Определить дебит дренажной галереи скважин при следующих условиях

Обновлено: 04.07.2024

Задачи ПМГ_3

Методические указания предназначены для студентов заочного и очного обучения по специальностям 08.05.00 и 09.06.00, выполняющих практические работы по курсу "Подземная гидродинамика", и включают основные теоретические понятия, расчетные зависимости, решение типовых задач и задачи для самостоятельного решения.

Указания составлены с учетом требований, предусмотренных программой курса "Подземная гидродинамика".

Одномерным называется поток, в котором параметры являются функцией только одной пространственной координаты, направленной по линии тока. К одномерным потокам относятся:

прямолинейно-параллельный;

плоскорадиальный;

радиально-сферический.

При условии вытеснения флюида из пласта или его нагнетания в пласт через галерею или скважину условимся принимать за координату произвольной точки пласта расстояние r до этой точки от:

галереи ( для прямолинейно- параллельного потока);

центра контура скважины в основной плоскости (плоскости подошвы пласта) фильтрации (для плоско-радиального потока);

центра полусферического забоя скважины (для сферически-радиального потока).

1.1. Обозначения и размерности

- скорость фильтрации – u – м/с (СИ), см/с (техническая);

- пористость - m - доли единиц или проценты;

- проницаемость – k – м 2 , мкм 2 (СИ), д (дарси) (техническая);

- динамическая вязкость -  - Па . с(кг/м . с) (СИ), спз (10 -2 пз=10 -2 г/см . с) (техническая);

- кинематическая вязкость - =/ - м 2 /с (СИ), сст (10 -2 ст=10 -2 см 2 /с) (техническая);

- давление – р – Па (СИ), ат (техническая);

- плотность -  - кг/м 3 (СИ), кГ . с 2 /м 4 (техническая);

- удельный вес -  - кг/м 2. с 2 (СИ), кГ/м 3 (техническая); - объемный дебит – Q=uF-м 3 /с (СИ), см 3 /с (техн.);

- массовый дебит –G=Q – кг/с (СИ), кГ/с (техн)

1д  1мкм 2 =10 -12 м 2 ; 1 Па  10 -5 ат; 1 Па . с  10 3 спз; 1 м 2 /с = 10 6 сст.

1.2. Прямолинейно параллельный поток

изменение потенциальной функции

1

индикаторная зависимость (уравнение притока)

2

изменение градиента потенциала

. 3

1.3. Плоско-радиальный поток

изменение потенциальной функции

где ; 4

индикаторная зависимость (уравнение притока)

5

изменение градиента потенциала

. 6

Индикаторная зависимость по закону Краснопольского для несжимаемой жидкости и пористого пласта

индикаторная зависимость при двухчленном законе сопротивления

Здесь по Е.М. Минскому

1.4. Радиально-сферическое течение

изменение потенциальной функции

7

индикаторная зависимость (уравнение притока)

8

изменение градиента потенциала

. 9

Для всех видов течения

1.6. Выражения для потенциалов

Несжимаемая жидкость и недеформируемый (пористый) пласт

.

Несжимаемая жидкость и трещиноватый (деформируемый) пласт

.

Упругая жидкость и недеформируемый пласт

.

Совершенный газ и недеформируемый пласт

 = _cт р/ р_ст.

.

Реальный газ и недеформируемый пласт

р=z R T . или ,

, (3.17)

где .

При практического вычисления интеграла f(p) - z = (z_c+z_r) / 2;  = ( _c+ _к) / 2.

.

Прямолинейно-параллельное течение

Определить объемный дебит дренажной галереи шириной В == 100 м,

если мощность пласта h = 10 м, расстояние до контура питания L==10 км, проницаемость пласта k=l дарси, динамический коэффициент вязкости =1 сп, давление на контуре питания р_к=100 ат и давление в галерее р_с= 75 ат. Движение жидкости напорное по закону Дарси.

Определить величину коэффициента проницаемости (в различных системах единиц) для случая прямолинейно-параллельного установившегося движения однородной жидкости в пористом пласте по закону Дарси.

Исходные данные: гидравлический уклон Н= 0,03, ширина галереи В= 500 м, мощность пласта h= 6 м, удельный вес жидко = 850 кГ/м 3 , абсолютная вязкость = 5 спз и дебит галеpeи Q=30 м 3 /сут.

Плоско-радиальное течение

Определить дебит нефтяной скважины (в т/сут) в случае установившейся плоско-радиальной фильтрации жидкости по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания р_к= 100 ат, давление на забое скважины р_с= 75am, проницаемость пласта k=500 мд, мощность пласта h=15м, диаметр скважины D_c=24,8 см, радиус контура питания r_к=10 км, динамический коэффициент вязкости жидкости = 6 спз и удельный вес =850 кГ/м 3

Определить давление на расстоянии 10 и 100 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по линейному закону фильтрации, считая, что проницаемость пласта k= 0,5 дарси, мощность пласта h=l0 м, давление на забое скважины р_с=80 am, радиус скважины r_c= 12,4 см, коэффициент вязкости нефти .=4 спз, удельный вес нефти =0,870 т/м 3 и весовой дебит скважины G=200т/сут.

Определить значение коэффициента гидропроводности пласта по данным о коэффициенте продуктивности скважины. Известно, что фильтрация происходит по закону Дарси, коэффициент продуктивности =18т/(сут ат), среднее расстояние между скважинами 2= 1400 м, удельный вес нефти =925 кГ/м 3 , радиус скважины r_c= 0,1 м.

Определить средневзвешенное по объему пластовое давление, ecли известно, что давление на контуре питания р_к= 100 ат, давление на забое возмущающей скважины р_с=80 am, расстояние до контура питания r_к=25 км, радиус скважины r_c= 10 см, В пласте имеет место установившаяся плоско-радиальное движение несжимаемой жидкости по закону Дарси

Определить время отбора нефти из призабойной зоны радиуса r₀= 100 м, если мощность пласта h-=10 м, пористость пласта m=20%, весовой дебит нефти G=40 т/сут, плотность нефти = 920 кг/м 3 .

Определить, время t, за которое частица жидкости подойдет к стенке скважины с расстояния r₀=200 м, проницаемость пласта k=1 дарси, вязкость нефти =5спз, депрессия во всем пласте радиусом R=1 км составляет р=10ат, мощность пласта h = 10 м, пористость пласта m = 15%, радиус скважины r_c= 10 см.

Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.

1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Назначение, конструкции колонных головок.

3. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.

4. Оборудование устья газлифтных скважин.

5. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

2. Назначение, типы, основные характеристики НКТ.

3. Подъем жидкости (фонтанирование) за счет гидростатического напора (давления). Баланс давлений в скважине.

4. Принцип работы газлифта.

5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Краткая история развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.

2. Перфорация, виды и требования, предъявляемые к перфорации.

3. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа. Условие газлифтного фонтанирования.

4. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.

2. Назначение, выбор, устройство забойных фильтров.

3. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.

4. Пуск газлифтной скважины в работу.

5. Уравновешивание СК.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Производительность скважины. Формулы дебитов нефтяных и газовых скважин. Факторы, влияющие на производительность.

2. Понятие об освоении скважин. Схема, сущность освоения промывкой, применяемое оборудование.

3. Определение длины и диаметра фонтанного лифта. Выбор материала труб.

4. Технологическая схема компрессорного газлифта.

5. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

2. Техника и технология освоения скважины продавкой газом (компрессорный способ).

3. Методы снижения пусковых давлений.

4. Производительность ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.

5. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.

2. Схема, сущность освоения скважины аэрацией. Применение пен.

3. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.

4. Пуск газлифтной скважины, оборудованной пусковыми клапанами.

5. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса (УСШН).

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Требования, предъявляемые к вскрытию пласта, методы вскрытия.

2. Назначение и оборудование скважин.

4. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

5. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Конструкция, оборудование, выбор забоев скважин.

2. Вскрытие продуктивных пластов.

3. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

4. Газлифтные клапаны: классификация, основные характеристики, принципиальное устройство.

5. Устройство, работа, основные характеристики, выбор станков-качалок.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Вызов притока нефти свабированием (поршневанием).

