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 |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
к |
|
__________ 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 |
|
ip |
|
4 ■0,86 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Приведенный |
|
радиус скважины |
[4] |
|
|
|
||||||
|
„ |
л Г 2,25х |
ЛГ 2,25-1216 |
|
, 0 гг |
|
пиос- |
|||||
|
гпр= |
у |
~{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) |
’ |
|
|
||
|
ѵ |
|
|
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 |
|
|
|||||
|
|
|
|
т |
|
ß |
|
огѵп |
1> |
|
|
|
|
|
|
|
|
lg Дк |
lg |
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
Пусть фонтанная скважина работает в условиях, когда забойное давление больше давления насыщения (рзаб > Лас )■ Пластовое давление рпл = 283 кгс/см2; давление насыщения Рпас = 224 кгс/см2.
Требуется построить регулировочные кривые зависимости дебита нефти Q„, дебита газа Qr, газового фактора <?0, содержания песка 0 и депрессии Ар от диаметра штуцера, а также установить оптималь ный технологический режим фонтанирования.
Данные |
исследования |
скважины |
сведены |
в табл. 39. |
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 39 |
|
|
Результаты исследования скважины |
|
|||
Диаметр |
Дебит |
Дебпт газа |
Газовый |
Депрессия |
Содержание |
штуцера d, |
нефти Qn, |
0 Г. |
фактор и о, |
ЛРі, |
песка Ѳ, |
мм |
т/сут |
м’ /сут |
м*/т |
кгс/см* |
% |
1 |
21 |
3 108 |
148 |
12 |
0,07 |
2 |
33 |
4 785 |
145 |
20 |
|
3 |
44 |
6 468 |
147 |
27 |
0,15 |
4 |
55 |
8 190 |
149 |
33 |
0,25 |
5 |
71 |
10 650 |
150 |
42 |
0,50 |
Строим в прямоугольной системе координат на общем графике регулировочные кривые изменения дебита нефти, газа, газового фактора, процента содержания песка и депрессии в зависимости от
Рис. 51. Регулировочные кривые фонтанной скважины
диаметра штуцера (рис. 51). ;По этим кривым и устанавливается оптимальный режим работы скважины. Оптимальный режим работы
160
скважины должен обеспечить ограниченный вынос песка и получе ние максимально возможного дебита нефти при наименьшем газо вом факторе.
Рассматривая построенные регулировочные кривые, видим, что газовый фактор при всех режимах работы скважины изменяется незначительно, так как рзаб > рнас, а содержание в нефти песка резко (в 2 раза) возрастает при переходе с 4-мм на 5-мм штуцер. Таким образом, единственным критерием установления оптималь ного режима работы скважины является допускаемый вынос песка. С этой точки зрения оптимальным диаметром штуцера в данном случае будет d — 4 мм, что соответствует депрессии Ар = 33 кгс/см2. При этой депрессии значительно увеличивается межремонтный пе риод работы скважины и удлиняется срок службы подземного и на земного оборудования.
Основным методом борьбы с осложнениями, вызываемыми содер жанием песка в добываемой жидкости, является ограничение отбора жидкости из пласта путем создания на забое скважин оптимальной депрессии.
При рааб <^ pHat, особенно при режиме растворенного газа, с увеличением до определенного предела диаметра штуцера газовый фактор сначала снижается, а затем при дальнейшем увеличении диаметра штуцера начинает повышаться. В таких случаях оптималь ный режим следует устанавливать по минимальному газовому фактору.
При обводнении нефти пластовой водой до величины меньше 80% режим работы скважины и оптимальный дебит следует уста навливать с учетом допустимого процента обводнения.
Обычно опытным путем устанавливаются предельно допустимые нормы по всем факторам, ограничивающим дебит скважины (газ, вода, песок). Тогда режим работы скважины устанавливают с учетом совокупности этих показателей.
12. Определение расхода газа в газопроводе [23]
Задача 21
Расход газа замеряется стационарным самопишущим расходо мером ДП-430.
Дапо: диаметр газопровода D = 20 см; диаметр отверстия диа фрагмы d = 6 см; статическое давление в газопроводе р = 30 кгс/см2=
= 22 068 мм рт. |
ст.; перепад давления в |
дифференциальном мано |
метре И = 160 |
мм. рт. ст.; t = 7° С (или |
Т = 280 К); относитель |
ная плотность |
газа р = 0,85 . |
|
Требуется определить суточный отбор газа из скважины: |
||
Q = 62,67aße/f^2 ]/"Ррт- г^ рт-ст- |
(формула III.79) |
|
И З а к а з 62 5 |
161 |
По табл. 5 находим К = 62,67 а ]/"-|г ] /^ ~ = 88,41, где Т и р
берутся для нормальных условий. После подстановки значения К формула (III.79) примет следующий вид:
|
Q = |
Ѵ р Рг . с т Я |
р т . с |
т |
|
|
. |
||||
Значение ß |
= |
1,009 (по табл. 4), |
е = |
0,95 (по рис. 17), |
Kt = 1. |
||||||
По табл. 6 определяем температурную поправку: |
|
= 1,023. |
|||||||||
По |
табл. 7 |
находим |
поправку |
на |
относительную плотность |
||||||
0,8 |
= 0,97. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
рис. 1 |
и |
2 коэффициент |
сжимаемости |
газа |
z |
0,84. |
||||
По |
|||||||||||
Q = 88,41 • 1,009 • 0,95 • 1 ]/22 068-160 |
.1,023 • 0 |
, 9 |
7 |
= |
|||||||
Задача 22 |
|
= |
181,8 тыс. м3/сут. |
|
|
|
|
||||
количество добываемого |
из |
скважин |
попутного |
||||||||
Определить |
|||||||||||
газа |
путем замера его на выходе из сепаратора шайбным измерите |
||
лем, |
если диаметр отверстия шайбы d = |
16 мм, |
перепад давления |
Нв = 600 мм. вод. ст. и плотность газа |
рг = |
0,8. |
|
По формуле (III.80) находим: |
|
|
|
<?r = 0,172d2] / ^ - =0,172.16* j/'Ц - =1200 м3/сут
внормальных условиях.
13.Определение в фонтанных скважинах потерь напора в подъемных трубах, давления на забое и к. п. д. подъемника
Задача 23
Скважина фонтанирует нефтью за счет гидростатического напора без выделения свободного газа в подъемных трубах.
Требуется определить гидравлические потери напора, забойное давление и к. п. д. подъемника при фонтанировании по подъемным
трубам и |
по эксплуатационной колонне. |
Н = |
|||
= |
Характеристика скважины и нефти: глубина скважины |
||||
2800 м; |
внутренний |
диаметр |
эксплуатационной колонны |
D = |
|
= |
150 мм; |
подъемные |
трубы |
внутренним диаметром d = 62 мм |
|
спущены до верхних перфорационных отверстий; дебит скважины Q = 300 т/сут; рабочее давление на устье скважины при фонтаниро
вании по 62-мм трубам |
рбуф = 120 кгс/см2; коэффициент продуктив- |
иости скважины К = |
т |
1 2 ------—тг-- относительная плотность |
|
|
сут • (кгс/см2) 1 |
нефти рн = 0,87; кинематическая вязкость нефти при средней тем пературе в скважине 110° С ѵ = 0,1 см2/с.
162