Расчёты в добыче нефти

Т а б л и ц а I I I .2 Изменение давления при снятии кривой восстановления давления

Начальная депрессия в пласте определяется по формуле Арн = Ap-f- l,115te—P*,

31

По двум точкам, взятым на прямолинейном отрезке этой кри­ вой (рис. Ш .2) определим

Для условий нашей задачи принимаем центробежный насос АЯП-З-ЗООхЮ (один рабочий и один запасной) с характеристи­

= 20 МПа. Гидравлические потери напора в наземном трубопро­ воде и в скважине составят менее 6 МПа (см. задачу 22). Следо­ вательно, для нагнетания воды в пласт общий напор в 20 МПа будет достаточным для преодоления пластового давления и гидра­ влических сопротивлений.

4. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ПЛАСТОВ

ВНАЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ И В СКВАЖИНЕ

Задача 22. Определить потери давления в наземном трубопро­ воде и в скважине при заводнении нефтяного пласта.

Исходные данные: длина наземного трубопровода L = 3000 м; диаметр трубопровода D = 0,15 м; глубина скважины Н = 1400; внутренний диаметр подъемных труб d = 0,076 м; количество

где X — коэффициент гидравлических сопротивлений; р — плот­ ность воды, кг/м3; L — длина трубопровода, м; d — диаметр трубопровода, м; v — скорость движения воды в трубопроводе

где Q — количество нагнетаемой воды, м3/сут.

1 М о з ж у х и н П. В. Эксплуатация сооружений и оборудования за­ контурного заводнения нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1955.

32

Скорость движения воды в наземном трубопроводе по фор­ муле (III.5) равна

v = 2000/0,785 ■0 ,152-86 400 = 1,31 м/с.

Для определения коэффициента гидравлических сопротивле­ ний X найдем значение Re

Re = vd/v = 1,31 -0,15/Ю"5 = 1970,

следовательно, режим движения ламинарный, поэтому

X= 64/Re - 64/1970 - 0,0325.

Потери напора на трение по формуле (II 1.4) составляют

Скорость движения воды в колонне диаметром 76 мм по фор­ муле (II1.5)

и = 2000/0,785-0,0762-86 400 = 5,1 м/с.

Число Рейнольдса

Re = vd/v = 5,1- 0,076/10 '5 = 38 700,

следовательно, режим движения турбулентный, поэтому

X = 0,3164/-j/Re = 0,3164/^38700 = 0,023.

Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определим по формуле (II 1.4)

Суммарные потери напора равны

р = 0 ,5 6 + 5,5 = 6,06 МПа.

2 А. М. Юрчук

кина определяют время движения звуковой волны до найденного уровня.

По этим данным находят среднюю скорость

^ср == ^ур/^ур> М/С (^ур := /ур/2 ’ ЮО).

“УР

Рис. IV. 1. Эхограмма замера динамического уровня в насосной скважине

Следовательно, средняя скорость звуковой волны в газовой среде затрубного пространства скважины будет

vcp = Яур//ур = 775/2,5 = 310 м/с.

Зная среднюю скорость движения звуковой волны в затрубном пространстве данной скважины, в дальнейшем после спуска на­ соса и установления постоянного режима работы скважины эхоло­ том Сныткина определяют /ур, время движения звуковой волны до динамического уровня typ (/ур = 1ур : 2-100 = 600 2-100 = = 3 с) и глубину динамического уровня

Яд = 310-3 = 930 м.

Этот способ дает достаточно точные результаты в скважинах

сбольшим коэффициентом продуктивности.

2.В скважинах с небольшим кольцевым зазором между экс­ плуатационной и насосной колоннами глубину динамического уровня можно определять по отражениям звуковой волны от верхних муфт насосных труб (см. рис. IV. 1, б)

где L M— общая длина верхних труб, муфты которых дали отра­ жения, м.

Так, если длина десяти верхних труб, давших отражения от муфт, равна LM= 77,5 м, а по эхограмме отрезок /м = 50 мм, то

Этот способ дает приближенные результаты, так как средняя скорость движения звуковой волны определяется на небольшом участке верхней части колонны насосных труб при температуре газа, близкой к поверхностной.

3. В скважинах с примерно одинаковым и низким газовым фактором динамический уровень можно определять по опытным коэффициентам, выведенным ранее для аналогичных скважин,

в восточных нефтяных районах для замера уровней применяется разновидность эхометрического метода — волнометрирование. Этот метод применяется в условиях закрытого затрубного про­ странства и наличия в нем избыточного давления.

