Документ: Расчёты в добыче нефти.-1, страницы 176-180

Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом в результате обработки определим по формуле

*эф —	пг2Лст	In	tп — 273	3 ,14-52-20" 2500 Jn 522 — 273			= 217 сут.
	ЯсрСЖ		60	7,66-3360	60
5. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО СТВОЛУ
ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ
Задача	88.	Определить		снижение	пластовой	температуры

в стволе скважины на высоте z от забоя при следующих данных: z = 1000 м; геотермический градиент Г = 0,01 К/м; вспомога тельный параметр а = 1,0.

Рис. IX .6. Номограмма для определения вспомогательного параметра а.

Для решения этой задачи можно применить формулу

М = Г г[ \ -		I — е	(IX. 14)
М = Г г[ \ -		dz	(IX. 14)
где		dz
где	2яХ
а	2яХ		1/м;
а			1/м;
	ЮОО^с In	— ^—

X — коэффициент теплопроводности, ккал/(м-ч- К); q — дебит сква жины, т/ч; с — удельная теплоемкость нефтяного потока, ккал/(кг- К); гх — наружный радиус насосно-компрессорных труб, м; г2 — внутренний радиус обсадных труб, м.

187

Однако такую задачу проще решить графическим способом. Для графического решения задачи рекомендуются номограммы из выравненных точек на параллельных логарифмических шка

лах.1

Первая номограмма (рис. IX .6) состоит из семи параллельных

шкал,

на пяти из которых

(к, с, q, r jr x и а)

нанесены значения

lg

2пк,

lg

с,

lg

1 0 0 0<7,

Z, м

In гг1гъ

lg а . Шкалы

х и у

-.-то

вспомогательные. Они

не

3 0 -

1 ,0 1 -

градуированы.

20 =:

э ■■

Для определения

вспо

--2000

Е

7 --

могательного параметра а

выбираем на

шкалах

к

и

10 \г

5 -

с

точки

А

и

В,

соответ

С

-

ствующие заданным значе

0

4 -

U Z ’

ниям

этих величин, и со

_JOOO

единяем

их

прямой

ли

2 Ё-

нией.

Находим

точку

С

В

:

пересечения

этой

прямой

8 : “

со шкалой х , которую со-

6 1:

o,ooi< -

L единяем

прямой

с точкой

4 е

8 -

D

на

оси q,

соответству

ющей

заданному

дебиту.

2

--'

6 --

Точку Е пересечения пря

мой CD со шкалой у соеди

= -300

—

4 --

няем

прямой

с точкой

F

0,1 1

8

- :

3 =-

шкалы

r2/rlf

соответству

= -200

в

-

=

ющей

заданному

отноше

4

j

2 =-

нию

радиусов.

Точка

G

:

пересечения

последней

2 =

прямой

со шкалой

а

оп

0,0/ 3_

0,0001-L

ределит

искомое

значение

-L100

а.

При

заданных

значе

ниях 1 =

0,5 ккал/(м-ч- К),

Рис. IX .7. Номограмма для

определения

с

= 0,4

ккал/(кг- К),

q

=

вспомогательного параметра а =

az

=

20

т/ч, гг!гх

=

1,5

нахо

дим а =

0,001

1/м.

По второй номограмме (рис. IX .7) определяем вспомогательный

параметр а = а г. Соединяя прямой

точки Л и С на шкалах z

и а ,

в

пересечении

со шкалой а в

точке

В

находим

значение

а =

1,0.

Третья номограмма (рис. IX .8) служит для непосредственного вычисления снижения температуры в скважине Дt на высоте г

над забоем по сравнению		с пластовой. Для наших данных	г =
1 В л ю ш и и	В. Е. Номограммы для установления распределения темпе
ратуры по стволу	фонтанной	скважины. — «Нефтепромысловое дело»,	1969,
№ 8, с .Т б — 19.

188

= 1000 м, Г = 0,01 К/м, а — 1,0 находим А/ = 4 К. При этом погрешность по сравнению с экспериментальными данными при глубине скважины до 2000 м составляет менее 1%.

Проверка на ЭВМ полученных при помощи номограмм данных показала вполне удовлетворительные результаты. Указанные

Рис. IX .8. Номограмма для вычисления снижения температуры АТ по стволу фонтанной скважины

номограммы можно применять при определении глубины отложе ний парафина и при других расчетах, связанных с распределением температуры по стволу фонтанной скважины.

6. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ТЕПЛОТЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ ПРИ ПАРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ

При паротепловой обработке необходимо знать потери теплоты в скважине и режимные параметры работы скважины *.

