10.2.1. Расчет продолжительности свабирования скважины

Исходные данные для расчета:

1. Проектная глубина снижения уровня нефти - 800 м;

2. Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;

3. Диаметр НКТ - 73 мм;

4. Ожидаемый дебит скважины - 8,4 м³/сут.;

5. Длина интервала перфорации - h=6 м;

6. Утечка жидкости при подъеме сваба - 50%;

7. Пористость пласта - п=0,25;

8. Глубина спуска сваба ниже уровня - 300 м;

9. Нормы времени СПО сваба по интервалам:

0-400 м - t₁=0,31 часа;

401-800 м - t₂=0,57 часа;

10. Площадь сечения канала:

- НКТ  73 - f_нкт=0,00300 м²;

- БТС  168 мм - f_обс=0,01829 м²;

11.Радиус прискважинной зоны пласта для расчета - R= 1,0 м.

объема жидкости

Расчет продолжительности свабирования

1. Объем извлекаемой жидкости за один спуск-подъем на 300м с учетом 50% (0,5) утечек:

q = 300 х f_нкт х 0,5 = 0,45 м³

2. Объем жидкости, которую необходимо извлекать в первом этапе (снижение уровня до 800м в колонне  168 мм ):

V₁ = 800 х f_обс = 14,6 м³

в том числе с интервала: 0-400 м - 7,3 м³

401-800 м - 7,3 м³

3. Объем жидкости, которую необходимо извлекать во втором этапе (приток с пласта радиусом 1,0 м):

V₂ = 0,785 х Д² х h х п = 0,785 х 2,0² х6 х 0,25 = 4,7 м³

4. Количество спуско-подъемов сваба в первом этапе:

V₁ 14,6

п₁ = ----- = ------- = 32,4 раза = 32 раз

q 0,45

в том числе в интервале: 0-400 м - 16 раз (7,3/0,45=16,2)

401-800 м - 16 раз (7,3/0,45=16,2)

5. Определение времени свабирования в первом этапе:

Т₁+Т₂+Т₃ = 16х0,31 + 16х0,57 = 4,96+9,12 = 14,08 час.

6. Количество спуско-подъемов сваба на втором этапе:

V₂ 4,7

п₂ = ----- = ------- = 10,4 = 10 раз

q 0,45

При этом все спуски сваба на глубину 800 м.

7. Время свабирования на втором этапе:

Т₂ = 10,4 х 0,57 = 5,93 час.

С учетом подготовительно-заключительных работ геофизической партии на скважине 2 часа и времени на сборку и разборку сваба 0,8 часа общее время вызова притока из пласта составит:

Т_общ = 2,0+0,8+14,08+5,93 = 22,09 час. (0,92 сут.)

Результаты расчетов времени свабирования приведены в таблице 10.2.

10.3. Интенсификация притока Гидроразрыв пласта (грп) (справочно)

Выбор метода и технологии интенсификации притока нефти и времени её проведения (до или после вызов притока) производится геологическими службами нефтедобывающего предприятия по результатам геофизических, гидродинамических и пр.исследований.

Заданием на проектирование (п.25 задания на проектирование - Приложение 1 к проекту) в качестве способа интенсификации предусматривается гидроразрыв пласта (ГРП), который будет проводиться специализированной субподрядной компанией по плану работ, согласованному и утверждённому в установленном порядке. Оплата работ при этом производится по ИСР [1], поэтому данный подраздел проекта приводится справочно.

Работы по проведению гидроразрыва пласта (ГРП) как метода интенсификации притока нефти проводятся в соответствии с “Инструкцией…” РД 39-0147035-236-89, М., 1990 [82], требованиями Правил [4] и других справочных и руководящих документов [79,83,84].