 136

продуктивности 10, 11, 14, 16, 17,

21,

пьезопроводности 8, 21, 26, 33, 37,

расхода

для клапана 135

сепарации

газа

182, 242

теплопередачи 436

теплопроводности 437

фазовой

равновесности газожидко-

стной смеси 243

эксплуатации 171

Кривая

восстановления давления

(КВД) 19-42

Критерий

Коши 137

Линия

индикаторная 30

Манометр

геликсный 51, 55

дифференциальный

56,

58—59

поршневой

Манометр — термометр 67

Манометры глубинные

51—60

Межремонтный период работы 171

Метод восстановления давления 8

Метод графический расчета режима

работы скважины

газлифтной 116

фонтанной

110

449

Метод установившихся отборов 6

Методика расчета газожидкостного

подъемника 72

Данса и Роса 100

Константинова Н. Н. 91

Крылова А. П. 82

Медведского Р. И., Аржанова Ф. Г.

др. 98

Пирвудяна А. М., Гузика А. И.

др. 94

Поэтмана и Карпентера 99

Уоллиса Г. 103

Шертестова Е. В. и Леонова Е. Г.

Минимальное забойное давление фон-

танирования 108

Момент крутящий 166

Нагрузки на штанги

максимальная

144—150

минимальная

144—150

Напряжения

в штангах 155

Насосы

глубинные плунжерные 179

погружные центробежные 237

Неограниченный отбор жидкости 115

Неоднородность пласта 41

Нефтесборная система 412

Область применения скважинных

штанговых насосов 178

Обработка паротепловая 310

Обустройство промысловое 378

Ограниченный отбор жидкости 113

Определение параметров пласта 13

при

линейно-упругом режиме филь-

трации 26

при

нелинейно-упругом режиме

фильтрации 28

при

упругом

режиме с

учетом

квадратичного закона сопротивле-

ния

в трещинах 29

Параметры пласта

13—18,

26—32

Параметры трещиноватого пласта

Параметры фильтрационные 321

Перфоратор 329

Поток

водонефтяной 259

нефтегазовый, водогазовый, нефте-

водогазовый 260

Приборы для исследования скважин

автономные

47—48

дистанционные

47—48

комплексные

66—71

Призабойная

зона скважины 293

Продукция скважины 259

Проектирование системы промысло-

вого обустройства 379

Промысловое обустройство 378

450

Радиус скважины приведенный 7, 20

Расход газа 114

Расходомер — влагомер 66

Расходомеры

61—66

Расчет

газлифтной эксплуатации скважин

113, 116

газожидкостного подъемника 72

гидравлических трубопроводов 431

гравитационных сепараторов 440

насадочных сепараторов 444

разделения продукции скважин

438

тепловой трубопроводов 435

циклонных сепараторов 444

Реагирования кривая 35, 36

Режим работы фонтанной скважины

ПО,

112

Свойства пласта 42, 314

Сепараторы 438

Сепарация газа 242

Система

автомобильных дорог 381

пустования скважин 379

поддержания пластового давления

380

сбора и транспорта нефти и неф-

тяного газа 379

электроснабжения 380

Скважинный комплексный прибор

Скин-эффект

317—319

Сопротивления фильтрационные 315

Стоимость

насосно-компрессорных

труб

175

насосных штанг 175

станков-качалок 174

Структура движения смеси 79, 240

Трение штанг

гидродинамическое 151

механическое 150

Трубопроводы 420

газопроводы 427

для вязкопластичных жидкостей

425

для нефтяных эмульсий 427

нефтепроводы 421

Уравнение

Букингема 425

движения газожидкостной смеси

78, 82, 91

етационарного однофазного движе-

ния

газа 427

Шведова — Бингама 425

Условия фонтанирования 108

Установки

погружных центробежных электро-

насосов 237