vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
в трубах (нисходящий поток)
(
dp |
) 0,03 |
4,41 |
622,15 |
2388,08 |
Па / м |
|
dH |
2 |
0,076 |
||||
|
|
|
в трубах (восходящий поток)
(
dp |
|
|
|
2 |
657,57 |
|
|
|
) |
|
0,03 |
4,41 |
2524,04 |
Па / м |
|||
dH |
тртв |
2 0,076 |
||||||
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||||
в ко л ьце вом за зор е (н ис ходящий поток )
(
dp |
|
|
|
1,74 |
2 |
622,25 |
|
|
|
) |
|
0,03 |
|
460,92 |
Па / м |
||||
dH |
тркзн |
2 (0,1503 0,089) |
|||||||
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|||||
в кольцевом зазоре (восходящий поток)
(
dp |
) |
|
|
dH |
тркзв |
||
|
|||
|
|
0,03 |
1,74 657,57 |
|
(0,1503 0,089) |
||
2 |
=487,16 Па /м
В соответствии с (3.12) давление при прямой закачке |
|
|||||||||||||||
Рзп = рукз + 10 |
–6 [( |
dp |
) |
|
( |
dp |
) |
|
( |
dp |
) |
|
( |
dp |
) |
гсн ]H |
|
тртн |
|
тркзв |
|
гсв |
|
||||||||||
|
|
dH |
|
|
dH |
|
|
dH |
|
|
dH |
|
||||
или (при рукз=0,1 МПа)
рзп =0,1 +10 -6 (2388,08 + 487,16 + 6450,76 −6103,29)1700= = 16,54 МПа.
В соответствии с (3.13) давление при обратной закачке
Рзо = рут + 10
–6[(
dp |
) |
|
dH |
||
|
тркзн +
( |
dp |
) |
|
dH |
|||
|
|
тртв+
( |
dp |
) |
|
dH |
|||
|
|
гсв −
( |
dp |
) |
|
dH |
|||
|
|
гсн ]H
или (при р ут = 0,1 МПа)
P30 =0,1 +10 -6 (460,92 + 2524,04 + 6450,76 − 6103,29)1700 = 16,73 МПа.
Таким образом, в данном конкретном случае давление при прямой закачке пены практически равно давлению при обратной закачке пены.
При отключении насосного агрегата и компрессора произойдет выравнивание гидростатического давления в трубах и кольцевом зазоре и средний градиент потерь давления от действия гидростатического столба пены в скважине составит
( dHdp ) гс = [ ( dHdp ) гсн + ( dHdp ) гсв] /2 =(6103,29 + 6450,76) /2 = 6277,025 Па/м.
25
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
В этом случае забойное давление
рз а б =10 -6
( |
dp |
) |
|
dH |
|||
|
|
гсН + ру =6277,025∙ 1700∙10 -6 +0,1 = 10,77 МПа.
Забойное давление в заглушённой до устья водой скважине р заб = 10 -61000∙9,81 ∙ 1700 + 0,1 =16,78 МПа
Таким образом, за счет замены в скважине воды на пену забой ное давление снизилось на 6,01 МПа.
|
|
Вопросы к лабораторной работе №3 |
|
|
|||||||||
1.Смысл метода освоения скважин пенами |
|
|
|
|
|
||||||||
2.Состав двухфазной пены |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
3.Степень аэрации «а» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
4. Истинное газосодержание пены |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
5. Объемное расходное газосодержание |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Варианты расчета параметров освоения нефтяной скважины пенами |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
|
|
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубина |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубины |
180 |
190 |
210 |
215 |
|
225 |
|
|
230 |
205 |
195 |
182 |
|
скважин,L,м |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
0 |
|
|
0 |
0 |
0 |
0 |
|
скважины, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2000 |
Lc, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Степень |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
аэрации, а |
50 |
60 |
70 |
65 |
|
55 |
|
|
75 |
70 |
75 |
60 |
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
26
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ЛАБОРАТОНАЯ РАБОТА №4 – ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПАРАМЕТРЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
4.1 Расчет требуемого количества кислоты и концентрации реагентов для проведения СКО
В определим необходимое количество химикатов и составим план
обработки скважины соляной кислотой.
Таблица 4.1 – Исходные данные
глубина H |
2078,2 м |
|
|
мощность пласта h |
3,7 м |
|
|
глубина зумпфа h зум |
(2152) 60 м |
|
|
внутренний диаметр скважины D скв |
0,130 м |
|
|
диаметр НКТ dНКТ |
0,063 м |
|
|
наружный диаметр НКТ d1 |
0,073м |
|
|
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 15%. При норме расхода 1 м3 на 1 м интервала обработки общий объём 15% - ной соляной кислоты, составит:
Wр = h · 1, |
(4.1) |
где:
h – товщина пласта, м;
Wр = 3,7 · 1= 3,7 м3.
Расчет количества химикатов и воды:
На приготовление 3,7 м3 15 % - ого раствора необходимо концентрированной HCl :
Wk= |
Wp·xp·(5,09·xp+999) |
, |
(4.2) |
||
xk·(5,09·xk+999) |
|
||||
|
|
|
|||
27
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
где:
Wp – объем 15 % - ной соляной кислоты, м3; xp – объемная доля кислотного раствора;
хк – объемная доля товарной кислоты = 27,5 %;
Wk= 27,5·(5,09·27,5+999)3,7·15(5,09·15+999) = 1,9 м3
В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:
Wyk= |
bykWp |
, |
(4.3) |
|
c |
||||
|
|
|
||
|
yk |
|
|
где:
bук - норма добавки 100% уксусной кислоты =3 %;
сук – объемная доля товарной уксусной кислоты = 80 %
Wyk= 3·3,780 =0,14 м3
В качестве ингибитора коррозии выбран реагент катапин-А, концентрацией
0,1%, объем которого:
Wи= |
bиWи |
, |
(4.4) |
|
c |
||||
|
|
|
||
|
и |
|
|
где:
bи – выбранная объемная доля реагента в растворе;
си – объемная доля товарного ингибитора = 100 %.
Wи= 0,1·3,7100 =0,0037 м3
Количество интенсификатора (принимаем Марвелан – К):
Wинт= |
bинтWp |
, |
(4.5) |
|
100 |
||||
|
|
|
где:
bинт - норма добавки 100% интенсификатора =0,3 %;
28
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Wинт= 0,3·3,7100 = 0,01 м3
При испольовании технической соляной кислоты в ней может содержаться
до a = 0,4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария,
количество которого определяем:
Gхб=21.3·Wp ( |
a·xp |
– 0,02), |
(4.6) |
|
xk |
||||
|
|
|
где:
21,3 – масса хлористого бария (кг), необходимые для нейтрализации 10 кг
серной кислоты;
a·xp – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;
xk
a- объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %;
0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.
Gхб=21,3·3,7(0,4·1527,5 – 0,02) = 15,62 кг
При плотности хлористого бария 3860 кг/м3 объем его с учетом определяют:
Wхб= |
Gхб |
= |
15,62 |
= 0,004 м3 |
(4.7) |
4000 |
3860 |
Объем воды для приготовления кислотного раствора:
Wв =Wр – Wк - ∑Wреаг = 3,7 – 1,9 – 0,14 – 0,0037 – 0,01 – 0,004 = 1,64 м3.
Порядок приготовления кислотного раствора:
Наливают в мерник 1,64 м3 воды, добавляют к ней 0,0037 м3 ингибитора катапин-А, 0,14 м3 уксусной кислоты и 1,9 м3 соляной товарной кислоты. Данный раствор тщательно перемешивают, измеряют его плотность ареометром. Значение
ρр можно рассчитать по следующей формуле:
Wk= |
Wp·pp·(pp−999) |
, |
(4.8) |
|
p ·(p −999) |
||||
|
|
|
||
|
k k |
|
|
где:
pk - плотность товарной кислоты при 15 0С = 1139 кг/м3.
29
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
p = |
999 |
+ |
√ |
( |
999 |
)2 |
+ p |
k |
· (p |
k |
− 999) · |
Wk |
= |
|
|
|
|||||||||||
р |
2 |
|
2 |
|
|
|
|
Wp |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
9992 +√(9992 )2 + 1139 · (1139 − 999) · 1,93,7 = 1075 кг/м3
Если замеряемая плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду,
если меньше, то товарную кислоту. Обычно возможные погрешности при расчетах меньше, чем ошибка при замере плотности ареометром.
Затем добавляют в раствор 15,62 кг хлористого бария, хорошо перемишивают, через 5 минут после этого добавляют 10 л интенсификатора Марвелан – раствор снова перемешивают и оставляют его на 2 – 3 часа до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну.
4.2 Расчет основных технологических параметров соляно – кислотной
обработки
Трубы спускают, устанавливая низ НКТ на глубине равной низу интервала
перфорации, размещают и обвязывают оборудование.
Вызывают устойчивую циркуляцию жидкости в скважине солевым
раствором.
Закрывают задвижку на затрубной пространстве и путем закачки солевого
раствора в трубное пространства определяют приемистость пласта.
В случае отсутствия приемистости устанавливаем кислотную ванну (не
более 4 часов).
Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-
компрессорных труб и ствола скважины от низа НКТ до кровли пласта. |
|
V1п.м.НКТ. = 0,785·d2·1 = 0,785·0,0632·1 = 0,0031 м3 |
(4.9) |
где:
d - диаметр НКТ, м;
VНКТ = 2152 ∙ 0,0031 = 6,67 м3
30
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Объем кольцевого пространства эксплуатационной колонны в интервале
перфорации с учетом спущенных НКТ: |
|
V1п.м.э.к = 0,785·d2·1 = 0,785·0,132·1 = 0,0133 м3 |
(4.10) |
где: |
|
d – внутренний диаметр скважины, м; |
|
V = 0,0133 ∙ 3,7 = 0,049 м3 |
(4.11) |
V1п.м.НКТ. = 0,785·d2·1 = 0,785·0,0732·1 = 0,0041 м3 |
(4.12) |
где: |
|
d – наружный диаметр, м; |
|
V= 0,0041 ∙ 3,7 = 0,015 м3 |
(4.13) |
V = 0,049 - 0,015 = 0,034 м3 |
(3.14) |
Vобщая =0,034 + 6,67 = 6,7 м3 |
(4.15) |
где:
Vобщая - общий объём жидкости, с учетом того, чтобы кислота поднялась до верха кровли.
Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата задавливают кислоту в пласт, закачивая солевой раствор в объеме 3,7 м3 (объем кислотного раствора для ОПЗ) и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта (при наличии приемистости).
Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает.
Продолжительность реагирования кислоты 1,5 – 2 часа.
Приток вызывают с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.
После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.
4.3 Выбор режима работы насосного агрегата
Для увеличения эффективности кислотного воздействия на породу желательно, чтобы активная кислота проникала на большее расстояние от
31
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
скважина. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки.
Так же, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта кислоты с оборудованием и уменьшает его коррозию.
Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт при
максимально возможной его подаче.
Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину
жидкости с расходом q = 10,6 л/с. |
|
|
|
|
|
Рвн = Рзаб – Рж + Рт = 37,32 – 26,3 +5,02 = 16,04 МПа |
(4.16) |
||||
где: |
|
|
|
|
|
Рзаб – максимально забойное давление при продавке раствора |
|
||||
Рзаб = Рпл + q∙10-3∙ |
86400 |
= 19 + 10,6∙10-3∙ |
86400 |
= 37,32 МПа |
(4.17) |
К |
|
||||
|
50 |
|
|
||
где: |
|
|
|
|
|
Рж – гидростатическое давление столба жидкости (нефть плотностью 900 |
|||||
кг/м3) |
|
|
|
|
|
Рж = ρg(L-hзум) = 900∙9,81(2152 – 60) ∙10-6 = 18,5 МПа |
(4.18) |
||||
где:
Рт - потери давления на трение
Рт =λ∙ υ 2∙L∙ |
ρ |
|
= 0,02∙3,42∙2152∙ |
900 |
∙10-6 |
= 3,6 МПа |
(4.19) |
2d |
|
||||||
|
|
2∙0,063 |
|
|
|||
где:
υ – скорости движения жидкости по трубам
|
q∙ |
10−3 |
=10,6∙10−3 |
|
|
2 |
|
|
|||
υ = |
|
0,785∙ |
= 3,4 м/с |
(4.20) |
|
|
(0,785∙0,0632) |
||||
|
|
|
|
||
где:
λ – коэффициент гидравлического сопротивления
λ = |
0,3164 |
= |
0,3164 |
= 0,02 |
(4.21) |
0,25 |
0,25 |
||||
|
Re |
64260 |
|
|
|
|
|
|
|
|
32 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
где:
Re – число Рейнольдса
Re = |
υdρ |
= |
3,4∙0,063∙900 |
= 64260 |
(4.22) |
|
|
|
|
||||
µ |
|
3∙10−3 |
||||
где:
μ – динамическая вязкость продавчной нефти, равная 3 мПа·с.
Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора
|
Vобщая∙103 |
|
6,7∙103 |
|
|
τ = |
|
= |
|
= 0,2ч |
(4.23) |
q∙3600 |
10,6∙3600 |
||||
4.4 Расчет радиуса проникновения кислоты
Зная состав и объем закачанной в пласт смеси можно определить радиуса проникновения смеси в пласт.
эффективная нефтенасыщенная толщина = 3,7 метров. Объем и состав закачиваемой смеси 3,7 м3 15%-ной HCL. Эту смесь продавили соляным раствором в пласт. Зная объем закачиваемой смеси (Vзак=6,7 м3) можно найти радиус проникновения этой смеси в пласт (Rпр).
|
√ |
Vзак∙4 |
|
√ |
6,7∙4 |
|
|
|
Rпр = |
h∙π∙m |
= |
3,7∙3,14∙0,25 |
= 1,52 м |
(4.24) |
|||
|
|
|||||||
2 |
|
2 |
||||||
|
|
|
|
|
||||
Обработка соляной кислотой дает хорошие результаты в слабопроницаемых горных породах. Радиус проникновения кислоты равен 1,52 м.
33
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вопросы к лабораторной работе №4
1.состав кислотного раствора при СКО и ГКО
2.Порядок приготовления кислотного раствора
3.Оборудование применяемое при кислотных обработках
4.Виды и назначение кислотных обработок
5.Как определить забойное и пластовое давление
Варианты для самостоятельного решения
глубина H |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мощность |
6 |
3,2 |
5,8 |
8,2 |
3,7 |
4,1 |
9,3 |
11,3 |
12,3 |
7,1 |
пласта h, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глубина |
2070 |
2152 |
2770 |
2500 |
2720 |
2480 |
2100 |
3000 |
2880 |
2370 |
зумпфа h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
зум,м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
внутренний |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
0,130 |
диаметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D скв, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диаметр |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
0,063 |
НКТ dНКТ, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
наружный |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
0,073 |
диаметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НКТ d1,м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
34
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ЛАБОРАТОНАЯ РАБОТА №5 – ПОДБОР УЭЦН К СКВАЖИНЕ
Подобрать УЭЦ к скважине по следующим параметрам:
Вариант |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
наружный |
|
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
диаметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
эксплуатационной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
колонны D, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глубина |
|
2210 |
2550 |
2480 |
2810 |
2100 |
2760 |
2510 |
2480 |
3000 |
скважины H, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
дебит жидкости |
120 |
90 |
50 |
60 |
140 |
67 |
132 |
105 |
30 |
|
Q, м3/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
статический |
|
850 |
900 |
1100 |
700 |
650 |
570 |
880 |
900 |
550 |
уровень hст , м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коэффициент |
|
14 |
10 |
4 |
6 |
11 |
5 |
9 |
8 |
3 |
продуктивности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважины |
К, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м3/(сут. Мпа); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глубина |
|
300 |
200 |
250 |
270 |
320 |
310 |
220 |
250 |
270 |
погружения |
под |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
динамический |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
уровень h, м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вязкость |
|
2,6 |
3,5 |
4,1 |
2,8 |
4,3 |
3,2 |
2,4 |
4,6 |
3,3 |
жидкости μ |
∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10−6 м2/с; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
35 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
превышение |
|
15 |
12 |
10 |
13 |
7 |
6 |
11 |
16 |
14 |
|
уровня |
жидкости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в сепараторе |
над |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
устьем |
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
hг , м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
избыточное |
|
0,2 |
0,14 |
0,22 |
0,21 |
0,15 |
0,26 |
0,19 |
0,25 |
0,19 |
|
давление |
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сепараторе |
Рс, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МПа; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
расстояние |
от |
50 |
60 |
70 |
55 |
65 |
85 |
75 |
45 |
56 |
|
устья до станции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
управления l, м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
плотность |
|
800 |
879 |
834 |
887 |
812 |
894 |
843 |
822 |
850 |
|
добываемой |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
жидкости |
pж, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг/м3. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вопросы к лабораторной работе №5
1.Назовите критерии подбора УЭЦН к скважине;
2.Маркировка УЭЦН;
3.Напорно-расходные характеристики УЭЦН;
4.Компоновка УЭЦН;
5.Причины преждевременного отказа УЭЦН.
36
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ЛАБОРАТОНАЯ РАБОТА №6 – ПОДБОР ШСНУ К СКВАЖИНЕ
Определить производительность и коэффициент подачи ШГНУ по
следующим параметрам:
Вариант |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глубина |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Н, м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глубина |
|
1400 |
1550 |
1600 |
1400 |
1350 |
1780 |
1200 |
1050 |
1600 |
|
спуска |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
насоса L, м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диаметр |
|
38 |
44 |
38 |
56 |
38 |
38 |
44 |
44 |
38 |
|
насоса Dпл , |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
мм; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диаметр штанг dшт = 19 мм; dтр = 60 мм; |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
плотность |
|
800 |
879 |
834 |
887 |
812 |
894 |
843 |
822 |
850 |
|
добываемой |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
жидкости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
pж, кг/м3. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
длина |
хода |
2 |
3 |
2,4 |
3,1 |
2,2 |
1,8 |
2,4 |
1,6 |
2,5 |
|
точки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
подвеса |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
штанг |
SА |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
число |
|
|
10 |
8 |
12 |
5 |
10 |
7 |
11 |
8 |
6 |
качаний |
n, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мин.-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
37 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
забойное |
24,2 |
22,1 |
28 |
25 |
24,6 |
26,8 |
26,1 |
25,6 |
27,1 |
давление |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рзаб МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
содержание |
60 |
70 |
65 |
80 |
93 |
87 |
81 |
84 |
92 |
воды nв, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вопросы к лабораторной работе №6
1.Назовите критерии подбора ШСНУ к скважине;
2.Маркировка ШСНУ;
3.Основные характеристики ШСНУ;
4.Компоновка ШСНУ;
5.Способы уравновешивания ШСНУ.
38
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ЛАБОРАТОНАЯ РАБОТА №7 – ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
РАЗРЫВА ПЛАСТА
Задача 7.1 – Расчет основных технологических параметров гидравлического разрыва пласта
Таблица 7.1 – Исходные данные для расчета (варианты 1-2)
|
|
Параметры |
|
|
Вариант 1 |
|
Вариант 2 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.Глубина скажины |
|
|
|
3 000 м |
|
2 800 м |
||
|
2. Начальное пластовое давление, Pпл |
|
29 МПа |
|
26 МПа |
||||
|
3.Средняя эффективная нефтенасыщенная |
|
6,4м |
|
8,4м |
||||
|
толщина, (h) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.средняя плотность вышележащих пород (ρ) |
|
2600 кг/м3; |
|
2400 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг/м3; |
|
5.темп закачки (Q) |
|
|
|
17 л/с |
|
16 л/с |
||
|
6.Объем жидкости разрыва; (Vж) |
|
|
142 м3 |
|
100 м3 |
|||
|
7.вязкость жидкости-песконосителя () |
|
200 мПа с |
|
220 мПа с |
||||
|
8.коэффициент Пуассона (v) |
|
0,3 |
|
|
0,28 |
|||
|
9.плотность проппанта пес; |
|
|
1400 кг/м3 |
|
1350 кг/м3 |
|||
|
10.Плотность пластовой нефти; |
|
|
788 кг/м3 |
|
810 кг/м3 |
|||
|
11.Диаметр НКТ (внешний/внутренний); d |
|
88,9/73 мм |
|
88,9/73 мм |
||||
|
12. Количество закачиваемого проппанта; |
|
60 т |
|
30 т |
||||
|
|
Исходные данные для расчета (варианты 3-7) |
|
||||||
|
Параме |
Вариант 3 |
Вариант 4 |
Вариант 5 |
|
Вариант 6 |
|
Вариант 7 |
|
|
тры |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
3 200 м |
2 500 м |
3 000 м |
|
2 600 м |
|
3 200 м |
|
|
2. |
31 МПа |
24 МПа |
29 МПа |
|
26 МПа |
|
|
32 МПа |
|
3. |
7,45м |
8,8м |
6,4м |
|
9,7м |
|
|
8,75м |
|
4. |
2350 |
2400 кг/м3; |
2600 кг/м3; |
|
2420 кг/м3; |
|
|
2280 |
|
|
кг/м3; |
|
|
|
|
|
|
кг/м3; |
|
5. |
17 л/с |
16 л/с |
16 л/с |
|
16 л/с |
|
|
17 л/с |
|
6. |
110 м3 |
170 м3 |
120 м3 |
|
100 м3 |
|
|
180 м3 |
|
7. |
225 мПа с |
210 мПа с |
200 мПа с |
|
200 мПа с |
|
|
230 мПа с |
|
8. |
0,25 |
0,28 |
0,27 |
|
0,26 |
|
|
0,29 |
|
9. |
1400 кг/м3 |
1350 кг/м3 |
1450 кг/м3 |
|
1290 кг/м3 |
|
|
1450 кг/м3 |
|
10. |
820 кг/м3 |
840 кг/м3 |
790 кг/м3 |
|
830 кг/м3 |
|
|
860 кг/м3 |
|
11. |
88,9/73 |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
|
88,9/73 мм |
|
|
88,9/73 мм |
|
мм |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12. |
60 т |
90 т |
60 т |
|
30 т |
|
|
90 т |
39
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Исходные данные для расчета (варианты 8-12)
Параме |
Вариант 8 |
Вариант 9 |
Вариант 10 |
Вариант 11 |
Вариант 12 |
тры |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
2 800 м |
2 700 м |
3 100 м |
2 400 м |
3 300 м |
2. |
31 МПа |
28 МПа |
29 МПа |
23 МПа |
31 МПа |
3. |
7,35м |
6,8м |
6,9м |
9,1м |
5,95м |
4. |
2390 кг/м3; |
2530 кг/м3; |
2630 кг/м3; |
2480 кг/м3; |
2270 кг/м3; |
5. |
17 л/с |
16 л/с |
17 л/с |
16 л/с |
17 л/с |
6. |
110 м3 |
160 м3 |
120 м3 |
110 м3 |
150 м3 |
7. |
215 мПа с |
230 мПа с |
235 мПа с |
200 мПа с |
210 мПа с |
8. |
0,24 |
0,28 |
0,26 |
0,3 |
0,29 |
9. |
1430 кг/м3 |
1350 кг/м3 |
1150 кг/м3 |
1190 кг/м3 |
1250 кг/м3 |
10. |
820 кг/м3 |
810 кг/м3 |
770 кг/м3 |
800 кг/м3 |
769 кг/м3 |
11. |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
12. |
60 т |
90 т |
60 т |
30 т |
90 т |
Исходные данные для расчета (варианты 13-15)
Параметры |
Вариант 13 |
Вариант 14 |
Вариант 15 |
|
|
|
|
1. |
2 200 м |
2 700 м |
3 350 м |
2. |
21 МПа |
28 МПа |
29 МПа |
3. |
10,35м |
10,8м |
11,9м |
4. |
2090 кг/м3; |
2230 кг/м3; |
2630 кг/м3; |
5. |
17 л/с |
16 л/с |
17 л/с |
6. |
110 м3 |
180 м3 |
120 м3 |
7. |
200 мПа с |
220 мПа с |
230 мПа с |
8. |
0,29 |
0,28 |
0,26 |
9. |
1130 кг/м3 |
1380 кг/м3 |
1190 кг/м3 |
10. |
870 кг/м3 |
820 кг/м3 |
790 кг/м3 |
11. |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
88,9/73 мм |
12. |
60 т |
90 т |
60 т |
|
Методические рекомендации: |
||
1) Определяет давление разрыва по формуле:
Р |
раз |
Р |
Р |
Р |
р |
|
гв |
пл |
|
(7.1)
где Ргв – вертикальная составляющая горного давления, МПа;
Рпл – пластовое давление, МПа;
Рр – давление расслоения пород, Рр = 1,5 – 3 МПа (в расчетах примем усреднённое давление 2,3 Мпа),
40
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Р |
Н |
п |
g |
гв |
|
|
где Н – глубина скважины, м;
п – средняя плотность вышележащих пород;
g– ускорение свободного падения, м/с2.
Тогда Рр будет равно:
Р |
раз |
P |
P |
2,3 |
|
г.в. |
пл |
|
(7.2)
Горизонтальная составляющая горного давления определяется по формуле:
Р |
|
Р |
р |
v |
|
|
|||
|
|
|
|
|
г |
|
1 |
v |
|
|
|
|||
(7.3)
2) Рассчитаем забойное давление в момент создания трещин разрыва. Для расчета этой величины Ю.П. Желтовым получена эмпирическая формула:
Р |
|
|
Р |
|
|
3 |
5,25 Е |
2 |
Q |
|
|||
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
, |
|||||||||
|
заб |
|
заб 1 |
|
|
2 |
|
|
|
||||
Р |
|
Р |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
1 v |
|
P |
V |
|
||||||
|
г |
|
г |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г |
ж |
|
(7.4)
Р |
|
Р |
|
|
Р |
|
|
3 |
заб 3 |
|
|
1 |
|||||
|
|
заб |
|
заб 1 |
||||
Рг |
Рг |
|
Рг |
|
|
|||
|
|
|
||||||
(7.5)
Из формулы 1.5 находят РЗАБ.
3) Рассчитаем длину трещины разрыва при данном давлении и объеме жидкости разрыва. Для этого воспользуемся эмпирической формулой 1.7:
1тр |
|
|
|
V |
ж |
E 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
5,6 1 |
2 h Р |
заб |
Р |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
Определим раскрытость трещины по эмпирической формуле 1.8:
4 1 v 2 1тр Рзаб Рг
Е2
4)Рассчитаем объёмную долю песка в смеси no:
|
|
|
|
|
Cп |
|
|
|
|
n0 |
|
|
|
пес |
|
||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
Cп |
|
1 |
||||
|
|
|
|
пес |
|||||
|
|
|
|
|
|
||||
(7.7)
(7.8)
(7.9)
Где Сп – концентрация проппанта в смеси;
41
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
пес – плотность проппанта (песка).
5) Рассчитаем потери давления на трение при движении жидкости-
песконосителя по НКТ.
Для этого сначала определим плотность жидкости-песконосителя ж ,
кг/м3:
|
ж |
1 n |
|
п |
n |
|
0 |
|
0 |
(7.10)
Определим вязкость жидкости-песконосителя:
|
ж |
exp |
3,18 n |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
||
Определим число Рейнольдса Re : |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Re |
4Q |
ж |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
d |
ж |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Коэффициент гидравлического сопротивления |
|
: |
|||||||||
|
|||||||||||
|
|
|
|
64 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Re |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
(7.11)
(7.12)
(7.13)
При Re > 200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение Ртр, возрастают в 1,52 раза
Р |
|
1,52 |
16 Q2 |
H |
|
|
(7.14) |
|||
тр |
2 |
2 |
d5 |
ж |
||||||
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||||
6)Давление, которое нужно создать
Ру Рзаб ж
на устье при гидроразрыве Ру, МПа:
g H Ртр |
(7.15) |
7) Необходимое число насосных агрегатов N, шт определяется по формуле:
N |
Ру Q |
1 |
(7.16) |
Ра Qa k тс |
где Ра – рабочее давление агрегата, МПа; Ра = 40 МПа;
42
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Qa – подача агрегата при этом давлении, л/с; Qa =10 л/с;
kтс – коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы; (в расчетах принимать kтс = 0,8).
8) Объём жидкости для продавки жидкости-песконосителя Vп, м3
определяется по формуле:
V |
|
|
1 |
d |
2 |
h |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
п |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(7.17)
9) Продолжительность гидроразрыва формуле:
t |
V |
ж |
V |
|
п |
||
|
|
||
|
|
Q |
|
|
|
|
а |
одним агрегатом определяется по
(7.18)
Где
Vп – объём жидкости для продавки жидкости-песконосителя
Vж – количество жидкости для осуществления ГРП
Qа – скорость подачи жидкости агрегатом (0,017 м3/с)
Вопросы к лабораторной работе №7
1.Критерии подбора скважин-кандидатов для ГРП;
2.Требования к жидкостям разрыва для ГРП;
3.Виды и маркировка проппантов;
4.Виды ГРП;
5.Состав и технические характеристики применяемого оборудования при производстве работ по ГРП.
43