сборник задач по технологии добычи нефти и газа в осложненных условиях


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.


МˈˍˈС˒˅РС˒Вˎ

ˎˁРˀЗˎВˀˍˈ˟ ˈ ˍˀ˓Кˈ
РˎССˈˉСКˎˉ
Ф˅Д˅Рˀ˖ˈˈ


Федеральное государственное автономное образовательное у˷реждение выс˸его образования

įˎˁ˗ˉˏˎˁМ˝ˎ˜К ˉ˒˒Мˆ˅ˏ˃ˁ˓ˆМ˝˒ˋˉК

˓ˏˍ˒ˋˉК
РˏМˉ˓ˆ˖ˎˉ˘ˆ˒ˋˉК Фˎˉ˃ˆС˒ˉ˓ˆ˓İ






ВNˍN

ˀрбузов, ˅NВN

Курганова






СˁˎРˍˈК ЗˀДˀ˗ ˏˎ ˒˅˕
ˍˎˋˎ˃ˈˈ
Дˎˁ˛˗ˈ ˍ˅Ф˒ˈ ˈ ˃ˀЗ
ˀ

В ˎСˋˎˆˍ˅ˍˍ˛˕
˓СˋˎВˈ˟˕



Рекомен
довано в ка˷естве практикума для студентов направл
е-
ния įˍефтегазовое делоİ


Редакционно
-
издательским советом

˒омского полите˵ни˷еского университета













ˈздательство

˒омского полите˵ни˷еского университета

2015

2



˓ДК 622N2W6(0W6)


ˁˁК 33N361яW3

ˀW95


ˀрбузов ВNˍ
.


ˀW95


Сборник зада˷ по те˵нологии добы˷и нефти и газа в осло
ж-
ненны˵ условия˵Z практикум для

студентов направления įˍефт
е-
газовое делоİ


/ ВNˍN ˀрбузов, ˅NВN

Курганова

; ˒омский полите˵ни˷еский универс
и-
тетN
ķ

˒омск

Z ˈзд
-
во ˒омского полите˵ни˷еского университета,
2015
.
ķ

8
3

сN



ˏрактикум составлен авторами, ˷тобы помо˷ь студентам в проведении у˷е
б-
но
-
нау˷ны˵ исследований в области нефтегазовой геологии, проектировании систем
разработки и управления процессами нефтегазоизвле˷енияN ˏрактикум разработан
на основе известны˵ монографий и у˷ебны˵ пособий Соколова ˅NˀN, Зингера
A
.
M
.
įСтруйные аппаратыİ, ˃
иматудинова ˘NКN įСправо˷ное руководство по проект
и-
ровани˾ разработки и эксплуатации нефтяны˵ месторожденийİ, Ми˹енко ˈN˒N
įРас˷еты при добы˷е нефти и газаİ, а также отдельны˵ публикаций в те˵ни˷ески˵
издания˵ ˟ремий˷ук РNСN įСоздание депрессий на пласт с

помо˹ь˾ струйны˵ а
п-
паратовİ и įˈнструкции по рас˷ету обсадны˵ колонн для нефтяны˵ и газовы˵
скважинİN

Содержа˹иеся в практикуме задания могут выполняться студентами самост
о-
ятельно и под руководством преподавателя, а также могут использоваться в нау
˷-
ны˵ ис
следования˵ по тематике те˵нологии добы˷и нефти и газаN


˓ДК 622N2W6(0W6)


ˁˁК
33N361яW3











đ Ф˃ˀˎ˓ Вˎ ˍˈ ˒ˏ˓, 2015

đ
ˀрбузов ВNˍN,
Курганова ˅NВ
., 2015

đ ˎформлениеN ˈздательство ˒омского

полите˵ни˷еского университета, 2015



3


˒пежсзбойж

ВВ
˅Д˅ˍˈ˅ııııııııııııııııııııııNNN5

1.

ˎСˎˁ˅ˍˍˎС˒ˈ ˝КСˏˋ˓ˀ˒ˀ˖ˈˈ СКВˀˆˈˍ В
ˎСˋˎˆˍ˅ˍˍ˛˕ ˓СˋˎВˈ˟˕

................................
................................
...