Потери теплоты по стволу скважины можно определить по

формуле
Q - X +Лг л /(х)	[<г » - 9°>я -	4	1	] -	п х -15>
1 М у с т а е в Я-	А., И л ю к о в	В.	А.	Паротепловая	обработка сква

жин на промыслах Башкирии. — «Нефтепромысловое дело», 1967, № 8, с. 20— 25.

189

где Q — потери теплоты по стволу скважины, ккал/ч; г„ — вну тренний радиус насосно-компрессорных труб, м; К — суммарный коэффициент теплопередачи, ккал/(м2- К-ч); Яп — средний коэф фициент теплопроводности горных пород, ккал/(м-К-ч); f (т) — потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева

(безразмерное число, равно 2,5—4,5); Т0 — температура рабочего агента (пара) на устье скважины, /С; 0О— среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины, К \ Н — глубина интервала закачки рабочего агента, м; а — геотермический гра диент, К/м.

О

5

10

15

20 t , c y r

Задача

89.

Определить

потери

теплоты

в

скважине,

если

гв =

= 0,031F M;

К =

159 ккал/(м2-К -ч);

Рис. IX .9. График для определе

Яп =

0,245

ккал/(м-К-ч); t

=

Юсут

ния потерь теплоты в породе в

(время

прогрева);

/ (т)

= 3,78

(рис.

функции времени

IX .9);

Т0 = 468

К;

0О=

275 К;

Н =

1300

м;

о

-

0,0154 К/м.

Пользуясь формулой

(IX . 15),

определим

Q =

2-3.14-0,031 -159-0,245

( 4 6 8 - 275) 1300 —

0,0154-130021

0,245 -|- 0,031 -159-3,78

2

= 95 400

ккал/ч (400

МДж/ч).

Суммарные потери теплоты за время прогрева

Qo6 =

24Q£ =

24-95 400-10 = 2 2 ,9 -109 кал (96 ГДж),

где

/ =

10

сут — время

прогрева.

Общее количество теплоты, подведенное к скважине, опре

деляется

по формуле

Q' =

iG,

(IX .16)

где i — энтальпия пара, характеризующая его тепловые свойства (при давлении 1,2 МПа и температуре 468 К i = 672,9 ккал/кг); G — массовый расход закачанного пара, G = 300 т = 300 000 кг. Следовательно, по формуле (IX . 16)

Q' = 672,9-300 000 = 201,87 •109 кал.

Количество теплоты, дошедшей до забоя,

Q" = 0! — Фоб =		(201,87 - 22,9) 10® = 178,97 10° кал (750 ГДж).
Потери	теплоты	составляют
Ч - -	100 = -	^	100 = 11,3% .

X. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ ЗАБОЙНЫХ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

Задача 90. Провести гидравлический расчет промывки забой ной песчаной пробки [7], для чего определить давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя, давление на забое скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие струи. Сравнить прямую и обратную промывку водой и нефтью.

Исходные данные: глубина скважины Н = 2000 м; диаметр эксплуатационной колонны D = 168 мм; диаметр промывочных труб d = 73 мм; максимальный размер песчинок (зерен), состав ляющих пробку, б = 1 мм; песчаная пробка находится в эксплуа тационной колонне выше фильтра. Промывка ведется промывоч ным агрегатом АзИНМАШ-35, эксплуатационная характеристика которого приведена в табл. Х.1.

Прямая промывка водой

1.Потери давления на гидравлические сопротивления при

движении жидкости в 73-мм трубах определяются по формуле

Н ии	(Х.1)
h l = ^ l£ ~ 2 g ' м вод. ст.,

где X — коэффициент трения при движении воды в трубах; dB — внутренний диаметр промывочных труб, м; ин — скорость нисхо дящего потока жидкости, м/с, берется из табл. Х.2.

В наших расчетах эти величины равны: X = 0,035 (табл. Х.З); dB = 0,062 м; ун1 = 1,048 м/с; vHп = 1,52 м/с; ин 1П = 2,32 м/с;

					Т а б л и ц а X. I
	Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-35
	(максимальная мощность двигателя 110 кВт)
Включенная	Номинальная	Число двойных		Подача насоса,	Давление на
Включенная	частота враще	Число двойных		Подача насоса,	Давление на
скорость	ния двигателя,	ходов	плунже	л/с	выкнде, МПа
	об/мин	ра в	минуту
I	2500	39,7		3,16	16,0
п	2500	58,0		4,61	11,0
ш	2500	88,2		7,01	7,2
IV	2500	134,0		10,15	4,3

191

Материал: Расчёты в добыче нефти.-1

Смотрите также: