Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест (стр. 3 из 7)
Рассмотрим теперь распределение скважин по дебиту Средние дебиты скважин изменяются в пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитом до 50 м3/сут – 65,7%, от 50 до 100 м3/сут – 24,82%, а с дебитами от 100 до 443 м3/сут – 8,84 %.
Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.
| Данные по скважине: | ||
| Нс(Lc) | 2351 | м |
| Dэкс | 146 | мм |
| dэкс | 130,4 | мм |
| Dнкт | 73 | мм |
| dнкт | 62 | мм |
| Pпл тек | 19,1 | МПа |
| Pпл нач | 21 | МПа |
| ρб.р. | 1,109 | г/см3 |
| nв | 0,746 | д.ед. |
| Hдин | 1059 | м |
| Pбуф | 1,5 | МПа |
| Pзатр | 2,0 | МПа |
| ρпл вода | 1008 | кг/м3 |
| Pнас | 14,5 | МПа |
| ρг | 0,758 | кг/м3 |
| ρн д | 903 | кг/м3 |
| ρн пл | 843 | кг/м3 |
| Pзаб дин | 15,3 | МПа |
| Pзаб стат | 23,5 | МПа |
| Qж | 52 | м3/сут |
| h | 8 | м |
| Кпрод | 1,4 | м3/(сут*МПа) |
| bн | 1,115 | д.ед. |
| μн | 4,2 | мПа*с |
| k | 0,109 | мкм2 |
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны
2.2.1Расчет процесса освоения скважины
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. |
| Hc | 2351 | м |
| Dнкт | 0,073 | м |
| dнкт | 0,062 | м |
| Dэкс | 0,146 | м |
| dэкс | 0,1304 | м |
| ρб.р. | 1109 | кг/м3 |
| ρж.з. | 911 | кг/м3 |
| μж.з. | 4,2 | мПа*с |
| Pпл нач | 21 | МПа |
Решение:
Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена "тяжёлой жидкостью" - буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового давления (Рпл).
Наиболее распространённым видом освоения скважины является замена "тяжёлой жидкости" более "лёгкой", именуемой "жидкость замещения", и способствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойным давлениями – как условия притока жидкости:
Рассматриваемая скважина заполнена глинистым раствором плотностью 1109 кг/м3.
В первую очередь необходимо выбрать вид жидкости замещения, удовлетворяющий условию притока жидкости. Если ствол скважины полностью заполнить этой жидкостью, то её плотность rжз определится из соотношения:
Очевидно, что проще всего использовать в качестве жидкости замещения дегазированную нефть данной залежи плотностью rнд = 903 кг/м3 и заполнить ствол скважины дегазированной нефтью полностью.
Закачка жидкости замещения будет производиться агрегатом
Табл.3
| Передача | Подача,л/с | Давление, МПа | Подача, л/с | Давление, МПа | Подача, л/с | Давление, МПа | Подача, л/с | Давление, МПа | Подача, л/с | Давление, МПа |
| при диаметре сменных цилиндрических втулок, мм | ||||||||||
| 80 | 90 | 100 | 115 | 127 | ||||||
| Азинмаш – 32м | ||||||||||
| I | - | - | - | - | - | - | - | - | 3,16 | 16,0 |
| II | - | - | - | - | - | - | - | - | 4,61 | 10,9 |
| III | - | - | - | - | - | - | - | - | 7,01 | 7,2 |
| IV | - | - | - | - | - | - | - | - | 10,2 | 4,3 |
Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости, выбираем I передачу характеризующуюся подачей 3,16 л/с (0,00316 м3/сек).
2.2.1.1 Прямая закачка
Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.
При расчетах этого процесса необходимо определить потери на трение при движении глинистого раствора и нефти в НКТ и в затрубном пространстве (
).Глинистый раствор вязкопластичная жидкость, то для оценки пластической вязкости η и предельного динамического напряжения сдвига τ0 используем формулы Б.С. Филатова:
Рассчитаем критическую скорость в трубе:
Фактическую скорость бурового раствора в трубе:
Рассчитаем параметр Сен-Венана – Ильюшина:
По графику [1, c.76, рис.3.1] определяем коэффициент
Так как
, режим движения ламинарный, следовательно, потери на трение в трубе определяем по формуле: 
Для определения потерь на трение при движении в трубе нефти воспользуемся уравнением Дарси – Вейсбаха:
– коэффициент гидравлического сопротивления.Рассчитаем число Рейнольдса:
При
коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Кольбрука: 
Соответственно потери на трение в трубе при движении нефти состявят:
Расчет потерь на трение в кольцевом пространстве
Рассчитывается критическая скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре
где Reкр – критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле
где He = Re×Sen – параметр Хёдстрема.
Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде
а число Рейнольдса
и тогда параметр Хёдстрема
Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре
Параметр Хедстрема
Критическое число Рейнольдса
Число Рейнольдса при движении глинистого раствора
Так как Reгл 1< Reкр 1, то режим движения структурный
Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении бурового раствора определяются по формуле
где brI – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле
по графику рис.3.1. [5] brI = 0,60
МПа.Для жидкости замещения
потери давления на трение
поскольку ReжзI = 3682> Reкр = 2320,
и согласно
МПа.Суммарные потери напора на трение в кольцевом зазоре при закачке жидкости замещения на первой передаче составят
МПа;Весь процесс закачки
1). Расчёт расстояния x, на которое должна подняться жидкость замещения, считая от забоя, в кольцевом зазоре для случая, когда