6

1N1N Рас˷ет повы˸ения
температуры продукции за с˷ет работы
погружного агрегата ˓˖˝ˍ и влияние этого повы˸ения на вязкость
продукции

................................
................................
................................
.....

6

1N2N ˒иповая зада˷а

................................
................................
............

8

1N3N Задания для самостоятельной работыZ

................................
.....

9

2N С˅ˏˀРˀ˖ˈ˟ СВˎˁˎДˍˎ˃ˎ ˃ˀЗˀ ˓ ˏРˈ˅Мˀ
ˏˎ˃Р˓ˆˍˎ˃ˎ ˎˁˎР˓ДˎВˀˍˈ˟

................................
...........................

11

2N1N Рас˷ет ко
эффициента сепарации свободного газа

................

11

2N2N ˒иповая зада˷а

................................
................................
..........

13

2N3N Задания для самостоятельной работыZ

................................
...

17

3N˝КСˏˋ˓ˀ˒ˀ˖ˈ˟ ˃ˀЗˎВ˛˕ СКВˀˆˈˍ

................................

19

3.1.
Рас˷ет подъемника газовой скважины

................................
...

19

Рас˷ет выноса тверды˵ ˷астиц

................................
.......................

20

Рас˷ет выноса жидки˵ капель

................................
........................

21

Рас˷ет
диаметра подъемника из условия минимальны˵
(заданны˵) потерь давления в труба˵

................................
......................

22

3N2N ˒иповая зада˷а

................................
................................
..........

23

3N3N Задания для самостоятельной работыZ

................................
...

26

4NВ˛ˁˎР Р˅ˆˈМˀ Рˀˁˎ˒˛ ˃ˀЗˎВˎˉ СКВˀˆˈˍ˛

.............

28

4N1 Рас˷ет минимального дебита обводненной газовой скважины
................................
................................
................................
......................

28

4.
2N ˒иповая зада˷а

................................
................................
..........

29

4N3N Задания для самостоятельной работыZ

................................
...

30

5NРˀС˗˅˒ Дˎˏ˓С˒ˈМˎ˃ˎ ДˀВˋ˅ˍˈ˟
ˍˀ ˏРˈ˅М˅
˓С˒ˀˍˎВКˈ Вˈˍ˒ˎВˎ˃ˎ ˍˀСˎСˀ

................................
....................

31

5N1N ˒иповая зада˷а

................................
................................
..........

34

5N2N Задания для самостоятельной работыZ

................................
...

36

6N ˏРˈМ˅ˍ˅ˍˈ˅ С˒Р˓ˉˍ˛˕ ˀˏˏˀРˀ˒ˎВ Дˋ˟ ˎСВˎ˅ˍˈ˟
ˍ˅Ф˒˟ˍ˛˕
ˈ ˃ˀЗˎВ˛˕ СКВˀˆˈˍ

................................
....................

37

4


6N1N Методика рас˷ета гидроструйного насоса

............................

37

6N2N ˒иповая с˵ема компоновки лифта (рисN 6N1)

.........................

38

6N3N Конструкция струйного аппарата ˓ˎС
-

1 (рисN 6N2)

............

38

6N4N С˵ема обвязки наземного оборудования (рисN 6N3)

..............

39

6N5N ˏринципиальная с˵ема

струйного аппарата (рисN 6N4)
.........

39


6N6N Рас˷ет струйного аппарата

................................
.....................

45

6NWN Рас˷ет те˵нологи˷ески˵ параметров создания депрессий на
пласт

с помо˹ь˾ струйного аппарата

................................
.....................

48

6.8
.

˒иповая зада˷а

................................
................................
..........

50

6N9N Задания для самостоятельной работыZ

................................
...

56

WNМ˅˒ˎД ˎСВˎ˅ˍˈ˟ С
КВˀˆˈˍ С ˏˎМˎ˙˜˞ ˏ˅ˍ

............