Сущность этого метода состоит в том, что для создания упру­ гих продольных волн вместо пороховой хлопушки применяется

35

в скважине упругие волны воспринимаются в термофоне. Волнометрирование проводится с помощью обычного эхолота ЭМ-52.

За счет волнометрирования возможно отбивать уровни жидко­ сти по затрубному пространству на любой глубине при давлении газа выше 0,05 МПа. Относительная погрешность метода не пре­ вышает 5% .

При отсутствии в скважине репера расстояние до динамиче­ ского уровня скважины можно определить по общей формуле

(IV. 1)

где vr — скорость движения звука в газовой среде, определяемая при помощи трубки Кундта, м/с; /д — среднее время движения одной отраженной волны, которое находят при помощи секундо­ мера и водяного или ртутного манометра в данном случае /д = 2 с.

Для более точных подсчетов находят среднее время движения одной отраженной волны /ср и среднее квадратическое отклонение для каждого отсчета (в %). Для этого средние арифметические отклонения возводят в квадрат и заносят в таблицу наблюдений. Затем квадратические отклонения отдельных замеров суммируют, найденную сумму делят на число замеров и из частного извлекают квадратный корень. Среднее квадратическое отклонение всех замеров не должно превышать 1,5%.

Для определения отношения скоростей движения звука в газо­ вой и воздушной средах по трубке Кундта находят длину полу­ волны в газе (Хг) и в воздухе (Хв). Для этого расстояние между пробками делят на число полуволн и находят отношение Хг/Хв = = 0,14 (для данного газа).

Скорость движения звука в газовой среде определяется по

вающий сопротивление движению газа в .затрубном пространстве, зависящий от соотношения между диаметрами эксплуатационной и подъемной колонн.

По формуле (IV .2) имеем

Следовательно, по формуле (IV. 1) получим

ha = vrtfi = 46,6• 2 = 93,2 'м,

37

Для этого можно взять любую точку на индикаторной линии. Например, при Ар — 3,7 МПа имеем

Кп= Q/Ap = 250/3,7 f=a 68 т/сутМПа.

Зная коэффициент продуктивности скважин, можно определить коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта по формуле

Подставляя значения величин в формулу (IV.3), получим коэф­ фициент проницаемости

- 0,4331СГ12 м2.

Метод определения проницаемости призабойной зоны скважины по коэффициенту продуктивности имеет большое практическое значение. Однако этим методом можно пользоваться только при условии, когда р3 > ртс и когда нефть безводная.

Теперь найдем подвижность нефти k/\х и гидропроводность пласта kh/yi

%= 0,433 -10“12/1,2-10~3 = 0,362-10"9 м2/Па-с;

kh/\i = 0,433 •1(Г1210/1,2 - 10"3 = 3,62 •К Г9 м3/Па •с.

Задача 25. Глубиннонасосная скважина исследована на приток при трех установившихся режимах ее работы, которые получены путем изменения длины хода полированного штока насосной установки. Для каждого режима при помощи эхолота замерены дебит и динамический уровень. Требуется определить коэффи­ циент продуктивности скважины.

Данные исследования скважины приведены в табл. IV.2.

39

По данным табл. IV.2 строим индикаторную линию (рис. IV .4). Нулевая точка соответствует положению статического уровня. В этом случае уравнение полученной индикаторной линии имеет вид

Q = K n ( K ~ hст). т/сут.

Коэффициент продуктивности скважины равен

Кп = Q!(hA- Яст) = 5,5/(670 - 500) = 0,032 т/(сут-м).

Следовательно, уравнение притока исследуемой скважины имеет вид

Q = 0,032 (Яд — 500), т/сут.

Исследование глубиннонасосных скважин путем замера дина­ мических уровней жидкости ограничивается газовым фактором, который по опытным данным не должен быть выше 50 м3/т. При бо­ лее высоком газовом факторе изменение положения динамического уровня в скважине не соответствует изменению дебита, так как в этом случае верхняя часть затрубного пространства занята

газонефтяной смесью пе­ ременной плотности.

кость нефти в пластовых условиях (х = 1,1 мПа-с; объемный коэф­ фициент нефти Ьн = 1,4; относительная плотность нефти р = = 0,82; общий коэффициент, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, С = 11.

Требуется определить коэффициенты двучленного уравнения притоков, коэффициент проницаемости призабойной зоны сква­ жины, подвижность нефти и гидропроводность пласта.

4 0