книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие
.pdf60
Рис. 4. График для расчета потерь напора в трубах при гпдронескострунпон перфорации скважин.
Концентрация, г/л: 1 — 50; 2 — 100; 3 — 1G0
Графики для определения потерь напора в кольцевом пространстве при гндропескоструйпоіі перфорации
Концентрация, г/л: 1 — 50; 2 — 100; 3 — 120
1U
скважин в м; гп. |
— радиус перфорационного канала в м; /п.к |
— |
длина перфорационного канала в м. |
при |
|
При пулевой |
перфорации гп.к = 0,006 м и /п, к = 0,02 м; |
|
кумулятивной перфорации гп. к = 0,005 м и Іп_к = 0,1 |
м; при гидро |
|
пескоструйной перфорации гп. к = 0,006 |
м и /п.,. = |
0,35 м. Зна |
чения гп>к и Іп к приведены по опытным данным. |
|
|
3. Определение потерь напора |
|
|
в перфорационных отверстиях |
[29] |
|
При больших расходах рабочих жидкостей, получающихся при гидравлическом разрыве пласта, могут быть значительные потери напора. Величина этих потерь может быть найдена из следующей формулы:
q = -^r1 гаер Y 2g |
(П.8) |
||
откуда |
16<72 |
|
|
Mi |
(И.9) |
||
Л2й4/12ф22" ’ |
|||
|
|
||
где Д/г — потери напора в см; q — расход жидкости в л/с; d — диа метр перфорационного отверстия в см; п — общее число отверстий; ер = 0,82 — коэффициент расхода; g = 981 см/с2 — ускорение сво бодного падения.
Необходимый перепад давления
Ар —Д/ірсм кге/см2, |
(11.10) |
где рем — плотность жидкости в кг/см3.
Потери напора в трубах при гидропескоструйиой перфорации определяются при помощи графика рис. 4.
Потери напора в кольцевом пространстве при гидропескоструйиой перфорации рассчитываются по графикам рис. 5, 6 и 7.
4. Освоение скважин
Все способы освоения скважин основаны на принципе снижения забойного давления.
Освоение скважин с высоким и средним пластовым давлением ведется путем постепенного снижения плотности промывочной жидкости переходом с глинистого раствора на воду, затем на нефть
иаэрированную жидкость. Забойное давление
Рзаб = |
кгс/см2, |
(И. 11) |
где Н — глубина скважины (точнее, расстояние до верхних отвер стий фильтра) в м; рж — относительная плотность жидкости (гли нистого раствора, воды, нефти).
•И
Путем предварительной аэрации нефти можно снизить ее плот ность до 0,4—0,5.
Освоение скважин с высоким и средним пластовым давлением в условиях достаточной сцементироваииости коллектора можно также выполнять компрессорным способом, при котором уровень жидкости в скважине снижается более резко.
Максимальное рабочее давление, необходимое для продавливания газа к башмаку подъемных труб после замещения глинистого рас твора водой, будет
Рмакс — |
£Рп |
кге/см2, |
(11. 12) |
10 |
|||
где L — длина подъемных труб в м; р, = |
1 — относительная плот |
||
ность воды.
Давление у башмака подъемных труб рг в начале работы пласта
(при рзаб = рпл и |
Q = 0) в |
скважине, заполненной водой, будет |
|||||||
|
Рі = |
0,1рп[ і | ^ і - ( Я |
- £ ) ] |
кгс/см2, |
(П.13) |
||||
пли |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р ^ О . І р . ( |
Ь |
Я |
^ |
) |
кгс/см2, |
(11.14) |
||
где |
рпл — пластовое давление |
в кгс/см2. |
|
|
и полутора |
||||
|
Пусковое давление компрессорпого подъемника двух- |
||||||||
рядной конструкции кольцевой системы при отсутствии |
поглощения |
||||||||
жидкости пластом определяется по формуле |
|
|
|||||||
|
"пуСК |
hстР |
|
D2 |
кгс/см2, |
(11.15) |
|||
|
|0 |
Di-db + dl |
|||||||
где |
/гСт — статический |
уровень |
(от |
устья) |
в м; р — относительная |
||||
плотность жидкости; D — |
диаметр эксплуатационной колонны; dn — |
|||
дпаметр наружного ряда |
подъемных труб; dB — диаметр внутрен |
|||
него ряда подъемных труб. |
иметь одинаковую размерность. |
|||
Единицы |
D, dH и |
dB должны |
||
Пусковое |
давление |
подъемника |
однорядной конструкции коль |
|
цевой системы при отсутствии поглощения жидкости пластом будет
PnycK = - ^ f - g - КГС /СМ 2, |
(1 1 .1 6 ) |
где d — диаметр подъемных труб.
Пусковое давление подъемника центральной системы при отсут
ствии поглощения жидкости пластом |
|
|
||
_ |
/істР |
D- |
кгс/см2. |
(11.17) |
Р пуск — —уй" ' £)2_ d 2 |
||||
Минимально возможное пусковое давление подъемника любой конструкции и системы в случае полного поглощения пластом жидко сти, вытесняемой из труб наружного ряда, будет
Рпуск = |
КГС/СМ2. |
(11.18) |
Максимально возможное пусковое давление подъемника кольце вой системы при высоком статическом уровне и отсутствии погло щения определяется гидростатическим давлением столба жидкости, в подъемных трубах
Ä = -fg- кгс/см2. |
(11.19) |
Скважины со средним пластовым давлением иногда осваивают путем поршневания.
Определим приближенно, после скольких рейсов поршия и через сколько времени в условиях полной очистки забоя и призабойной зоны забойное давление станет равным пластовому, чтобы при даль нейшем понижении уровня можно было получить приток жидкости из пласта. Проверим также тартальный канат на прочность.
Количество жидкости от устья до статического уровня, подлежа щее извлечению поршнем, будет
Q1 = 0,785DzhCT м8, |
(11.20) |
где D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны в м; /гСт — расстояние от устья до статического уровня в м.
Количество жидкости, извлекаемой за каждый рейс поршня, составит
|
м 3, |
( 1 1 . 2 1 ) |
||
где dT — диаметр подъемных труб в м; |
dK — диаметр |
каната |
в |
м; |
h = 75—150 м — среднее погружение |
поршня под уровень |
в |
м. |
|
Средняя глубина спуска поршня |
|
|
|
|
^ср = ^ст + ^- |
|
(11.22) |
||
Время для спуска поршня на среднюю глубину |
|
|
|
|
^= г с’ |
|
(ІІ-23) |
||
где ѵх — средняя скорость спуска поршня (с учетом трения в трубах
жидкости) в м/с. |
4 |
|
|
и вВремя на подъем поршия |
|
|
|
|
= |
с, |
(11.24) |
|
|
Ѵо |
|
где гы — средняя скорость подъема поршня в м/с.
13
Время, необходимое на один рейс поршня, включая 30 с на за медление прн подходе поршня к устью и в начале опускания, будет
t = ifj -1- to -j- 30 с. |
(11.25) |
Общее время па понижение уровня до статического
Т = tn,
где 7і — число рейсов поршня, которое равно Qi ‘
Общая нагрузка (в тоннах) на канат
G— "і ?к г Я4 9тр> |
(11.20) |
где ^7ж— сес 1 поднимаемого столба жидкости в тс; qK— вес спу щенного в скважину каната в тс; q — вес поршня с грузовой штан гой, который можно принять равным 0,1 тс; <уТ)) — силы трения жидкости, которые примем условно равными 0,1 тс.
Вес жидкости
9ж = (?2Рж. |
(П -27) |
гДе рж — относительная плотность жидкости. |
|
Вес каната |
(11.28) |
<7К= 0,81Z/10-3 тс, |
где 0,81 кгс — вес |
1 м каната диаметром 15,5 мм (см. приложение 3); |
L — длина каната |
в скважине в м. |
III.ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА ПРИТОК
I.Определение уровней жидкости
вглубннионасосных скважинах
Динамические уровни жидкости в насосных скважинах опре деляются эхометрическим методом по способу Сныткииа или Линдтропа.
Динамический уровень замеряют эхолотом Сныткииа при помощи репера. Получаемая при этом эхограмма приведена на рис. 8.
