Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест (стр. 4 из 7)
-проверяется возможность неполного заполнения скважины жидкостью замещения в целях её экономии и сокращения времени освоения.
Давление на забое скважины в этом случае равно
Откуда
где Aкзгл и Aкжз – градиенты давления от гидравлических потерь при движении соответственно бурового раствора и жидкости замещения в кольцевом зазоре, Па/м, определяемые по формулам:
· для структурного режима бурового раствора
Па/м,· для структурного режима жидкости замещения
Па/ми тогда
м.2) Расчёт давления закачки при равенстве забойного и пластового давлений
= (1160-885)*9,8(1414,5-639)+0,544+0,38+0,105=2,1 МПа;
это давление обеспечивается агрегатом АзИНМАШ-32м на любой передаче.
3). Расчёт объёма закачиваемой жидкости.
Очевидно, что объём закачиваемой жидкости складывается из объёма НКТ
м3и объёма части кольцевого зазора, заполненного жидкостью замещения
м3, 
м3.4).Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
ч.2.2.1.2 Обратная закачка
Забойное давление определяем
Откуда
Па/м, 
Па/м 
Объем жидкости закачки
м3,Продолжительность закачки:
ч.Вывод: сравнивая показатели прямой и обратной закачки, я выбрал прямую закачку, так как объем закачивающей жидкости и время закачки меньше, чем у обратной.
2.2.2 Характеристика призабойной зоны пласта
Для оценки состояния ОЗП определим скин – фактор по методике Ван - Эвердинга и Херста.
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. |
| q | 52 | м3/сут |
| μ | 4,2 | мПа*с |
| h | 8 | м |
| m | 0,25 | д.ед. |
| βн | 1,09*10-9 | 1/Па |
| βп | 3,6*10-10 | 1/Па |
| rc | 0,0665 | м |
| Rк | 250 | м |
Решение:
1. Строим КВД в координатах ΔP – Lg(T):
| Т, час | Р, МПа | ∆P, МПа | LgT |
| 20 | 18,00 | 2,70 | 4,86 |
| 22 | 18,10 | 2,80 | 4,90 |
| 24 | 18,20 | 2,90 | 4,94 |
| 26 | 18,24 | 2,94 | 4,97 |
| 28 | 18,38 | 3,08 | 5,00 |
| 30 | 18,40 | 3,10 | 5,03 |
| 32 | 18,47 | 3,17 | 5,06 |
| 34 | 18,52 | 3,22 | 5,09 |
| 36 | 18,55 | 3,25 | 5,11 |
| 38 | 18,59 | 3,29 | 5,14 |
| 40 | 18,60 | 3,30 | 5,16 |
| 42 | 18,64 | 3,34 | 5,18 |
| 44 | 18,70 | 3,40 | 5,20 |
| 46 | 18,75 | 3,45 | 5,22 |
| 48 | 18,79 | 3,49 | 5,24 |
| 50 | 18,80 | 3,50 | 5,26 |
2. Уклон прямолинейного участка:
Выбираем т. на прямой
3. Гидропроводность:
4. Проницаемость
5. Пьезопроводность:
6. Вычисляем Скин – фактор:
Скин – фактор, параметр определяющий потери давления в ОЗП, отрицательный, следовательно, призабойная зона улучшена относительно удаленной зоны пласта, и проектирование мероприятий по интенсификации продуктивности скважины не требуется.
2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. |
| Hс | 2351 | м |
| Pпл нач | 21 | МПа |
| Pпл тек | 19,1 | МПа |
| Dэкс | 0,146 | м |
| dэкс | 0,1304 | м |
| ρгл.р. | 1109 | кг/м3 |
| Dнкт | 0,073 | м |
| dнкт | 0,062 | м |
| ρн д | 903 | кг/м3 |
| Руст | 1,5 | МПа |
| Рнас | 14,5 | МПа |
| Г | 90 | м3/т |
| ρн пл | 843 | кг/м3 |
| n | 74,6 | % |
| ρв пл | 1008 | кг/м3 |
| Ya | 0,0029 | д.ед. |
| Yс1 | 0,9501 | д.ед. |
| Tпл | 65 | ˚С |
Решение:
Минимальным забойным давлением фонтанирования называется такое давление, которое, если его пересчитать в высоту столба жидкости, то эта высота окажется больше глубины скважины, т.е. из скважины будет переливаться жидкость.
Рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для текущих условий:
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа, приходящийся на единицу массы дегазированной нефти, определим по формуле:
Давление насыщения при температуре 20 °С определим из соотношения:
– Функция состава газа 
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа
Объём выделившегося газа на башмаке подъемника равен нулю, т.к.
Эффективный газовый фактор определяем по формуле:
Максимальную длину подъемника определим по:
– Средняя плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника.Продукция скважины обводнена
. Определяем среднюю плотность нефти: 
При текущих условиях (
), скважина фонтанирует и прекратит фонтанировать при снижении забойного давления до 23 – 23,96 МПа.Аналогичным образом, рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для начальных условий:
. 
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. | СИ | |
| Тпл | 65 | ° С | 338 | К |
| Рнас | 14,5 | МПа | 14500000 | Па |
| Yc1 | 0,9501 | д.ед. | 0,4926 | д.ед |
| Ya | 0,0029 | д.ед. | 0,0535 | д.ед |
| Рпл тек | 19,1 | МПа | 19100000 | Па |
| Ру | 1,5 | МПа | 1500000 | Па |
| Г | 90 | м3/т | 90 | м3/т |
| ρнд | 903 | кг/м3 | 903 | кг/м3 |
| ρго | 1,02 | - | 1,02 | - |
| n | 74,6 | % | 0,746 | д.ед. |
| ρпл вода | 1008 | кг/м3 | 1008 | кг/м3 |
| Qж | 52 | м3/сут | 52 | м3/сут |
| dнкт | 0,062 | м | 0,062 | м |
| μ | 0,0042 | Па*с | 0,0042 | Па*с |
| Pзаб дин | 15,3 | МПа | 15300000 | Па |
| dэкс | 1304 | мм | 0,133 | м |
| Hс | 2351 | м | 2351 | м |
Решение: