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

стандартный двигатель имеет большую мощность, следует снизить напряжение питающего двигателя тока, что обеспечит более эконо­ мичное использование недогруженного двигателя.

Нагрузка электродвигателя (по величине тока статора) и опти­ мальное напряжение определяют по кривым квадранта II номо­ граммы. Для этого из точки 11 потребной мощности двигателя в ква­ дранте I надо провести горизонталь влево до пересечения с кривой тока статора в точке 12. Интерполяцией находят рабочий ток дви гателя при данной нагрузке. Пересечение вертикали, проведенной из найденной точки вверх, со шкалой оптимального напряжения (точка 13) определит для принятой мощности электродвигателя величину оптимального напряжения, рекомендуемого при данной нагрузке.

Потерю напряжения в кабеле находят при помощи прямых ква­ дранта II, выражающих величину рабочего тока статора. Для этого надо на ординате квадранта II взять точку 14, соответствующую длине кабеля L, и провести влево горизонталь до пересечения с ли­ нией рабочего тока в точке 15. Падение напряжения определяется пересечением вертикали, проведенной через найденную точку 15, с верхпей абсциссой (для кабеля КРБКЗ X 35) или с нижней абс­ циссой (для кабеля КРБКЗ X 25).

В соответствии с выбранным электродвигателем, найденным оптимальным напряжением и потерями напряжения в кабеле по таблице (см. приложение 20) подбирают автотрансформатор и опре­ деляют положение клемм для получения необходимого напряжения во вторичной обмотке.

VII. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

1. Определение числа нагнетательных скважин, расхода воды и давления нагнетания [37]

Число нагнетательных скважин

п = ± - , (VH.1)

где L — общая длина контура нагнетания в м; R — среднее рассто­ яние между скважинами в м.

При известной длине контура нагнетания L, задаваясь различ­ ными значениями R, находят соответствующее им число нагнета­ тельных скважин.

80.

Для предварительной оценки приемистости нагнетательных сква­ жин можно пользоваться формулой Дюпюи:

г С

где к — эффективная проницаемость пласта для воды в Д; h — мощ­

действия скважины (половина расстояния между скважинами) в м; гс — радиус скважины в м.

Проницаемость пласта и вязкость жидкости определяются в лабо­ раторных условиях путем анализа кернов и образцов пластовой жидкости.

Из формул (VII. 1), (VII.2) и (VII.3) находят избыточное давление

По найденной величине А, задаваясь различными значениями R, находят ряд значений Ар.

Давление нагнетаемой воды у устья скважины (без учета гидра­ влических сопротивлений в колонне) для разных значений Ар

Риагн = &Р+ Рпл----кгс/см2, (VII.6)

где рпл — пластовое давление в кгс/см2; Н — средняя глубина нагне­ тательной скважины в м; р — относительная плотность воды.

Результаты подсчетов сводят в таблицу, в которую заносят для разных вариантов R значения n, Q, Ар и рнагн.

В целях сравнительно равномерного продвижения контура нефте­ носности и получения приемлемого давления насосов следует выбрать

нагнетательных труб в м2); d — диаметр труб в м; g — ускорениесвободного падения в м/с2.

Для поддержания пластового давления количество нагнетаемых в залежь воды и газа должно быть больше, чем количество всей: добываемой продукции (нефти, газа и воды).

Объем добываемой за сутки нефти в пластовых условиях

Объем добываемого за сутки свободного газа в атмосферных

где Ѵг — общее количество газа в м2/сут; рШ| — пластовое давление

в кгс/см2; а — коэффициент растворимости газа в нефти в ^кгсусы2) •

Объем добываемого за сутки свободного газа в пластовых усло­ виях

в м3 (объемный коэффициент воды и ее плотность можно принять равными единице).

82

При поддержании пластового давления путем нагнетания газа в газовую шапку или сводовую часть залежи общий объем необхо­ димого газа составит

где V — общая суточная добыча (нефти, воды и газа) в пластовых условиях в м3; остальные величины (рпл, а и z) имеют указанные выше значения.

Приемистость одной нагнетательной скважины в этом случае определяется по формуле

г С

где ер = 1 при наличии открытого забоя; остальные величины имеют те же значения, что и в формуле для определения q [см.

формулу (VII.3)].

VIII. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

1. Определение расчетных показателей процесса гидроразрыва пласта [27, 37]

Давление разрыва пласта

где коэффициент к = 1,5 -f- 2,0.

Для выяснения возможности проведения разрыва пласта через эксплуатационную колонну определяют допустимое давление на устье скважины ру.