1 П о н я т и е о в е с е и м а с с с.
Если речь идет о силе, действующей па опору пли растягивающей нить, эту силу называют весом. Единицами веса могут быть килограмм-сила (кгс), тониа-сила (тс), грамм-сила (гс), дниа (дин) и т. д. Взвешивание же тела иа ры чажных весах сводится к сравнению двух масс — иензвестиой массы тела и из вестной массы гирь. Таким образом, результат взвешивания тела на рычажных весах представляет скалярную (ненаправленную) величину, которую следует называть массой (а не весом). Например, масса двигателя, масса стайка и т. д.
В качестве единицы массы прпппмается килограмм (кг). Кроме килограмма, применяют кратные п дольные части от килограмма — грамм (г), миллиграмм (мг), микрограмм (мкг), мегаграмм (Mr) н т. д.
Грузоподъемность также выражается в единицах массы (кг, т и т. д.), а гру зоподъемная сила — в единицах веса (кгс, тс).
Зная (по замеру при спуске насоса) глубину установки репера /гр, в м, находят расстояние от устья до динамического уровня:
К = К - ^ м, |
(III. 1). |
'р |
|
где Iур — двойное расстояние иа эхограмме от устья |
скважины |
до динамического уровня в мм; Ір— то же, от устья до репера (эти значения расстояний между пиками на эхограмме рис. 8 соответ ствуют времени прохождения звуковой волны между соответству ющими пиками).
При отсутствии в скважине репера динамический уровень жидко сти может быть определен одним из следующих способов.
Устье |
|
Репер Уробень |
||
-------- 1 |
—--------- |
-——---------------- —--- |
(V- - -Jj - - |
|
|
|
|
|
|
-t |
-------------------- |
ір |
--------------------*4 |
|
U--------------------------- |
|
|
Іир |
|
Рис. 8. |
Эхограмма замера динамического уровня в на |
|||
|
сосной скважине при помощи репера |
|
||
а. После подъема насосных штанг с плунжером или вставным насосом замеряют глубинной лебедкой уровень жидкости в насосных трубах /іур и одновременно эхолотом Сныткина определяют время; движения звуковой волны до найденного уровня typ.
По |
этим данным находят среднюю скорость |
г;Ср = |
в м/с |
|
( '"ур = |
I |
'I’qq> где 100 мм/с — скорость движения |
|
typ |
., |
ленты у эхолота |
|||
Сныткина, а 2 — двойной путь, пройденный звуковой волной). Динамический уровень замеряют после пуска насоса в работу
и установления постоянного режима работы скважины:
hд = іѴур м |
(ІИ-2)1 |
(значения входящих в эту формулу символов приведены выше).
б. При небольшом кольцевом зазоре между эксплуатационной: колонной и колонной насосных труб глубину динамического уровня можно определить по отражениям звуковой волны от верхних муфт насосиых труб (рис. 9):
Ад = £ м - Ь е . м , (і і і . з >
где Lu — общая длина верхних труб, муфты которых дали отраже ния, в м.
Этот способ дает приближенные результаты, так как средняя скорость движения звуковой волны определяется на небольшом пути и при температуре газа, близкой к поверхностной.
15
в. В скважинах с примерно одинаковым и низким газовым фактором динамический уровень можно определять по опытным ко эффициентам, выведенным ранее для скважин, оборудованных реперами.
Этот коэффициент равен
|
|
К оп = |
м/мм. |
|
|
|
|
(III.4) |
||
|
|
|
р |
|
|
|
|
|
|
|
Устье |
|
|
|
|
Уро&ень |
|
||||
Г |
/ , |
•> |
|
( |
— JVH |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
^ |
|
|
‘•у/' |
|
|
|
|
|
|
|
Ряс. 0. Определение динамического уровня по отражениям |
|
|||||||||
|
звуковой волны от муфт насосных труб |
|
|
|
|
|||||
Расстояние до динамического уровня будет |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
/іл = КопІуР м. |
|
|
|
|
(И1-5) |
|||
Динамические уровни в скважинах с низкими уровнями (свыше |
||||||||||
1200 м) и значительным избыточным давлением газа |
в |
затрубном |
||||||||
пространстве |
замеряют по способу Линдтропа |
[8]. Для |
этого при |
|||||||
|
|
|
помощи U-образиого водяного или |
|||||||
|
Т а б л и ц а 1 |
ртутного манометра и секундоме |
||||||||
Значения коэффициента т)захр |
ра |
замеряют время |
прохождения |
|||||||
|
|
|
от устья до уровня и обратно |
|||||||
Диаметр труб, |
Коэффи |
6—10 упругих |
волн. Данные на |
|||||||
циент |
блюдений заносят в таблицу |
(про |
||||||||
мм |
|
|||||||||
|
|
^затр |
должительность одного |
наблюде |
||||||
|
|
|
ния, число отраженных воли). По |
|||||||
219 |
|
0,95 |
этим данным определяют |
среднее |
||||||
168 и 141 |
|
0,98 |
время движения одной отражен |
|||||||
Кольцо: |
|
0,95 |
ной волны tcp в секундах |
и |
сред |
|||||
219—60 и 219-89 |
нее |
арифметическое |
|
отклонение |
||||||
168—60 |
|
0,94 |
|
|||||||
168—89 и 141-60 |
0,93 |
для |
каждого |
отсчета |
в |
% |
(при |
|||
141—73 |
|
0,92 |
отклонении от |
среднего |
значения |
|||||
|
|
|
более чем на 5% замер не учиты |
|||||||
Для более |
точных |
подсчетов |
вается). |
|
квадратичное |
|||||
определяют среднее |
||||||||||
отклонение, для чего полученные средние арифметические отклоне
ния возводят в квадрат и с |
точностью до |
десятых |
долей |
заносят |
в таблицу данных наблюдений. Затем квадратичные |
отклонения от |
|||
дельных замеров суммируют. |
Найденную |
сумму делят на |
число |
|
замеров и из частного извлекают квадратный корень. Среднее ква дратичное отклонение всех замеров не должно превышать 1,5%.
46
Для определения скорости движения звука в газовой и воздушной средах замеряют трубкой Кундта длину полуволны в газе Хг и в воздухе А,б. Д ля этого расстояние между пробками делят на число
полуволн и находят отношение X . Скорость звука в газовой среде
Ав
І;г= 332-^-]/'^± І£Е .ті8атр |
м/с, |
(Ш.6) |
|
где 332 — скорость звука в воздухе в м/с; tcp |
— средняя температура |
||
газа в скважине (от динамического |
уровня |
до устья) в °С; |
Т = |
= 273 К — температура абсолютного |
нуля; |
т)захр — коэффициент, |
|
учитывающий сопротивление движению звука в затрубном простран стве, который зависит от соотношения между диаметрами эксплу атационной колонны и насосных труб (табл. 1).
Расстояние от устья до динамического уровня будет |
|
/ід= і)ггСр0,5 м, |
-(.111.7) |
где 0,5 — половина расстояния, пройденного волной до |
уровня. |
В о л н о м е т р и р о в а и и е 1
Кроме эхометрического метода, в последнее время в восточных
нефтяных районах стали применять для |
замера уровней |
жидкости |
в насосных скважинах -разновидность |
эхометрического |
метода — |
волноіметрироваиие. Этот метод применяется в условиях закрытого затрубного пространства и при избыточном давлении в нем.
Сущность этого метода состоит в том, что для создания упругих предельных воли вместо пороховой хлопушки применяется спе циальный возбудитель — импульсатор (рис. 10), при котором используется затрубное давление газа в скважине. Отраженные в скважине упругие волны воспринимаются в термофоне. Волнометрирование выполняется при помощи обычного эхолота ЭМ-52.
Волиометрированием можно отбивать уровни жидкости по за трубному пространству на любой глубине при давлении газа выше 0,5 кгс/см2. Относительная погрешность метода не превышает 5%.