2. Оборудование забоев скважин.

3. Регулирование работы фонтанной скважины. Штуцеры, их конструкция, выбор.

4. Установка и замена сменных клапанов, применяемое оборудование и инструмент.

5. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при освоении скважин.

2. Установление технологического режима работы фонтанной скважины. Регулировочные кривые.

3. Принцип расчета установки пусковых клапанов.

4. Конструкция, основные характеристики, условия работы, выбор насосных штанг.

5. Динамометрирование ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Охрана недр и окружающей среды при освоении.

2. Методы борьбы с отложениями парафина при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Особенности исследования газлифтных скважин. Установление режима работы скважины по результатам исследования.

4. Выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ.

5. Конструкция, основные характеристики, условия работы насосных штанг.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Меры безопасности при эксплуатации и освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

2. Техника и технология исследования фонтанных скважин.

3. Расчет газлифта: определение диаметра и длины лифта, расхода газа.

4. Устройство, типы, область применения, характеристики невставных штанговых насосов.

5. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.

2. Расчетные формулы А.П.Крылова.

3. Методы борьбы с отложениями парафина и солей при газлифтной эксплуатации.

4. Автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными ШСНУ.

5. Устройство, типы, область применения, характеристики вставных штанговых насосов.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Назначение и оборудование скважин.

2. Методы борьбы с отложениями солей и коррозией при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Внутрискважинный газлифт.

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ.

5. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.

2. Автоматизация фонтанных скважин.

3. Область применения и принцип работы газлифта.

4. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.

5. Устройство, работа, основные характеристики, размерный ряд, выбор станков-качалок.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Оборудование забоев скважин.

2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Разновидности газлифта, их технологические схемы.

4. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

5. Уравновешивание СК.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Вскрытие продуктивных пластов.

2. Обслуживание и наблюдение за работой фонтанной скважины.

3. Подготовка и распределение газа при газлифтной эксплуатации.

4. Оборудование устья насосных скважин.

5. Динамометрирование ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.

2. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.

3. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

4. Производительность ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.

5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Условие притока нефти в скважину.

2. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

3. Периодическая газлифтная эксплуатация, конструкции газлифта для периодической эксплуатации.

4. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса ШСНУ.

5. Устройство, типы, характеристики, область применения вставных штанговых насосов.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

2. Техника и технология освоения скважин продавкой газом (компрессорный способ).

3. Автоматизация фонтанных скважин.

4. Сходство и отличие компрессорного, бескомпрессорного и внутрискважинного газлифтов.

5. Основные узлы насоса НСВ-1, принцип его действия.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Способы вызова притока жидкости.

3. Назначение воздушного манифольда, принцип его работы.

5. Основные узлы насоса НСН-1, принцип его работы.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Назначение колонной головки. Составные части колонной головки простейшей конструкции.

2. Освоение скважины методом аэрации с помощью воздушного манифольда.

3. Функции и составные части фонтанной арматуры.

4. Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти.

5. Основные узлы станка-качалки. Принцип работы СК.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Причины загрязнения призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта.

2. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока.

3. Внутрискважинное оборудование, применяемое для предупреждения открытого фонтанирования.

4. Пусковое давление. Методы снижения пускового давления при газлифтной эксплуатации скважин.

5. Канатная подвеска: назначение, элементы конструкции.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.

2. Требования, предъявляемые к вскрытию нефтяных и газовых пластов.

3. Последовательность расчета фонтанного подъемника.

4. Оборудование устья газлифтных скважин.

5. Выбор электродвигателя станка-качалки.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.

2. Охрана недр и окружающей среды при освоении.

3. Охарактеризуйте процесс отложений парафина и методы борьбы с ними.

4. Спуск и подъем съемных клапанов при газлифтной эксплуатации, применяемый инструмент.

5. Назначение, виды насосных штанг.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Меры безопасности при освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

2. Типы скважин по назначению.

3. Условие артезианского фонтанирования. Графическая интерпретация артезианского фонтанирования.

4. Основные расчеты по определению конструкции и режимных параметров работы газлифтных подъемников.