58

WN1N Рас˷ет давления зака˷ки пены в скважину
ııııııNNN
58

WN2N ˒иповая зада˷а
ıııııııııııııııııı

60

7.3
Задания для самостоятельной работыZ

ııııııııNN
63

8
NˏРˎ˅К˒ˈРˎВˀˍˈ˅ ˃ˈДРˎˏ˅СКˎС˒Р˓ˉˍˎˉ

ˎˁРˀˁˎ˒Кˈ
ıııııııııııııııııııııııN
65

8.1.
Рас˷ет процесса гидропескоструйной обработки

ıııNN

65

8N2N ˒иповая зада˷а
ıııııııııııııııııı

67

8N3N Задания для самостоятельной работы

ııııııııN

68

9N˃ˀЗˋˈФ˒ˍˀ˟ ˝КСˏˋ˓ˀ˒ˀ˖ˈ˟ СКВˀˆˈˍ
ııııııN
70

9N1N Рас˷ет пускового давления для разли˷ны˵ систем

п
одъемников

ıııııııııııııııııııııııNNN
70

9N2N ˒иповая зада˷а
ıııııııııııııııııı

71

9N3N Задания для самостоятельной работа
ııııııııNNN
72

10NˈССˋ˅ДˎВˀˍˈ˅ СКВˀˆˈˍ, ˝КСˏˋ˓ˀ˒ˈР˓˅М˛˕
ˏˎ˃Р˓ˆˍ˛Мˈ ˖˅ˍ˒Рˎˁ˅ˆˍ˛Мˈ ˝ˋ˅К˒РˎˍˀСˎСˀМˈ
ııN
74

10N1N ˒иповая зада˷а
ıııııııııııııııııNN
76

10
.2.
Задания для самостоятельной работы

ıııııııNNN

80

СˏˈСˎК ˋˈ˒˅Рˀ˒˓Р˛
ııııııııııııııııN

82



5


˃˃ˆ˅ˆˎˉˆ

Студент
ы
, изу˷а˾˹и
е

дисциплину

Ĺ
˒е˵нология добы˷и нефти и
газа в осложненны˵ условия˵
ĺ
,

вместе с
усвоени
ем

теорети˷ески˵ основ
должн
ы

владеть методиками и практи˷ескими навыками рас˷етов
те
˵-
нологи˷ески˵
процессов
, связанны˵ с эксплуатацией нефтяны˵
и газ
о-
вы˵
скважинN

˒
еорети˷еские знания, полу˷енные студентами

в ˵оде изу˷ения
лекционного материала
,

быстрее
становятся руководством к дей
стви˾,
если на и˵ основе ре˸а˾тся зада˷и, даже не о˷ень сложныеN В данном
практикуме, с у˷етом представлений о су˹ности процессов разработки
нефтяны˵ и газовы˵ месторождений, приводятся методики ре˸ения з
а-
да˷, основанные на полу˷енной в вузе математи˷еской

подготовкеN

Современное проектирование разработки нефтяны˵ и газовы˵ м
е-
сторождений
, выбор необ˵одимого
глубиннонасосного оборудовани
я

и
обосновани
е

оптимальны˵
те˵нологий
эксплуатации скважин

требу
˾
т
достато˷но
сложны˵ рас˷етов с использованием
лицензионны˵ пр
о-
граммны˵ продуктов и мо˹ны˵ вы˷ислительны˵ средствN
Во многи˵
слу˷ая˵, о
днако,
применение более
прост
ы˵

алгоритмов
, лежа˹и
˵

в о
с-
нове
ре˸ения
зада˷, рассмотренны˵ в данном у˷ебн
ом пособии
, позв
о-
ля˾т полу˷ить
достато˷но адекватные коли˷ествен
ные
результаты без
использования длительны˵ рас˷етов на основе более сложны˵ моделейN

ˏрактикум является у˷ебным пособием по рас˷етной ˷асти курса
Ĺ
˒е˵нология добы˷и нефти и газа в осложненны˵ условия˵
ĺN За основу
были взяты ˵оро˸о известные издания Ä1
-
7
]
N Рассмотрены зада˷и
,

к
а-
са˾˹иеся
особенност
ей

эксплуатации
добыва˾˹и˵
скважин в
осложненны˵ условия˵
, ме˵анизма
сепараци
и

свободного газа у приема
погружного оборудования
,

выбора режима работы
газовы˵ скважин
,
рас˷ет
а

допустимого давления

на приеме
установки винтового насоса

и
применени
я

струйны˵ аппаратов для освоения нефтяны˵ и газовы˵
скважин
, рас˷етов при освоении скважин пенными системами,
те˵нологи˷ески˵ рас˷етов при пректировании гидропескоструйной
перфорации, газлифтной эксплуатации, а также
исследований скважин,
эксплуатируемы˵ с помо˹ь˾ электроцентробежны˵ насосов

.







1.

ˏ˒ˏВˆˎˎˏ˒˓ˉ ˞ˋ˒РМФˁ˓ˁ˗ˉˉ ˒ˋ˃ˁЗˉˎ ˃
ˏ˒МˏЗˎˆˎˎ˜˖ Ф˒Мˏ˃ˉа˖


К осложненным условиям эксплуатации добыва˾˹и˵
скважин
относятся условия, связанные со свойствами продукции скважин (в
ы-
сокая обводненность, высокая

вязкость, отложения ˀСˏˎ, твер
дой ф
а-
зы, повы˸енные температуры, газовые факторы и тN дN)N ˝ти обсто
я-
тельства су˹ественно затрудняет глубинные иссле
до
вания

скважин и
обусловливает рас˷етное определение целого ряда параметров, испол
ь-
зуемы˵ при оптимизации те˵нологи˷ески˵ режимов работы скважинн
о-
го оборудованияN Кроме того, ослож
н
ения при эксплуатации скважин
˷ас
то связаны с используемыми в на
стоя˹ее время те˵
нологи˷ескими

процессами (поддержание пласто
вого давления, тепловые методы п
о-
вы˸ения нефтеотда˷и и дрN), а также применяемыми системами нефт
е-
газосбора (однотрубные герметизированные), требу˾˹ими повы˸е
н-
ны˵ устьевы˵ давленийN


1.
1.
Сбт˸жу рпгь˹жой̀ ужнржсбу
фсь рспефл˷йй иб т˸жу сбвпуь р
п-
дсфзопдп бдсждбуб Ф˗˞ˎ й гмй̀ойж ˾упдп рпгь˹жой̀ об г̀илптуэ рспеф
л-
˷йй

Распределение температуры по глубине скважи
ны расс˷итыва
ется
по следу˾˹им зависимостям (при 15 
Q
м

 800 т/сут)

[6]
:

Ĝ
(
Đ
)

Ĝ

Ĝ
͔͘
١
Đ
١

Ϲ

(
Ϲ

-
ɧ
ЀϿ
١
č


ɧ
஺஺஽
١

͕
)
١

͖͍

͖͔͘

١


͚


(1.1)


Ĝ
(
Đ
)

Ĝ

Ĝ
͔͘
١
̢
١


ɧ
஺஺ா஽஻
௰௲

(



஽஽
)

Ͻ
ɧ
ϼ
١
Ϲ-





(
1.
2)


Ĝ
(
Đ
)


Ĝ
͔͘
١
Đ
١

-
ɧ
Ͻϼ
١
,

١
(
ீ஼஽
ɧ

١

͖͋

͕

Ϲ
)




١


͚

(
1.
3)


где
h

-

глубина, м;
-

безразмерная глубина

=
h

/ 1 м; с
-

удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кгňК)N

Во все˵ формула˵ знак įпл˾сİ необ˵одимо брать при рас˷ете
температуры от устья, при этом
t

=
t
у
, а глубина
h

отс˷итывается от
устья; знак įминусİ необ˵одимо брать при рас˷ете температуры от з
а-
боя, при этом
t

=
t
пл
, а глубина
h

отс˷итывается от забояN

7


Сле
дует отметить, ˷то зависимость (
1.
1) может быть использована
только для фонтанны˵ и газлифтны˵ скважинN ˏри рас˷ете распредел
е-
ния температуры вдоль ствола ме˵анизированны˵ скважин, эксплуат
и-
руемы˵ установками электроцентробежны˵ насосов, предпо˷тительнее
использовать формулу (
1.
3).

