01356041 Дар Савчук О. В.

Том третій Книга І

7 ТЕХНОЛОГІЧНІ ОСОБЛИВОСТІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ Й ІНТЕНСИФІКАЦІЇ РЕЖИМІВ РОБОТИ ГАЗОВИХ І НАФТОВИХ СВЕРДЛОВИН ЗА НАЯВНОСТІ ВОДИ В ПРОДУКЦІЇ 5

7.1 Особливості експлуатації нафтових свердловин після

тампонування високопровідних тріщин і обмеження припливів води 5

7. /. 1 Встановлення технологічного режиму експлуатації

свердловин після тампонування тріщин 5

7.1.2 Періодична штанговонасосна експлуатація свердловин 12

Загальні принципи періодичної експлуатації

штанговонасосних свердловин 12

Узагальнення методики розрахунку режимних параметрів періодичної експлуатації насосних свердловин 15

Оптимізація роботи періодично діючих свердловин у

міру зношування насоса 24

7.1.3 Вплив ступеня обводненості газоводонафтової

продукції на роботу свердловинних насосів 28

7.1.4 Вплив ступеня обводненості на в’язкість продукції

нафтових свердловин 32

Експериментальне дослідження реологічних

характеристик водонафтових емульсій 32

Розрахунок параметрів двофазної суміші на основі

моделі взаємопроникного руху 40

7.1.5 Особливості відпомповування штанговонасосних

високов 'язких водонафтових емульсій і нафт 47

Зміна навантажень на привод 48

Напрямки покращення умов відпомповування

високов 'язкої продукції 65

Модернізація свердловинних насосів /' технологій

відпомповування високов 'язкої продукції 74

7.1.6 Особливості внутрішньопромислового періодичного

перепомповування високов'язкої емульсії із родовища Луква 83

7.2 Методи й алгоритми характеристик нафти, газу і пластової

води, необхідних для проектування і оптимізації роботи свердловин 91
7.2.1 Властивості природного і нафтового газів 91

Молекулярна і молярна маси газу 91

Густина газу 96

Псевдокритичні і псевдозведені параметри газу 98

Коефіцієнт стисливості газу 103

Розрахунок густини і об 'ему реального газу 110

В ’язкість газу 114

Теплоємність газу 121

Теплопровідність газу 125

Ізобарне температурне розширення газу 128

Коефіцієнт Джоуля- Томсона 129

Тиск насиченої пари 131

Розрахунок вмісту важких вуглеводнів у природному

газі 134

Розрахунок об 'єму пари після випаровування рідини 135

Вологовміст газу 135

Якість газу 138

Самозагоряння і запалювання горючих сумішей 140

7.2.2 Властивості нафти 146

Відносна густина нафти 146

Молекулярна маса нафти 147

Середня температура кипіння нафти 150

Характеристичний фактор нафти 150

Тиск насичення нафти газом 151

Густина нафти 159

Об'ємний коефіцієнт нафти 162

Стисливість недонасиченої пластової нафти 165

Температурне розширення нафти 170

Теплоємність нафти 170

Теплопровідність нафти 172

В ’язкість розгазованої і газонасиченої нафти 173

Оцінка в ’язкості розгазованої нафти при стандартних умовах у разі відсутності експериментальних даних 173

В 'язкість розгазованої нафти при будь-якій

температурі, якщо відомо її величину при іншій температурі 176

Температурна залежність коефіцієнта в 'язкості розгазованої нафти за двома експериментальними величинами 178

В ‘язкість газонасиченої нафти при тиску насичення і пластовій температурі 180

Тискова залежність коефіцієнта в’язкості

недонасиченої пластової нафти 183

Поверхневий натяг 185

Температура насичення нафти парафіном 187
7.2.3 Однократне контактне розгазування нафти 189

Розгазування при стандартній температурі 189

Розгазування при температурі 20°С < t <іш 191

Густина газу, що виділився із нафти в процесі однократного її розгазування 193

Густина газу, що залишається в нафті в розчиненому стані в ході однократного її розгазування 194

7.2.4 Алгоритм розрахунку фізичних властивостей нафти в

процесі її однократного контактного розгазування 196

Розрахунок властивостей нафти при стандартній

температурі 196

Розрахунок властивостей нафти при температурі

20°С < t <tm 200

7.2.5 Властивості пластової води 203

Розчинність газу у воді 203

Теплове розширення води ' 206

Стисливість пластової води 208

Об ’ємний коефіцієнт пластової води 210

Густина пластової води 215

Теплоємність води 217

Теплопровідність води 218

В’язкість води 218

Поверхневий натяг 221

7.2.6 Алгоритм розрахунку фізичних властивостей пластової

води 222

7.2.7 Алгоритм розрахунку густини і динамічного

коефіцієнта в ’язкості водонафтової суміші 225

7.3 Математичні моделі руху газоводонафтової суміші у свердловині 231

7.3.1 Статичні термобаричні умови у свердловинах 231

Розрахунок гідростатичного тиску рідини 231

Розрахунок тиску на вибої зупиненої свердловини, яка

заповнена рідиною і тривало простоює 233

Розрахунок розподілу температури у свердловині, яка

тривало простоює 234

Розрахунок тиску нерухомого стовпа газу 236

7.3.2 Розрахунки усталеного однофазного потоку у

свердловинах 238

Рівняння Бернуллі для розрахунку усталеного потоку

однорідної рідини 238

Розрахунки гідравлічних втрат тиску на тертя по

довжині труби 240

Розрахунок кільцевих потоків 245

Розрахунок втрат тиску на місцевий опір 246
Розрахунок коефіцієнта корисної дії процесу піднімання

однорідної рідини у свердловинах 258

Усталений потік газу у свердловині 259

7.3.3 Розрахунки розподілу температури у свердловинах 260

Діюча нафтова свердловина 260

Діюча водонагнітальна свердловина 267

Діюча газова свердловина 269

7.3.4 Основи теорії роботи газорідинного піднімача 273

Фізична характеристика вертикального газорідинного

потоку. Газліфт. Газліфтний ефект 273

Формули Крилова, їх аналіз і уточнення 278

Розрахунок коефіцієнта корисної дії газорідинного

піднімача 281

7.3.5 Рівняння руху газорідинної суміші в елементарному

газорідинному піднімачі 282

Рівняння балансу енергій 282

Гідростатичний тиск стовпа газорідинної суміші 284

Втрата тиску на тертя газорідинної суміші 284

Втрата тиску на інерційний опір 286

Гідродинамічна модель руху газорідинної суміші 286

Критеріальна модель руху газорідинної суміші 287

Густина газорідинної суміші 288

Визначення дійсного об ємного газовмісту потоку 289

Відносна швидкість руху газу в рідині 293

Структури газорідинного потоку 298

Барботаж газу 306

Барботаж нафти 307

Спільний рух нафти і води 309

Спільний рух нафти і води з деяким накопиченням води

у висхідному потоці 313

Спільний рух нафти, води і газу 314

Принцип і послідовність розрахунку розподілу тиску

потоку газорідинної суміші у свердловині 315

Узгодження роботи системи „продуктивний пласт -

газорідинний піднімач - шлейф ” 319

7.3. б Методики розрахунку розподілу тиску потоку

газорідинної суміші в піднімальних трубах 325

Класифікація розрахункових методик 325

Основні положення методик розрахунку руху газорідинної суміші з використанням кореляційного коефіцієнта (модель гомогенного руху) 327

Основні положення методик розрахунку руху газорідинної суміші із урахуванням ковзання газу (модель роздільного руху) 328
Методика Поеттманна-Карпентера 329

Методика Сахарова-Воловодова-Мохова 339

Методика Баксенделла для розрахунку кільцевих

газорідинних потоків 342

Методика Кризова 343

Методика Арманд-Невструєвої 350

Методика Пірвердяна, Гузик та іниі. 350

Методика Медведського, Аржанова та інш. 352

Методика Грона 354

Методика Шербестова-Леонова 356

Методика Константинова 359

Методика Уолліса 364

Методика Крилова-Лутошкіна 366

Методика інституту ВНИИгаз 368

Методика Данса- Роса 373

Методика Оркишевського-Грона 377

Методика Азіза, Фортемса і Саттарі 386

Особливості розрахунку руху рідинного

(водонафтового) потоку 388

Особливості розрахунку розподілу тиску потоку водонафтової суміші із накопиченням води у свердловині 396

7.3.7 Розрахунки витікання рідин і газів через штуцер 398

Витікання рідини 398

Витікання газу 400

Витікання газоводонафтової суміші 403

7.4 Проектування та оптимізація роботи фонтанних свердловин 407

7.4.1 Характеристика фонтанної експлуатації свердловин 407

Види фонтанування і типи фонтанних свердловин 407

Обладнання фонтанних свердловин 409

Механічний розрахунок граничної допустимої глибини

опускання колони насосно-компресорних труб у фонтанну свердловину 415

Особливості експлуатації фонтанних свердловин 418

7.4.2 Проектування експлуатації свердловини за умови

артезіанського фонтанування 423

Умова артезіанського фонтанування 424

Методика визначення вибійного тиску артезіанського

фонтанування 427

Методика визначення мінімального вибійного тиску артезіанського фонтанування (перевірка умови фонтанування) 430

7.4.3 Проектування експлуатації свердловин за умови

газліфтного фонтанування 434

Умова газліфтного фонтанування 434
Спільна робота нафтового пласта і фонтанної

свердловини 437

Методика визначення мінімального вибійного тиску газліфтного фонтанування (перевірка умови фонтанування) 442

Вплив ступеня обводненості продукції на ефективний газовий фактор і на вибійний тиск газліфтного фонтанування 445

Визначення граничної обводненості продукції на

момент кінця періоду газліфтного фонтанування 446 Проектування газліфтного фонтанування з початком

виділення газу у стовбурі свердловини 450

Проектування газліфтного фонтанування з початком

виділення газу в пласті 454

7.4.4 Технологічний розрахунок фонтанної експлуатації

свердловини з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта 460

Суть методу розрахунку 460

Алгоритм проектування фонтанної експлуатації

свердловини з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта 461

Методика розрахунку розподілу тиску газоводонафтового потоку вздовж стовбура фонтанної свердловини 464

Характеристичні криві 476

Вибір діаметра ліфтових труб за характеристичними

кривими 479

Встановлення режиму роботи фонтанної свердловини

за характеристичними кривими 479

7.4.5 Оптимізація роботи фонтанних свердловин 481

Оптимізаційна задача і критерії оптимізації 481

Встановлення режиму роботи свердловини 484

Критерії оптимізації роботи фонтанних свердловин 485

Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини

за критерієм максимального відбору із об ’єкта 488

Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини

за критерієм максимального тиску на буфері 489

Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини за критерієм максимального коефіцієнта корисної дії піднімача 490

Методика оптимізації роботи фонтанної свердловини за критерієм максимального коефіцієнта корисної дії з використанням моделі гомогенного потоку 496

Методика визначення тривалості періоду

фонтанування свердловини 511
7.5 Проектування та оптимізація роботи газліфтних свердловин 517

7.5.1 Характеристика газліфтної експлуатації свердловин 517

Умова роботи газліфта 517

Вплив профілю стовбура похило-спрямованих

свердловин на питому витрату газу 520

Вплив профілю стовбура на коефіцієнт експлуатації

видобувних свердловин 521

Конструкції та обладнання газліфтних свердловин 522

Внутрішньосвердловинний газліфт 526

Періодична газліфтна експлуатація 529

7.5.2 Процес пуску газліфтної свердловини в експлуатацію 533

Фізична суть процесу пуску свердловини 533

Експрес-розрахунок пускового тиску 534

Методи зниження пускового тиску 536

Газліфтні клапани 538

Розрахунок і тарування газліфтних клапанів 540

7.5.3 Технологічний розрахунок газліфтної експлуатації

свердловини за методикою Кризова 542

Алгоритм розрахунків за умови заданого відбору рідини 543

Алгоритм розрахунків за умови необмеженого відбору

рідини 560

7.5.4 Розрахунки пуску газліфтної свердловини в

експлуатацію аналітичним методом 570

Розрахунок пускового тиску 571

Розрахунки місць встановлення і діаметрів пускових

отворів 572

Розрахунок робочих параметрів газліфтних клапанів.