5. Причины отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока. Действительная длина хода плунжера.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.

2. Особенности освоения нагнетательных скважин.

3. Подъем жидкости за счет гидростатического напора.

4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах.

5. Методика выбора ШСНУ и режима откачки с использованием кривых распределения давления в скважине.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при освоении.

2. Основные элементы конструкции скважины, их назначение.

3. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.

4. Методы борьбы с образованием песчаных пробок при газлифтной эксплуатации.

5. Исследование работы насосных скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

1. Освоение добывающих и нагнетательных скважин с помощью скважинных насосов.

2. Эффективный газовый фактор. Условие газлифтного фонтанирования его графическая интерпретация.

3. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа.

4. Внутрискважинный газлифт.

5. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.

Коэффициент совершенства скважины можно определить по методу В. И. Щурова или путем нахождения приведенного радиуса скважины по результатам исследования ее методом восстановления забойного давления.

При методе В. И. Щурова в формулу Дюпюи вводится безразмерная величина С, учитывающая увеличение фильтрационных сопротивлений, которые дополнительно возникают вследствие несовершенства вскрытия пласта.

Дебит скважины Q определяется по формуле:

где k – проницаемость пласта, м 2 ;

h – эффективная мощность пласта, м;

R_к – радиус контура питания, м;

r_с – радиус скважины по долоту, м;

С – коэффициент несовершенства вскрытия пласта.

Величина С складывается из двух величин:

где С₁ – учитывает несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, которое зависит от диаметра, длины и числа перфорационных отверстий на 1 м фильтра;

С₂ – несовершенство скважины по степени вскрытия, которое зависти от относительной вскрытой мощности пласта.

Для определения С₁ необходимо иметь следующие данные.

1. Число отверстий на 1 м фильтра:

где N – общее число отверстий;

h – общая вскрытая мощность пласта, м.

2. Произведение числа отверстий n на диаметр скважины по долоту D, м.

1. Отношение вскрытой мощности пласта z к полной его мощности h в % :

2. Отношение полной мощности пласта к диаметру скважины:

Рис.1 График для определения Рис.2 График для определения

коэффициента несовершенства коэффициента несовершенства

скважин по качеству вскрытия скважины по степени вскрытия С₂.

С₁ для l = 0,1.

4 – 0,06; 5 – 0,07; 6 – 0,08; 7 – 0,09.

Продолжение таблицы 3

Для определения приведенного радиуса скважины воспользуемся графиком (рис. 3) и формулой (1.9):

По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического совершенства скважины равен:

Рис. 3 График для определения приведенного

радиуса совершенной скважины

Определить высоту столба нефти в межтрубном пространстве фонтанных скважин, при условии, что Р_заб < Р_нас. Данные приведены в таблице 6.

В фонтанных скважинах при Р_заб < Р_нас газ попадает в межтрубное пространство, где находится под давлением, часто близким к давлению у башмака Р_баш. В таких случаях столб нефти в межтрубном пространстве постепенно оттесняется до башмака. Если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, то забойное давление можно определить по формуле:

При негерметичности подъемных труб (плохое свинчивание, трещины, растяжение резьбового соединения при большом весе труб и т. д.) газ частично проникает из межтрубного пространства в подъемные трубы. Этот газ совершает меньшую работу, чем газ, поступающий в подъемник через башмак.

При установившемся движении нефти в подъемных трубах давление у башмака подъемника уравновешивается в межтрубном пространстве суммой давления на устье Р_м и давлений от веса столба газа h_г и столба нефти h_н. В этом случае забойное давление можно определить по формуле в Па:

Определив Р_баш глубинным манометром, можно приближенно найти высоту столбов газа h_г и нефти h_н в межтрубном пространстве.

По формуле (2.2), преобразуя ее, найдем графическим методом высоту столба газа в межтрубном пространстве скважины.

Для проверки необходимо подставить найденное графическим путем значение h_г в исходную формулу (2.2). Если получаем тождество, где правая и левая части равны, то значение h_г найдено верно и можно определить высоту столба нефти в межтрубном пространстве:

Определить по конечным и начальным условиям фонтанирования скважины оптимальный диаметр и максимальную глубину спуска подъемных труб. Исходные данные приведены в таблице 7.

При расчете диаметра фонтанных труб нужно стремится к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирования.

Для этого находим оптимальный диаметр подъемника в мм по конечным условиям фонтанирования скважины по формуле А. П. Крылова:

После вычисления расчетного значения диаметра фонтанного подъемника необходимо принять ближайший меньший стандартный внутренний диаметр НКТ по таблице 8.

Таблица 8 - Характеристика НКТ (ГОСТ 3845 – 75)

Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность по формуле:

где Р_1н – абсолютное начальное забойное давление, Па; Р_2н – давление на устье скважины в начале фонтанирования, Па. Его можно определить из выражения:

где G_н – начальный газовый фактор, м 3 /т.

Для облегчения нахождения Р_2н можно воспользоваться графиком (рис.4), предварительно определив значение абсциссы.

Если найденная максимальная пропускная способность подъемника больше начального дебита скважины, то необходимо определить диаметр подъемника по начальным условиям фонтанирования скважины из расчета его работы на максимальном режиме, используя формулу:

Аналогичным способом, как было выполнено выше, определяем ближайший меньший стандартный внутренний диаметр НКТ по таблице 1.

Далее определяем возможность спуска фонтанных труб найденного диаметра в эксплуатационную колонну из условия:

Продолжение таблицы 7

Рассчитать компрессорный подъемник (т. е. определить его диаметр, длину, потребный расход газа) по А. П. Крылову для скважины, работающей с ограниченным отбором жидкости. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет. Данные приведены в таблице 9.

Допускаемый отбор нефти (дебит скважины):

Забойное давление при данном дебите:

Так как забойное давление выше, чем рабочее, и поступления песка в скважину нет, длина подъемника будет определяться не глубиной скважины, а располагаемым рабочим давлением по формуле:

где Р_баш – давление у башмака подъемных труб, Па.

Принимая потери напора при движении газа от компрессора до башмака труб (по опытным данным) равными 0,4, получим:

Далее определяется длина подъемника по формуле (3).

Диаметр подъемника при работе на режиме Q_опт поределяетяс по формуле А. П, Крылова:

После определения расчетного значения диаметра подъемника, необходимо принять ближайший стандартный внутренний диаметр (табл. 3).

Оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) определяется по формуле:

Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа составит:

Суточный расход газа будет:

Для ускорения и облегчения расчетов определим, используя те же исходные данные, диаметр подъемных труб и удельный расход газа по номограмме А. П. Крылова (рис. 5). Для этого необходимо определить приведенный динамический уровень по формуле:

Рис. 5 Номограмма А. П. Крылова для расчета компрессорного подъемника

На рис. 1 показан пример определения диаметра подъемника и удельного расхода газа при Q_доп = 96 т/сут, h_пр = 22,5 %, Р_баш = 2,45 МПа, h₀ = 906 м и d = 73 мм.

Для определения диаметра подъемника на номограмме от точки, соответствующей проценту погружения подъемных труб h_пр на оси ординат первого квадранта восставим перпендикуляр вправо. А из точки, соответствующей дебиту скважины Q_доп на оси абсцисс этого же квадранта – вверх. Пересечение этих линий определит диаметр подъемника в условиях оптимального режима.

Для определения удельного расхода газа R_пол из точки, соответствующей проценту погружения подъемных труб h_пр на оси ординат первого квадранта восставим перпендикуляр влево до пересечения с линией, соответствующей давлению у башмака подъемных труб Р_баш во втором квадранте, после чего восставим перпендикуляр до пересечения с линией, соответствующей приведенному динамическому уровню h₀. От точки пересечения восставим перпендикуляр вправо до линии, соответствующей условному диаметру труб d в четвертом квадранте и, наконец, восставим перпендикуляр вверх до пересечения с осью абсцисс, на которой находим удельный расход газа R_пол .

X. ДВИЖЕНИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

При проектировании разработки нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима, когда нефть вытесняется в скважины напором краевых вод, необходимо учесть стягива­ние контура нефтеносности.

С вытеснением нефти водой приходится встречаться и при расчетах деформации водонефтяного контакта. Аналогичные задачи возникают и при эксплуатации газовых месторождении с краевой или подошвенной водой.

Предполагается, что вытеснение «поршневое» и граница раз­дела двух жидкостей является некоторой поверхностью. При решении задач о вытеснении учитывается различие в вязкостях нефти и воды. Плотности нефти и воды считаются одинако­выми. Это дает возможность рассматривать границу раздела двух жидкостей вертикальной. В общем случае на границе раз­дела двух жидкостей с различными физическими свойствами

происходит преломление ли­ний тока. Учет этого пре­ломления и составляет глав­ную трудность в точном реше­нии задачи о вытеснении неф­ти водой (или газа водой). Линии тока не преломляются при прямолинейно-поступа­тельном и радиальном движе­ниях, когда в начальный мо­мент времени они перпендику­лярны границе раздела. В этих случаях получены точные решения, в которых жидкости (нефть, вода) принимаются несжимаемыми, пласт — гори­зонтальным, режим пласта — водонапорным, фильтрация — происходящей по линейному закону.

При прямолинейном движении границы раздела (рис. 66), когда в начальном положении она параллельна галерее, в пласте с постоянными мощностью, пористостью и проницае­мостью формула для дебита галереи имеет вид

где l - длина пласта; s — расстояние от контура питания до водонефтяного контакта.

Из приведенной формулы видно, что дебит нефти при задан­ных постоянных значениях р_н и р_гвозрастает при продвижении границы раздела, если m_н>m_в.

Время вытеснения нефти водой в случае прямолинейно-поступательного движения границы раздела подсчитывается по формуле

где s₀ — координата, определяющая положение границы раз­дела в начальный момент времени.

Чтобы найти время полного вытеснения нефти, нужно в фор­муле (Х.2) положить s = l.

Аналогичная картина наблюдается и в условиях плоскорадиальной фильтрации (рис. 67). В этом случае дебит оп­ределяется по формуле

где r — координата, определя­ющая положение границы раз­дела нефть — вода в момент t.

Время радиального перемещения границы от начального по­ложения r = r_o (при t = 0) до r находится по формуле

Различие вязкости нефти и воды существенно влияет как на время извлечения нефти (газа) из пласта, так и на характер продвижения контура водоносности.

Допустим, что первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте А В не параллельно галерее (рис. 68). Для решения задачи о продвижении водонефтяного контакта в ука­занных условиях используют приближенный метод «полосок», предложенный В. Н. Щелкачeвым. Рассматривается послойное движение частиц. Выделяют несколько узких полосок, и в пре­делах каждой полоски рассматривают вытеснение как поршне­вое с контуром водоносности, параллельным галерее. При усло­вии m_н > m_в скорость точки В больше, чем скорость точки А, отсюда можно сделать вывод, что скорость движения «водяного языка» в наиболее вытянутой точке по мере его движения к галерее (или прямолинейной цепочке скважин) растет быст­рее, чем скорость его основания и остальной части контура водо­носности.

§ 2. Конус подошвенной воды. Определение предельного безводного дебита скважины

При отборе нефти (газа) из гидродинамически несовершен­ной по степени вскрытия скважины в пласте с подошвенной во­дой происходит деформация границы водонефтяного контакта. Образующееся повышение уровня воды называется конусом подошвенной воды (рис. 69). При увеличении дебита конус под­нимается, и при некотором предельном значении Q = Q_пред про­исходит прорыв подошвенной воды в скважину. Условием ста­бильности конуса является равенство градиента давления на вершине конуса удельному весу воды:

Методы расчета предельных безводных дебитов были пред­ложены И. А. Чарным, II. Ф. Ивановым, Н. С. Пискуновым, Д. А. Эфросом, Г. Дж. Мейером, О. А. Гайдаром и др.

