Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

22.10.2023

Размер:

11.22 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 / 3316 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 > Следующая >>>

Суточный расход жидкости через одну щель

^	ш/86 400	»1686 400	25 ■3 • 0,1 • 86 400	_ п ßR	,.Я;___
Ѵід—	IQ6 —	ю° ~~	Ю6	— и,00	м/сут

При дебите скважин		@ф =	15 т/сут		определим	число щелей
в фильтре:	_0ф_		15
				= 25 щелей
	Р<?щ	0,933 ■0,65

(р = 0,933 — относительная плотность жидкости).						коэффициент
Принимая длину	фильтра		L = 10 м,		определим
просвета:			3 • 0,1 • 25
F о	/ö /і				0,00016 СМ2 ,
Ср — ~F	Ш ь	3,14 • 15 • 1000

где F 0 — площадь сечения всех щелей фильтра в см2; F — общая площадь фильтра в см2; D = 15 см — диаметр трубы фильтра.

Из расчета видно, что для пропуска довольно большого количе ства жидкости при небольших потерях напора число щелей (просветиость) получается очень малым. В действительности число щелей должно быть значительно больше ввиду заиливания щелей, сильно понижающего пропускную способность фильтра.

Определим, насколько уменьшится просветиость, если в щели заклинится одна песчинка.

Отношение площади просвета к площади квадрата ширины щели

Л		3,14	0,215,
т — 1	---- —		0,215,
	4

т. е. проходное сечение фильтра уменьшится примерно в 5 раз. Следовательно, при конструировании щелевых фильтров с учетом

их заиливания необходимо расчетное число щелей увеличить в не сколько раз.

10.Определение потерь напора

вперфорационных отверстиях [29]

Задача 11

Гидравлический разрыв дласта проводится при больших расходах рабочих жидкостей (до 1500 м3/сут), поэтому при небольшой пло щади перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне могут возникнуть значительные потери напора. Величина этих потерь может быть найдена из следующей формулы:

q = ^^ -ju p ]/r2g Ah,

откуда

A h - ____16?!___

Л2d4„2cp22g >

тде Ah — потери напора в см; q = 10 л/с (или 104 см3/с) — расход жидкости-песконосителя; d = 1,1 см — диаметр отверстий при

150

пулевой перфорации; п — общее висло перфорационных отверстий;


ер = 0,82 — коэффициент расхода, зависящий от характера									истече
ния жидкости; g =		981 см/с2 — ускорение свободного падения.
При п = 10 потери напора составят
		16-108					= 0,83 • 103 см.
Ah =■3,142.1,14. 102 • 0,822 • 2 • 981
Необходимый для этого перепад давления будет
Ар = AhpCM= 0,83• ІО3■1,19* ІО-3 =							1 кгс/см2 (98 кПа),
где рем = 1,19-103 кг/м3 =			1	’	19 *ІО3	кг/см3 — плотность			жидко
					—
сти-песконосителя.
При п =	5 потери напора будут
	Ah-	16-108					= 3,4- ІО3 см.
		3,142- 1,14 • 52 - 0,822 • 2,981
Перепад давления
Ар = 3,4- ІО3-1,19 - ІО-3= 4						кгс/см2 (0,39		МПа).
При п =	1 потери напора уже составят
	АЛ =	16 • 108					= 85■ІО3	см.
		3,142-1,14.12 -0,822-2,981
Перепад	давление будет

Ар = 85 • ІО3• 1,19 • ІО' 3= 100 кгс/см2 (9,8 МПа).

При повышении расхода в 2 раза потери напора и перепад давле ния увеличиваются примерно в 4 раза.

Расчетные данные по определению Ар в кгс/см2 при разных значениях q л/с приведены в табл. 34.

Т а б л и ц а 34

Расчетные данные по определению перепада давления Др (в кгс/см2)

Я,

л /с	1	2	3	4	5	6	7	8	9	Ю 15		20	25	30
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	Ю 15		20	25	30
10	103	26	11	6	4	3	2	1,6	1,3	1,0	1,8	1,1
20	414	103	46,0	26	17	12,5	8,4	6,4	5,1	4,1	1,8	1,1	—	—
30	931	233	103	58	38	28	19	14	И	9	4	2,4	1,5	1,0
40	1 656	414	184	103	66	50	34	26	20	16	7	4,3	2,7	1.9
50	2 587	647	287	161	103	78	53	40	32	26	10	6,7	4,1	2,9
60	3 726	931	416	232	149	103	76	58	46	38	16	10,0	6,0	4,1
70	5 070	1267	563	316	203	153	103	79	62	50	22	13,0	8,0	5,6
80	6 624	1655	736	413	265	232	135	103	81	66	29	17,0	10,0	7.4
90	8 383	2095	931	523	335	253	171	120	103	83	37	22,0	13,0	9,3
100	10 350	2587	1150	646	414	313	211	161	123	103	46	27,0	16,0	11,0

151

11. Обработка материалов исследования скважин на приток [42]

Задача 12

Фонтанная скважина исследована на приток путем изменения режима ее работы сменой диаметра штуцера с одновременным заме


ром дебита и	забойных давлений глубинным манометром.
			Данные скважины: эффектив
			ная	мощность			пласта		h = 10 м;
			условный радиус контура питания
			RK=	250 м;		радиус		забоя сква
			жины		(по	долоту)		г, =		12,4 см;
			динамическая				вязкость		=	нефти в
			пластовых условиях					jj.		1,2 спз;
			объемный коэффициент нефти Ь„ =
			= 1,3;		относительная				плотность
			дегазированной				нефти р„ = 0,85;
			коэффициент, учитывающий гидро
Рис. 47. Индикаторная прямая Q =			динамическое несовершенство сква
			жины		по кривым В. И. Шурова,
=	/ (Ар)
			С — 11,2;			пластовое			давление
Требуется	определить		рпл =		280 кгс/см2.				скважины,
		коэффициент			продуктивности

коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, подвижность

нефти и гидропроводность пласта.			сведены в табл. 35.
Данные исследования		скважины	сведены в табл. 35.
				Т а б л и ц а 35
	Результаты исследования
Режим	Диаметр	Дебит	Забойное давление	Депрессия
Режим	Диаметр	Дебит	Забойное давление	дР = Рпл-Рзаб’
фонтанирования	штуцера	нефти Q,	Рзаб’ ,trc/CM'	дР = Рпл-Рзаб’
скважины	d, мм	т/сут	Рзаб’ ,trc/CM'	кгс/сы*
1	2	3	4	5
I	3,0	62,5	270,0	10,0
II	3,5	160,0	257,0	23,0
III	4,5	275,0	239,5	40,5
IV	5,0	327,5	230,6	49,4

По данным граф 3 и 5 строим в прямоугольной системе коорди нат индикаторную диаграмму (рис. 47), которая имеет вид прямой

линии.

Находим коэффициент продуктивности скважины по любой точке прямой. Например, при Лр = 20 кгс/см2

к _ Q _ 130 _o r ______т_____

Ар

’ сут • (кгс/см2) *

Переводим коэффициент продуктивности скважины из размер ности т/сут • (кгс/см2) в размерность см6/с-кгс:

К' = К - 11,57 — = 6,5• 11,57 — = 115 см5/с-кгс.

Рп ’ ’ 0,85

Находим коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта:

Ä	2nh	2 • 3,14 • 10 • 102
	= 0,413	Д или 413 мД,

где h выражается в см.

Этот метод определения проницаемости призабойной зоны сква жины по коэффициенту продуктивности имеет большое практиче

ское применение,	но	при	условии, если рзаб > р нас и	нефть	без
водная.	нефти
Подвижность	нефти
	т =		= ° -344 Д /с п з -
Гидропроводиость		пласта
— =		-0’4-1-3 •1-°--1°2 = 344 Д ■см/спз.
	р		1,2
Задача 13		скважина исследована на приток		при	трех
Глубинионасосная		скважина исследована на приток		при	трех

разных режимах ее работы, получаемых изменением длины хода полированного штока. При каждом установившемся режиме заме

ряются дебит	и эхолотом — динамический		уровень.
Определить коэффициент продуктивности скважины.
Данные исследования скважины приведены в табл.				36.
			Т а б л и ц а 36,
	Результаты исследований
Режим работы	Дебит жидкости	Динамический	Статический	Депрессия АЛ,
Режим работы	Дебит жидкости	уровень	уровень Лст,	Депрессия АЛ,
скважины	Q, т/сут	(от устья) Лд, м	м	м ст. жидк.
I	3,0	590	500	90
II	5,5	670	500	170
іи	8,5	760		260

По этим данным строим индикаторную диаграмму. Получена прямая линия (рис. 48). Нулевая точка соответствует положению

153

статического уровня. При этом положении уравнение полученной индикаторной прямой имеет вид:

Q —К (Лд—/іст) т/сут;

коэффициент

продуктивности скважины

5,5

= 0,032

т/сут -м.

h д — /іст

Д/і

670 — 500

Следовательно,

Q = 0,032 (Лд— 500) т/сут.

Исследование

глубиннонасосиых скважин замером динамических

уровней

жидкости

ограничивается

величиной

газового

фактора,

0 7

1 0 Q,m/сут

который

должен быть не выше

50 м3/т.

При более высоком га

зовом факторе изменение поло

жения

динамического

уровня

скважине

не соответствует

изменению

дебита, так как в

этом случае верхняя часть стол

ба жидкости в затрубиом про

странстве состоит из

газонеф

тяной смеси переменной плот

ности.

Рис. 48.

Индикаторная

прямая Q =

Задача 14

Скважина, работающая при

ного

= / (Ад)

помощи центробежного погруж

электронасоса

ЭЦН8-700-300,

исследована

на приток.

Содержание воды в жидкости, 99,5%, газа очень мало, относи тельная плотность жидкости р «г# 1, Статический уровень жидкости

/гст = 150 м, глубина подвески насоса L = 310 м, диаметр					эксплуа
тационной	колонны	D =	219 мм,	диаметр насосных труб	dycjl =
= 89 мм,	диаметр	кабеля	dK =	35 мм.

Требуется построить индикаторную диаграмму и определить коэффициент продуктивности скважины.

Исследование скважин, эксплуатируемых центробежным насо сами, основано на свойстве этих насосов при одинаковых числе оборотов, вязкости и фазовом составе откачиваемой жидкости разви вать при закрытой выкидной задвижке (режим нулевой подачи) одинаковый напор. Этот напор складывается из двух величин: высоты подъема жидкости от статического уровня до устья скважины и манометрического давления на устье перед задвижкой.

Режим работы скважины меняют от большего дебита к меньшему путем уменьшения проходного сечения задвижки или смены штуцера на выкидной линии.

При работе скважины на установившемся режиме постепенно і(во избежание гидравлического удара) полностью закрывают вы-

'J54

кидную задвижку на устье. При этом иа устье создается постоянное давление.

Считая, что динамический уровень жидкости за время закрытия задвижки изменяется незначительно по сравнению с установившимся уровнем при работе насоса, можно написать следующее равенство:

Юрі

	#0 -- ^ДИН	Р	’

где Н 0 — напор	насоса в м при Q = 0;		/г-дІІН — динамический		уро
вень в м при	производительности насоса			= 600 м3/сут;	р 1 =
= 20 кгс/см2 —	показание манометра на устье скважины при пер

вом режиме после закрытия задвижки.

Затем задвижку частично открывают для получения дебита, меньшего, чем первоначальный. При установившемся режиме заме ряют дебит Q = 400 м3/сут, вновь закрывают задвижку и фиксируют

давление на устье р 2	= 40 кгс/см2.
При втором режиме	можно написать аналогичное равенство:
	Н о — ^Днн ' Юр-2

где /г"ин — динамический уровень при втором режиме.

Так как плотность откачиваемой жидкости при обоих режимах можно считать одинаковой, то, приравнивая правые части равен ства, найдем разность устьевых давлений:

^дин

откуда

ЮРі	— ^дин	10р2
Р	— ^дин	р ’

„ _ (Л'ДПН Лдин) р

Рч Р1 ~~

Коэффициент продуктивности скважины (при показателе степени в уравнении притока п = 1) будет равен

1у	__ Q \ Q 2 _	6 0 0 4 0 0	__ л Q _______т_________
1	р2 —Рі	40— 20	сут • (кгс/см2) ’

Для получения третьей точки задвижку вновь частично откры вают и при установившемся режиме замеряют дебит Q3 = 300 м3/сут, а после закрытия задвижки определяют устьевое давление р 3 — = 50 кгс/см2.

Для второго и третьего режимов находят коэффициент продук тивности:

гу- _	(?2 Qs	__	400 300	__ лQ ______ т______
2 _	Рз —Р2	~	50—40	сут ■(кгс/см2) '	,

Коэффициенты продуктивности К г и К 2 получились одинако выми, поэтому закон фильтрации будет линейный, и показатель степени в уравнении притока п = 1 .

155

По дебиту Q и устьевому давлению рбуф строят индикаторную диаграмму притока жидкости в скважину (рис. 49).

Задача 15

Фонтанную скважину исследователи на приток при шести разных режимах ее работы изменением диаметра штуцера с замером забой ных давлений глубинным регистрирующим манометром.


Пластовое			давление	рпл = 165 кгс/см2,	давление		насыщения
рнас =	120	кгс/см2, расстояние от скважины				до контура питания
R K =	250	м, эффективная мощность пласта			h — 12 м,		радиус забоя
скважины		(по	долоту)	гс = 12,4 см, вязкость		нефти	в пластовых

Рис. 49.	Индикаторная прямая Рис.			50.	Индикаторная	кривая Q =
	Q = / (Ру)				= / (Ар)
условиях \|д	=	1,2 спз, объемный коэффициент Ьн = 1,5,				относитель
ная плотность нефти рн =			0,82, общий коэффициент, учитывающий
гидродинамическое несовершенство				скважины, С =		10.
"ребуется		определить	коэффициенты		двучленного	уравнения

притока, коэффициент проницаемости призабойной зоны, подвиж ность нефти и гидропроводность пласта.

Данные	исследования	скважины	приведены в табл.		37.
	Результаты исследования скважины			Т а б л и ц а 37
	Результаты исследования скважины
Реж имы	Забойное	Депрессия	Дебит нефти Q,	АР
Реж имы	давление Р3аб»	Депрессия	Дебит нефти Q,	АР
фонтаниро-	давление Р3аб»	Ар,	т /с у т	—к ~ , к гс -с у т /т -с м 2
валия	кгс /см 2	к гс /см 2	т /с у т	ч
1	2	3	4		5
1	155	10	21,0		0,47
2	145	20	36,7		0,54
3	135	30	48,9		0,61
			2)?! = 106,6	2	( П —
			2)?! = 106,6
4	130,5	34,5	54		0,64
5	123,2	41,8	61,5		0,68
6	113,5	51,5	71,0		0,72
					( П
			2< ?п = 186,5	2	( П

'156

По данным граф 3 и 4 строим индикаторную кривую (рис. 50). Мы получили выпуклую к оси дебитов кривую, что указывает на отклонение от линейного закона фильтрации жидкости, для которого справедлива двучленная формула

Ар = aQ + bQ2.

Первый член правой части формулы aQ выражает потери напора, обусловленные трением жидкости (или газа), которые пропорцио нальны вязкости жидкости и дебиту в первой степени. Второй член bQ2 выражает потери напора, обусловленные инерционными свой ствами жидкости, пропорциональные плотности жидкости и дебиту


во	второй		степени.
	По данным табл. 37 строим индикаторную линию в координатах
Q и		(см. рис. И).			Мы получили прямую линию, которая, как
видно		из	уравнения,		отсекает на	оси ординат отрезок	д р
							-^ -=
=	0,35 кгс • сут/т • см2.					наклона индикаторной	линии
к	Коэффициент			b выражает угол
	оси	дебитов.		точности определения коэффициента Ъ разобьем
	Для	большей

6 режимов исследования скважин на 2 группы (по 3 режима в каж дой группе) и найдем суммарные значения Q и для каждой группы

(см. табл. 37).

По сумме значений этих параметров находим коэффициент Ь,

который	будет равен:
2	( " ( Г ) н	~ 2 ( і Г ) і			2,04-1,62	_0142_ . 0 0059
	2 С п “	2<? і		186,5 —106,6		79,9
Следовательно,		уравнение притока будет иметь вид:
		Ар —0,35@+ 0,0052@2.
Определим коэффициент проницаемости призабойной зоны по
формуле	[42]
			Ьф (2,31 g - ^ + C
		7, —		У_____	гс
				a 2 n h
для чего выразим		а в	размерности CGS:
			0,35-86400		0,037 с/см2;
			0,82-106
	1,5 • 1,2 ( 2,3 lg		0л24	+ ю )
	0,037 • 2 ■3,14 • 12 ■102				= 0,114 Д, или 114 мД.
	0,037 • 2 ■3,14 • 12 ■102

157

Определим параметр подвижности:

	.	±	= - М і = 0,095 Д/спз.
Найдем	гидропроводность пласта:
	-у - =		0,095 • 12 • 10® = 114 Д • см/спз.
Задача	16
Фонтанная скважина после остановки исследована на приток
путем снятия кривой			восстановления давления на забое. Забойное

давление больше давления насыщения. Результаты исследования обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время


остановки	скважины.				остановки Q — 80 т/сут;
Данные по скважине: дебит нефти до
забойное давление			рза6 = 27 кгс/см2; эффективная мощность пласта
h = 8 м;	объемный		коэффициент нефти		Ьн = 1 ,1 ; относительная
плотность в поверхностных условиях р„					= 0,86; вязкость нефти
рн = 4,5 спз;		коэффициент пористости т = 0,2; коэффициент сжи
маемости	нефти ßH = 9,42 • 10" 5 см2/кгс; коэффициент сжимаемости
породы ßn =		3,6- ІО- 6 см2/кгс;		радиус условного контура		питания
Як = 200 м;		радиус скважины		па забое	(по долоту) гс =	12,4 см.

Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пьезопро водности и гидропроводности пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.

Данные исследования скважины представлены в табл. 38.

Т а б л и ц а 38

Результаты исследования скважины

Точки Время наблю /, с дения

l g '

д , , з а б ’ и г е / C M 2

Точки Время наблю /, с дения

l g '

Дрзаб' кгс/см 2

1	30	1,477	0,02	10	18 500	4,267	22,4
2	60	1,776	0,35	и	30 000	4,477	23,2
3	300	2,477	1,7	12	70 000	4,845	24,6
4	900	2,954	5,7	13	98 000	4,998	25,5
5	1 700	3,230	11,5	14	120 000	5,079	25,6
6	2 500	3,398	14,0	15	150 000	5,176	26,0
7	4 000	3,602	17,5	16	185 000	5,270	26,3
8	7 700	3,886	20,2	17	234 000	5,369	26,8
9	10 000	4,000	21,2	18	265 000	5,423	27,0

По полученным данным строим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах Ар и lg t (см. рис. 12).

Определим наклон і прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс (угол а) по двум крайним точкам прямой (18 и 9, см. табл. 38):

і = tg а = Дрі8~ Ара	27,0—21,2	/ n
lg Hs —lg <»	5,423-4,0	=

158

Так как масштабы на осях координат взяты произвольно, то геометрическая величина угла не соответствует найденному наклону і прямолинейного участка кривой.

Измерим отрезок на оси ординат от нуля до точки а пересечения этой оси продолжением прямолинейного участка кривой восстанов ления давления {А = 5 кгс/см2).

Определим коэффициент проницаемости пласта в радиусе кон

тура

питания

[421:

ft = 0 ,1 8 3 - 2 ^ ,

где Q = 80 т/сут,

80*10е

1077 см3/с, — дебит скважины:

или 086. 86400

h =

8 -ІО2 =

800 см — мощность

пласта;

к = 0,183

1077 ■4,5 • 1,1

о,зд.

■ 4 • 800

Коэффициент

пьезопроводности

__________ 0j3__________

1216 см2/с.

Цн (даРн + Рп)

4,5 (0,2 • 9,42 ■ІО-5 +3,6 • ІО-5)

Гидропроводность пласта

[4]

kh_

2,12bQ

2,12-1,1 -80

54,2 Д • см/сиз.

1-1

4 ■0,86

Приведенный

радиус скважины

[4]

„

л Г 2,25х

ЛГ 2,25-1216

, 0 гг

пиос-

гпр=

~{qÄ/T =

У —

— =12, 5 см, или 0,125 м.

Коэффициент продуктивности скважины определяется по фор

муле

[4]

° ’236р ( д г )

6 (lg Лк- l g

/-пр)

’

0,236 • 0,86 • 54,2

о , 9

сут • (кгс/см2)

1,1 (lg 200- l g

0,125)

’

Коэффициент

гидродинамического

совершенства

скважины

cp=

l g -*5-

l g ^

° -

= 1

. g J ^ . =

. g °324

огѵп

lg Дк

200

т п р

0,125

т. е. скважина гидродинамически совершенна.

Задача 17

В целях установления оптимального технологического режима работы скважин в промысловой практике широко применяют иссле дование фонтанно-компрессорных скважин с построением регули ровочных кривых.

159

<<< < Предыдущая 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 / 3316 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