При отсутствии в скважине репера скорость распространения звука (импульса упругих воли) в газовой среде скважины может быть определена по формуле
" “ / - T ä F <ш -8>
1 X. М. |
Б а т ы р о в II Г. И. К и ы ш е е к о . |
Исследование глубинно- |
||
насосных скважин волиометрированием. «Нефтепромысловое дело», 1968, |
Л» 2, |
|||
с 34—38; А. И. К е з ь. Исследование |
насосных скважин методом волномет- |
|||
рии. «Нефтепромысловое дело», 1969, № |
12, с 11—14___ ____________ _ |
____ |
||
2 Заказ |
|
і |
СО. П б ' И |
17 |
625 |
нсНС- >'■а О -1C „-НИ-: |
|||
|
|
|
С-. Збио ..І-: я |
|
или по упрощенной формуле
V — 18,42 ] |
/ |
" |
( Ш. 9) |
где V— скорость звука в м/с; к — показатель адиабаты; z — коэф фициент сжимаемости газа; R — газовая постоянная, зависящая от молекулярного веса, в кг • см/кг • град; Т — абсолютная темпера-
Рпс. 10. ІЬпіульсатор для возбуждения упругих волн.
1 — терчофоп; 2 — манометр; 3 — патрубок; 4 — кольцевой крав; s — централь ный крап; 6 — фланец или соединительная муфта
тура в К; g — ускорение свободного падения в м/с2; р — относи тельная плотность газа в нормальных условиях.
Обработка волнограммы аналогична обработке эхограммы. Одмако для построения индикаторной диаграммы необходимо исполь зовать значение приведенного динамического уровня, учитывающее вес столба газа в затрубном пространстве при установившемся давлении.
Приведенный динамический уровень определяется по формуле
|
|
хпр = Дд__10Дзатр£^) |
(Ш.ІО) |
|
|
|
|
Рем |
|
где |
/?,д — динамический |
уровень, |
определенный по |
волнограмме; |
Рэатр |
— затрубное давление по манометру на импульсаторе в кгс/см2; |
|||
pfM — плотность газо-нефтяной смеси в затрубном |
пространстве, |
|||
которая при высоких |
затрубпых |
давлениях принимается равной |
||
18
плотности пластовой иефти, в кг/м3; es — поправочный коэффициент, учитывающий вес столба газа в затрубном пространстве:
|
0 , 0 3 4 1 5 р |/ід |
|
е* = е |
Ѵ гсР . |
(III. 11) |
Здесь е — основание натуральных логарифмов; рг — относитель
ная плотность |
газа; |
ТСр — средняя абсолютная |
температура |
газа |
в скважине в |
К; |
z — средний коэффициент |
сжимаемости |
газа |
при Рзатр* Для удобства расчетов можио построить график зависимости
поправочного коэффициента es от затрубного давления рзатр и дина мического уровня /?-д.
Коэффициент продуктивности К подсчитывается по индикаторной диаграмме, построенной по данным волнометрирования, по формуле
10 AQ |
(III.12) |
|
Д/гДРрсм |
||
|
где AQ — приращение дебита в т/сут; А/ідр — приращение при веденного уровня между двумя точками па индикаторной линии.
2. Определение давления по замерам глубинными манометрами
Для определения давления, замеренного регистрирующими глу бинными манометрами, пользуются следующей формулой [191:
p = p T~r(La— LT) -j£- кгс/см'2. |
(III. 13) |
Температурная поправка
б/? = (7(fc — tK) кгс/см2, |
(III.14) |
где q — коэффициент температурной поправки, соответствующий замеренной по диаграмме ординате. Значения q находят по формуле
q = qT+ (La — L J -jjr• кгс/см2. (III.15)
Входящие в эти формулы величины имеют следующие значения: рт— давление в кгс/см2, соответствующее табличной величине орди наты LT, в мм; Тд — замеренная на диаграмме ордината (с точностью до 0,03 мм) в мм; Ар — разность табличных значений давления, соответствующая ближайшим большему и меньшему табличным значениям ординат, в кгс/см2; AL — разность указанных выше табличных значений ординат в мм; <ут• ІО3 — значение температур ного коэффициента, соответствующее меньшему табличному значе
нию |
LT\ |
А <7— разность |
табличных значений коэффициентов темпе |
ратурной |
поправки q, |
соответствующих ближайшим большему |
|
и |
меньшему табличным значениям ординат; tc — замеренпая |
||
2* |
|
|
19 |