Н. А. Чариый, сопоставляя движение нефти при наличии

конуса подошвенной поды с напорным равнодебитным движе­нием нефти в пласте постоянной мощности h(R_о)=h_о и исполь­зуя условие стабильности конуса (Х.5), получил формулу для верхнего значения предельного безводного дебита в однородно-анизотропном пласте, в каждой точке которого значение коэф­фициента проницаемости в горизонтальном направлении k_гор резко отличается от значения коэффициента проницаемости в вертикальном направлении k_нерт, в виде:

где = b/h_о; q( ) —безразмерный дебит.

Кривые q( ) для различных значений r = R₀/xh₀ показаны на рис. 70. Здесь х = - коэффициент, учитывающий анизотропию пласта.

На рис. 70 приведены также графики для расчета высоты подъема конуса у_мах, соответствующей Q₁.

Рассматривая предельный случай, в котором вершина водя­ного конуса находится у забоя скважины, П. Ф. Иванов вывел приближенную формулу для предельного безводного дебита скважины, аналогичную формуле (VI.5) дебита скважины при безнапорном движении

В полосообразном пласте имеет место поршневое вытесне­ние нефти водой. Первоначальная граница раздела вертикальна и параллельна галерее. Длина пласта L_к = 5 км, длина зоны, занятой нефтью в начальный момент, — 1 км. Динамические коэффициенты вязкости нефти m_н = 4 сП, воды m_в = 1 сП. Найти отношение дебита галереи в начальный момент эксплуатации и дебита той же галереи, когда весь пласт заполнен нефтью. Определить отношение времени вытеснения нефти водой и нефти нефтью.

Определить время продвижения нефти от контура водонос­ности до скважины в случае плоскорадиального движения по закону Дарси и сопоставить его со временем прохождения того же пути водой. Определить дебит скважины в начальный мо­мент времени и в момент обводнения. Расстояние до контура питания R_к = 10 км, первоначальный радиус водонефтяного контакта r_о = 450 м, мощность пласта h = 10 м, пористость пласта m = 20%, коэффициент проницаемости пласта k = 0,2 Д, коэф­фициенты вязкости нефти m_н = 5 мПа×с, воды m_в = l мПа×с, давление на контуре питания р_к=9,8 МПа (100 кгс/см 2 ), дав­ление на забое скважины р_с = б,86 МПа (70 кгс/см 2 ), радиус скважины r_с = 0,1 м.

Ответ:Т = 46,2 лет; Т_в = 12,5 лет; Q_нач = 72,2 м 3 /сут; Q_кон = 283 м 3 /сут.

Положение водонефтяного контакта в пористом пласте, изображенном в плане на рис. 71, в начальный момент времени показано линией ab, не параллельной галерее. Найти скорость фильтрации в точках а и b.

Определить положение точки а, когда точка b достигнет галереи. Расстояние от галереи до контура питания L_к =10 км, расстояние от контура питания до точки а рав­но х_а = 9200 м, расстояние до точки b x_b = 9500 м, коэффи­циенты вязкости нефти m_н = 6 сП, воды m_в = 1 сП, коэффициент проницаемости пласта k = 1Д, коэффициент пористости пласта т = 20%, давление на контуре питания р_к = 9,8 МПа (100 кгс/см 2 ), давление на забое галереи р_г= 6,86 МПа (70 кгс/см 2 ).

Решение.Задачу будем решать приближенным методом по­лосок, предложенным В. Н. Щелкачевым. Выделим впласте две узкие полоски в окрестностях то­чек а и b и будем считать, что в каждой из них граница раздела нефть — вода вертикальна и па­раллельна галерее. В каждой по­лоске перемещение границы раз­дела будем рассчитывать по фор­мулам для поршневого прямоли­нейно-параллельного вытесне­ния.

Найдем скорости фильтрации в точках а и b.

Определим время, за которое точка b достигнет галереи:

Найдем положение точки а, когда точка b достигнет галереи:

т. е. точка а будет отстоять от галереи на 360 м и граница раз­дела нефть—вода примет положение a'b'.

Определить предельный безводный дебит скважины, вскрыв­шей нефтяной пласт с подошвенной водой, если R_к = 200 м, радиус скважины r_с= 10 см, нефтенасыщенная мощность пласта h_o =12 м, разность плотностей воды и нефти r_в — r_н = 0,398 г/см 3 , динамический коэффициент вязкости нефти m_н = 2,54 сП. Пласт считать однородным по проницаемости (х = 1), k = 1 Д.

Задачу решить по формуле Н. Ф. Иванова и по методу, пред­ложенному И. А. Чарным при мощности вскрытой части пласта b, равной 6 м и 2 м.

Решение.Определим предельный безводный дебит по при­ближенной формуле Н. Ф.Иванова

1)

По графикам И. А. Чарного (см. рис. 70) найдем (r, h) = Q_пр/Q₀, где

q(16.6; 05) = 0.097, откуда Q_пр = 0,097×123 = 11,95 м 3 /сут

2)

q(16.6; 0,166) – 0,14, Q_пр=0,14×123 = 17,2 м 3 /сут

Как видно из расчетов, формула II. Ф. Иванова дает резко заниженный предельный безводный дебит по сравнению с пре­дельным безводным дебитом по методу И. А. Чарного.

По данным предыдущей задачи определить высоту подъема конуса подошвенной воды по методу И. А. Чарного.

Решение.

1.Определим по графикам И. А. Чарного h_max = y_max/(h_o—b> в зависимости от р = R₀/xh₀ = 16,6 и

h_max = 0,81, откуда высота подъема вершины конуса

2)h_max(16,6; 0,167) = 0,7,

Определить предельно допустимую депрессию при отборе нефти из скважины, вскрывающей пласт с подошвенной водой на глубину b = 12,5 м. Мощность нефтеносной части пласта в от­далении от скважины h_о = 50 м, проницаемость пласта k = 0,5Д, плотность воды r_в = 1 г/см 3 , плотность нефти r_н = 0,7 г/см 3 , дина­мический коэффициент вязкости нефти m_н = 2 сП, расстояние до контура питания R_к = 200м, диаметр скважины d_c = 21,9 см, пласт считать изотропным (х = k_гор/k_верт = 1).

Решение.По методу И. А. Чарного определим приближенное значение предельного безводного дебита нефти

По графику зависимости q от р и (см. рис. 70) при значе­нии р = 4 и = 0,25 получаем

q(0.25; 4) = 0,173

Предельно допустимую депрессию найдем из решения Маскета о притоке к скважине гидродинамически несовершенной по степени вскрытия

здесь значение функции (0,25) = 4,6 (см. рис. 34).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Где Q – дебит скважины; k – размерный коэффициент пропорциональности; n – показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации).

При n = 1 выражение записывается так:

Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи

Где k – проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h – толщина пласта (работающая), м; µ_нп – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; r_пр – приведенный радиус скважины, м; R_к – радиус контура питания, м.

Из сопоставления (62) и (63) получаем

Где b_н – объемный коэффициент нефти; ρ_нп – плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 .

В соответствии с (64) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:

Задача 10. Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения, для следующих условий:

Проницаемость призабойной зоны 0,25 мкм 2 ; толщина пласта 5м, плотность нефти в пластовых условиях 805 кг/м 3 , вязкость нефти в пластовых условиях 2 МПа с; плотность дегазированной нефти 862 кг/м 3 ; радиус контура питания 300м; приведенный радиус скважины 0,01 м; пластовое давление 25 МПа; газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти (объем газа приведен к стандартным условиям) ( )= 78,5 м 3 /м 3 ; давление насыщения при t = 20 0 C = 8,48 МПа; пластовая температура 82 0 С; содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях = = 0,622, а азота = = 0,027.

Решение. Прежде всего, рассчитываем по (41) объемный коэффициент нефти

= 1 + 3,05 10 -3 78,5= 1,24.

Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (21), переписав ее следующим образом:

Приводим заданное газосодержание пластовой нефти к размерностям в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (22):

Читайте также:

  
• Как поменять унитаз в квартире своими руками
  
• Kerama marazzi смесители высокие размеры
  
• Раковина quadro 60 размеры
  
• Водоснабжение из колодца на два дома
  
• Сборка душевой ширмы квадро