Допустимое (внутреннее) давление на устье скважины по фор­

где Du — наружный диаметр труб эксплуатационной колонны в см; DB— внутренний диаметр этой колонны в см; сттек — предел теку­ чести для принятой группы прочности (марки) стали труб в кгс/см2;

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от проч­ ности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия будет

Это давление не будет равно необходимому забойному давлению, найденному выше по формуле (VIII.1), — последнее обычно бывает

84

меньше. Исходя из этого значения рзаб , определяют ожидаемоедавление на устье скважины:

Py = P3a6--f£- + -jjf КГС/СМ2. (VIII.6)

Если это давление будет ниже, чем допустимое давление для труб принятой группы прочности стали с учетом толщины стенки,, то гидравлический разрыв следует проводить непосредственно через

где К п — концентрация песка в кг/м3; ѵ — скорость падения зерен песка диаметром 0,8 мм в м/ч (в зависимости от вязкости жидкости определяется по рис. 68).

где Gn — количество закачиваемого при гидроразрыве песка в т- (принимается 8—10 т и более). Но объем этой жидкости не должен превышать емкости колонны труб, через которую ведется закачка. Объем продавочной жидкости должен быть на 30% больше, чем. объем колонны; при этом избыточный объем жидкости необходимо закачивать в скважину при сниженном давлении.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва

где Ѵр — объем жидкости разрыва в м3; Ѵж п — объем жидкостипесконосителя в м8; Fnp — объем продавочной жидкости в м3; Q — средний расход рабочей жидкости в м3/сут.

Радиус горизонтальной трещины приближенно может быть опре­ делен по эмпирической формуле [13]

ристики горных пород, который для скважин глубиной 600 м равен

S5

где со — ширина трещпны в м (в последних двух формулах); кпл — проницаемость пласта в Д; гт — радиус трещины в м.

Так как потери напора в трещинах ничтожно малы, то макси­ мальный дебит скважины после гидроразрыва может быть предвари­ тельно определен по формуле

Ожидаемый от гидроразрыва эффект может быть предварительно -определен по приближенной формуле Г. К. Максимовича

86

2. Определение расчетных показателей солянокислотной обработки забоя скважины [15]

Количество концентрированной 27,5% -ной соляной кислоты и воды, необходимых для приготовления солянокислотного раствора требующейся концентрации, можно найти по табл. 18.1

Таблица 18

Количество соляной кислоты и воды для приготовления солянокислотного раствора

1 В числителе указано количество концентрированной кислоты в кг, в знаменателе — количество воды в м*.

Количество концентрированной соляной кислоты WK для соляно­ кислотного раствора, содержащего НС1 £> 5,15%, определяется фор­ мулой

ST

товарной кислоты в %.

Потребное количество уникода (ингибитора)

где Ъ— добавка уникода к соляной кислоте в %; добавка уникода марки У-2, принимается равной 5%, марки М-Н 1% и марки У-К 0,3%.

Величины А и W имеют указанные выше значения.

Необходимое количество уксусной кислоты для стабилизации солей железа

и для стабилизации образующегося при этом геля кремниевой кпе-

где Ъ— добавка плавиковой кислоты к объему солянокислотного раствора в %. (3 + 6%); т — концентрация товарной плавиковой кислоты в % (обычно т = 60% HF).

Количество хлористого бария для стабилизации гипса, который образуется после реакции серной кислоты, содержащейся в товарной

•соляной кислоте, с углекислым кальцием,

где а — содержание S03 в товарной соляной кислоте в %.

88

Уточненное количество воды с учетом всех добавляемых реаген­ тов будет

где W — объем солянокислотного раствора в ы3; WA— объем кон­ центрированной соляной кислоты в м3; — суммарный объем всех добавок (ингибиторы, стабилизаторы и интенсификаторы) в м3.

Если полученная концентрация приготовленного солянокислотиого раствора окажется выше заданной, то необходимое количество добавляемой воды определится по формуле

а если полученная концентрация окажется ниже заданной, то по­ требуется добавить следующее количество соляной кислоты:

где б1 и 62 — относительная плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; р — отно­ сительная плотность концентрированной соляной кислоты; б — относительная плотность раствора заданной концентрации.

3. Определение расчетных показателен термокислотиой обработки забоя скважин [15]

Принимая в качестве химического реагента металлический маг­ ний, найдем необходимое количество магния для повышения' температуры солянокислотного раствора на (ік — tH) °С:

где W — объем солянокислотиого раствора в м3; <к — конечная: температура нагрева раствора в °С; t„ — начальная температура

где А — коэффициент, который определяется по табл. 19; х — кон­ центрация солянокислотного раствора в %.

89>