які керуються тиском запомповуваного газу 580

Розрахунки місць встановлення сильфонних пускових газліфтних клапанів, які керуються перепадом тисків 590

Розрахунки робочих параметрів газліфтних клапанів, які керуються тиском у колоні піднімальних труб, коли всі клапани в робочих умовах мають пусковий тиск відкривання 594

7.5.5 Проектування періодичного газліфта 599

Розрахунок дворядного періодичного ліфта заміщення з

відсіканням газу на поверхні 599

Розрахунок однорядного періодичного ліфта заміщення

з відсіканням газу біля камери 604

7.5.6 Проектування плунжерного ліфта 608

7.5.7 Технологічний розрахунок газліфтного піднімача з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта 613 Побудова кривих розподілу тиску і розрахунки

параметрів експлуатації 613
Використання номограм розподілу тиску 615

7.5.8 Використання кривих розподілу тиску для розрахунку

робочого та пускових газліфтних клапанів 619

Попередні визначення і побудови 619

Розрахунок першого верхнього пускового клапана 621

Розрахунок другого пускового клапана 625

Розрахунок третього пускового клапана 626

Розрахунки наступних пускових і робочого газліфтних

клапанів 628

7.5.9 Проектування внутрішньосвердловинного газліфти 634

7.5.10 Оптимізація роботи газліфтної свердловини 638

Оптимізація роботи за даними гідрогазодинамічного

дослідження газліфтної свердловини 638

Використання методу порядкових статистик 640

Групування свердловин 643

Адаптаційний підхід 645

Оптимізація роботи групи свердловин 647

Оперативний контроль за витратою запомповуваного

газу 648

Список літератури 649

Книга II

7.6 Проектування та оптимізація роботи штангово-насосних 5 свердловин

7. б. 1 Характеристика штангово-насосної експлуатації 5 свердловин

Штангово-насосні устатковання 5

Верстати-гойдалки 7

Обладнання гирла 12

Насосно компресорні труби 12

Насосні штанги 12

Штангові свердловинні насоси 14

Захисні пристрої 33

7.6.2 Подавання штангового насосного устатковання і

чинники, які впливають на нього 33

Подавання устатковання 33

Вплив деформації штанг і труб 34

Вплив усадки рідини 35

Вплив ступеня наповнення циліндра насоса рідиною 35

Вплив витікань рідини 36

Оптимальний коефіцієнт подавання насоса 37

7.6.3 Навантаження, які діють на насосні штанги, і їх вплив

на роботу обладнання 39
Види навантажень 39

Статичні навантаження 40

Інерційні навантаження 42

Вібраційні навантаження 43

Сили тертя 44

Розрахункові формули для визначення екстремальних

навантажень на штанги 47

Дійсна довжина ходу плунжера 48

Розрахунок колони насосних штанг 50

Урівноваження верстатів-гойдалок * 53

7.6.4 Особливості дослідження насосних свердловин і

динамометрування штангових насосних устатковань 54

Динамометрування устатковань 54

Дослідження штангово-насосних свердловин 63

7.6.5 Експлуатація свердловин, обладнаних штанговими

насосними устаткованнями 69

Класифікація свердловин за умовами їх експлуатації 70

Експлуатація свердловин у нормальних умовах 72

Методи боротьби зі шкідливим впливом вільного газу на

роботу штангового насоса 82

Розрахунок газовмісту та сепарації газу на вході в

насос 83

Газові якори 86

Боротьба зі шкідливим впливом піску на роботу насоса 89 Особливості відпомповування високов’язких нафт і

водонафтових емульсій 91

Особливості експлуатації викривлених і

похилоспрямованих свердловин 92

Застосування хвостовиків при експлуатації свердловин

ШСНУ 93

7.6.6 Технологічні розрахунки при штангово-насосній

експлуатації свердловин 95

Визначення об 'ємних і масових витрат рідини, газу та

газорідинної суміші 95

Розрахунок сепарації газу на вході у штанговий насос 96 Розрахунок тиску на виході із штангового насоса 100

Визначення втрат тиску в клапанних вузлах 101

Визначення густини газонафтової суміші в затрубному

просторі вище входу в штанговий насос 103

Визначення тиску на вході в насос і глибини занурення

штангового насоса під динамічний рівень рідини 104 Розрахунок тисків у циліндрі штангового насоса і

тиску, який створює насос 106
Розрахунок витікання рідини через зазор плунжерної

пари 107

Розрахунок коефіцієнта наповнення штангового насоса 111 Розрахунок коефіцієнта подавання штангового

насосного устатковання 115

Розрахунок статичних навантажень на головку

балансира 116

Розрахунок інерційних навантажень на головку

балансира 117

Розрахунок вібраційних навантажень на головку

балансира 120

Розрахунок динамічних навантажень на головку

балансира 121

Розрахунок екстремальних навантажень на головку

балансира 122

Розрахунок довжини ходу плунжера і коефіцієнта

втрат ходу плунжера 12 5

Механічний розрахунок колони насосно-компресорних

труб 129

7.6 7 Проектування експлуатації свердловин штанговими

насосними устаткованнями 1 ЗО

Основні засади вибору режимних технологічних

параметрів 130

Вибір насосного обладнання та первинного режиму відпомповування за допомогою діаграми А.Н. Адоніна і таблиць 131

Алгоритм проектування штангово-насосної

експлуатації свердловини із використанням кривих розподілу тиску 141

7.6.8 Оптимізація режимів роботи штангово-насосних

свердловин 149

Методики оптимізації режимів роботи 149

Обгрунтування критеріїв оптимізації роботи

штангово-насосних свердловин 15 5

Оптимізація роботи ШС.Н за критерієм максимуму дебіту при заданих типорозмірі верстата і допустимому завантаженні штанг 158

Оптимізація роботи ШСН за критерієм мінімуму

навантаження на штанги при заданому дебіті 159

7.7 Проектування та оптимізація роботи електровідцентро-вонасосних свердловин 160

7.7. / Характеристика електровідцентровонасосної

експлуатації свердловин 160

Комплект устатковання типу УЕВН 161

Устатковання компанії “Новомет-Пермь" 174
Устаткований фірм Centn Іift і REDA 174

Устатковання компанії “Алнас" 184

Безтрубні конструкції устатковане типу УЕВНБ 200

Надійність і ефективність роботи електровідцент-

ровонасосного устаткований 200

Підготовка свердловин до опусканий УЕВН 201

Шаблонування експлуатаційної колони 203

Транспортування та опускання УЕВН у свердловину 205

Виведення електровідцентровонасосної свердловини на

усталений режим роботи ® 209

Обслуговування і контроль роботи електровідцент-

ровонасосних свердловин 219

7.7.2 Умови роботи зануреного агрегата 223

Вплив вільного газу та в'язкості рідини на робочі

характеристики електровідцентрового насоса 223 Тиск на вході в занурений відцентровий насос 225

Температурний режим зануреного агрегата 227

7.7.3 Гідротермодинамічні і технологічні розрахунки

параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами 229

Гідрогазомеханічні параметри потоку 229

Термодинамічні параметри 230

Баричні параметри 232

Коректування паспортної характеристик ЕВН 232

Механічний розрахунок НКТ на міцність 237

Перевірка насоса на відповідність ум осам освоєння

свердловини 239

Розрахунки і вибір електрообладнання 239

Вибір трансформатора і станції керуванні) 243

7.7.4 Методика вибору електровідцентрового насоса та

визначення глибини підвішування його за допомогою напірних характеристик 245

7.7.5 Методика проектування електровідцентровонасосної

експлуатації свердловин із використанням кривих розподілу тиску вздовж піднімальних труб 248

Основні засади проектування, підбору і комплектації

обладнання 248

Алгоритм проектування електровідцентровоі

експлуатації свердловини 252

7.7.6 Оптимізація роботи електровідцентровонасосних

свердловин 272

7.7.7 Методика по переводу штанговонасосної свердловини

на експлуатацію устаткованням електровідцентрового насоса за невідомого коефіцієнта продуктивності 278
7.8 Експлуатація та оптимізація роботи обводнюваних газових і газоконденсатних свердловин 286

7.8.1 Особливості спільної роботи обводнюваної газової

свердловини і продуктивного пласта 287

Періоди в роботі газової свердловини 287

Вплив глибини опускання піднімальних труб на роботу

обводнюваних газових свердловин 289

Умови спільної роботи обводнюваної газової

свердловини і продуктивного пласта 291

7.8.2 Експрес-контроль за роботою обводнюваних газових і

газоконденсатних свердловин 292

Раннє діагностування моментів початку передчасного

обводнювання свердловин 292

Визначення витрати пластової води, яка виноситься із свердловини, за зміною вологовмісту газу та мінералізацією проб води на гирлі 296

Номограма і розрахунок швидкостей газу по

свердловині 299

Методика оцінки гідрогазодинамічних умов припинення винесення води із обводнюваних газових свердловин за витратою газ на початку ліфтування ЗОЇ

7.8.3 Методика визначення тривалості часу до вимушеної

самозупинки газової свердловини через обводнення за водним фактором 302

7.8.4 Методика розрахунку об’єму води у свердловині за

дебітом газу 312

7.8.5 Методика розрахунку поточних припливу і об 'ему води в

газовій свердловині на основі вимірювання гирлових тисків 321

7.8.6 Методика оптимізації тривалості роботи газової

свердловини з накопиченням рідини на вибої між повторними очищеннями 338

7.8 7 Дослідження структур і газогідродинамічних

характеристик потоків газорідинної суміші 346

Структури потоків газорідинної суміші 346

Аналіз режимів реверсу і захлинання 350

Методики встановлення структур потоків

газорідинної суміші 321

Аналіз ступеня втиву основних чинників на гідрогазодинамічну характеристику

газорідинного потоку 357

Визначення газогідродинамічних характеристик потоку

за різних структур і режимів руху 378

Модифікація структур потоку 411
7.8.8 Способи експлуатації та інтенсифікації роботи

обводнюваних газових свердловин 424

Класифікація рідин і методів експлуатації

обводнюваних газових свердловин 424

Підтримування пластового тиску 425

Створення достатніх швидкостей газу продуванням і

збільшенням дебіту свердловини 428

Підвищення температури потоку 428

Поглинання рідини пластом 429

Зміна діаметра і шорсткості труб 429

Новий алгоритм вибору діаметра ліфтових труб 433

Застосування комбінованих конструкцій ліфта 442

Застосування ежекторів 444

Використання спінювачів 445

Умови подрібнення крапель рідини в газовому

середовищі і застосування диспергаторів 449

Застосування свердловинних насосів 469

Застосування поршневих насосів із пневмоприводом 469

Застосування газліфта 472

Стадійність методів експлуатації обводнюваних

газових свердловин 473

7.9 Освоєння і пуск свердловин в експлуатацію 476

7.9.1 Методи освоєння свердловин 476

7.9.2 Гідравлічний розрахунок освоєння свердловини методом

заміни ньютонівських рідин 479

Пряма циркуляція рідини 479

Зворотна циркуляція рідини 481

7.9.3 Розрахунок втрат тиску на тертя під час руху в’язкопластичної рідини 484

Рух рідини в трубах 484

Рух рідини в кільцевому просторі 486

7.9.4 Розрахунок втрат тиску на тертя < кільцевому просторі за наявності місцевих опорів (муфт) 488

7.9.5 Розрахунок процесу освоєння свердловини методом

витиснення рідини газом 490

Пряме нагнітання - подавання газу в колону НКТ 490

Зворотне нагнітання - подавання газу в кільцевий зазор 492

7.9.6 Розрахунок процесу освоєння свердловини з допомогою

піни 495

Пряме запомповування - подавання піни в колону НКТ 495 Зворотне запомповування - подавання піни в кільцевий

зазор 496

7.9.7 Закономірності взаємозв 'язку роботи пласта і

піднімача при пуску та експлуатації свердловини 501

Зв 'язок роботи пласта і фонтанного піднімача 501
Зв 'язок роботи пласта і газліфтного піднімача 506

Фізична суть процесів, що відбуваються при пуску

свердловини 509

7.9.8 Проектування процесу пуску свердловини в

експлуатацію газліфтним методом з урахуванням поглинання рідини пластом 513

Математична модель процесу протискування рідини у

свердловині 514

Математична модель процесу збудження припливу

рідини у свердловину 521

Основи методики проектування процесу пуску

свердловини в роботу газліфтним способом 524

Протискування рівня рідини у свердловині газорідинною

сумішшю 554

7.9.9 Освоєння водонагнітальних свердловин після ремонтно- 556 ізоляційних робіт

8 ОЦІНКА ДОЦІЛЬНОСТІ ТА ЕФЕКТИВНОСТІ РЕМОНТНО-

ІЗОЛЯЦІЙНИХ РОБІТ У НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИНАХ 558

8Л Методи оцінки технологічної ефективності локального

обмеження припливу води і регулювання профілю приймальності 558

8.2 Методика підрахунку технологічної ефективності від

впровадження організаційно-технічних заходів 564

8.3 Оцінка ефективності технології створення міжсвердловинних

потоковідхилювальних бар’єрів 568

8.4 Методики оцінки економічної доцільності водоізоляційних

робіт 570

8.5 Методика визначення економічної ефективності ремонтно-

ізоляційних робіт 572

8.6 Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт із

інтенсифікації видобування вуглеводнів 574

8.7 Методика підрахунку прибутку від вдосконалення технології і

техніки капітального ремонту свердловин 576

9 ЕКОЛОГО-ПРИРОДООХОРОННІ ЗАХОДИ І ТЕХНІКА

БЕЗПЕКИ ПРИ ВИКОНАННІ РЕМОНТНО-ІЗОЛЯЦІЙНИХ РОБІТ 578

9.1 Забруднювання довкілля в системі видобування нафти і газу 578

9. /. 1 Джерела забруднення 578

9.1.2 Контроль за забрудненням довкілля 580

9.2 По кежо- і вибухонебезпечність при роботі з хімреагентами 582

9.3 Діяння шкідливих речовин на організм людини і тварин 585

9.3.1 Характеристика шкідливих речовин 585

9.3.2 Перша допомога при гострих отруєннях хімреагентами 587

Концентровані кислоти 587
Пара азотної кислоти 588

їдкі луги 589

Бензин, бензол і його гомологи 590

Сірководень 590

9.4 Засоби індивідуального захисту 591

9.5 Безпечне виконання робіт на свердловинах 595

9.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і

завершальних робіт 598

9.6.1 Виконання вантажно-розвантажувальних робіт і

транспортування обладнання 598

9.6.2 Виконання підготовчих робіт біля свердловини та

експлуатація обладнання 604

9.6.3 Виконання промислово-геофізичних і вибухових робіт 614

9.6.4 Освоєння свердловин 4 616

9.7 Безпечна робота із тампонажними матеріалами і

хімреагентами 618

Тампонажні цементи 618

Хімреагенти 620

Тампонажні суміші на основі смоли ТС-10 622

Кремнійорганічні продукти 623

Пом ’якшувач 624

Структуроутворювач 625

Полістирол 625

Кополімери СФД і СТД 626

Поліетилен 626

Алкілована сірчана кислота 626

Піна 631

9.8 Утилізація відходів нафтопродуктів і хімреагентів 634

Список літератури 636

Висвітлено в широкому аспекті проблему обводнення свердловин, способи ізоляції та обмеження припливу пластової води (контурної, підошовної, верхньої, середньої, нижньої) в нафтові, газові і газоконденсатні свердловини, характеристики тампонажних матеріалів (на основі полімерів, смол, цементу, суспензій тощо) та їх вибір для конкретних умов здійснення ізоляції і регулювання припливу води із пористих і тріщинуватих колекторів діянням локально на привибійні зони і регіонально на міжсвердловинні зони пласта, наукові основи і способи створення потоковідхилювальних (потокоскеровувальних) бар’єрів у глибині пласта, технології ремонтно-ізоляційних і ремонтно-відновлювальних робіт із використанням різних тампонажних матеріалів, особливості експлуатації обводнених нафтових і газових свердловин, а також оцінку технологічної та економічної ефективності робіт і еколого-природоохоронні заходи та техніку безпеки.
У третьому томі розглянуто технологічні особливості експлуатації й інтенсифікації режимів роботи свердловин за наявності води в продукції, проектування та оптимізації роботи фонтанних, газліфтних, штанговонасосних, електровідцентровонасосних і газових свердловин, математичні моделі руху газоводонафтових, газорідинних та водонафтових сумішей у свердловинах, розрахунки характеристик нафти, газу і пластової води, а також питання освоєння і пуску свердловин в експлуатацію, оцінки ефективності водоізоляційних робіт, еколо-го-природоохоронних заходів і техніки безпеки. У книзі 1 подано 172 розв’язки основних задач і комп’ютерні програми для розрахунків.
Для інженерно-технічних і наукових працівників нафтової і газової промисловості, а також студентів та аспірантів вищих навчальних закладів нафтогазового профілю.