Для обводненной продукции скважины удельну˾ теплоемкость
жидкости с расс˷итыва˾т в зависимости от обводненности по следу
˾-
˹ей формулеZ


͚

͚
͖
١
(
Ϲ

Ė

)

ċ
̗
١
Ė

,




(
1.
4)


где сн, св
-

соответственно удельная теплоемкость нефти (сн

=
2100 Дж/кгň К) и воды (св = 4186 Дж/кгňК);
n
0

ķ

обводненность проду
к-
цииN

Для определения вязкости газонасы˹енной нефти ʣн
t

при тек
у-
˹ей температуре
t

можно использовать следу˾˹у˾ зависимостьZ

Р
͖


čĠĘ
(

ЀϿ
ɧ
Ϻϼ
١
Ϲ-


١
6
͙͌

ϹϺ
ɧ
Ё
١
Ϲ-


١
6
͙͌

)
١


*
[
Р
஼஺
١
(

ಷಲ

಴ಲ
)


಴ಲ
ವಲ
]
௩௼௴

(


ɧ
஺஺ாு஻஻
١

͙͌


ɧ
஺஺஺஺஺ூ஽
١

͙͌

)



(1.5)



где ʣ
20

и ʣ
50

ķ

соответственно вязкость дегазированной нефти при
20ĉС и 50ĉС,
V
гр

-

коли˷ество растворенного в 1 м
3

нефти газа, м
3

3

.
ˏри давлении на приеме насоса

Р
пр


Р
нас

V
гр

= ˃
0
.

˅сли требуется определить температуру потока на вы˵оде из
установки ˝˖ˍ
t
вы˵
, то для ее рас˷ета использу˾т зависимость (
1.
3), в
которой полага˾т
t

=
t
у,
h

=
H
н
,
L
с

=
ˍ
н
, где
ˍ
вн

ķ

глубина спуска насоса,
а вместо
t
пл подставля˾т
t
вы˵
N В результате формула для определения
t
вы˵

принимает видZ

Ĝ
͋ͤ͞


͜




ɧ
ிாா
١
̢
͖
͚
١
(
ீ஼஽
ɧ

١

͖͋

͕


)

.




(
1.
6)











8




1.2.
˓йрпгб̀ и
беб˸б

Добыва˾˹ая скважина эксплуатируется установкой погружного
электроцентробежного насосаN

ˈс˵одные данныеZ



глубина скважины =
с

= 2000 м,



глубина спуска ˝˖ˍ ˍ
н

= 1200 м,



внутренний диаметр скважины D
т

= 0,1503 м,



внутренний диаметр ˍК˒ 
вн

= 0,0503 м,



пластовая температура Ý
пл

= 50 ĉС,



температура на устье скважины Ý
у

= 14,8 ĉС,



дебит скважины (массовый) B
м

= 50

т/сут,



обводнен
ность ×
0

= 0,



вязкость дегазированной нефти при 20 ĉС ʣ
20

= 50 мˏаňс,



вязкость дегазированной нефти при 50 ĉС ʣ
50

= 5 мˏаňс,



газовый фактор ˃
0

= 25 м
3

3
,



давление у приема ˝˖ˍ вы˸е давления насы˹енияN

ЗаданиеZ

1)

Расс˷ита
ть повы˸ение те
мпературы продук
ции скважины на в
ы-
˵оде из установки погружного центробежного электронасоса за
с˷ет нагрева ее от работа˾˹его погружного агрегата;

2)

оценить влияние повы˸ения температуры на вязкость газонас
ы-
˹енной нефти на вы˵оде из установкиN

Ре˸ениеZ

ˏервона˷ально
расс˷итываем

температуру в сква
жине
t
c

перед
установкой ˝˖ˍ на глубине 1200 м от устья или на расстоянии 800 м от
забоя по (
1
.
3)


Ĝ


Ĝ
͔͘
١

Ϲ

(



̢
͖
)



-
ɧ
Ͻϼϼ
١

͚
͚
١
(
ϾϺϻ
ɧ
Ͽ

͛

͕

Ϲ
)


.


˒ак как нефт
ь безводная, то с = 2100 Дж/(гň
ĉС)


9


Ĝ


Ͻ-
١

Ϲ

(
஼஺஺஺

஻஼஺஺
)
஼஺஺஺
١

-
ɧ
Ͻϼϼ
١
஼஺஺஺
஼஻஺஺
١
(
ϾϺϻ
ɧ
Ͽ

ɧ
஻ி஺஽
ி஺

Ϲ
)



Ϻ-
ɧ
ϺϹ֮
.


˒аким образом, температура в скважине перед установкой ˝˖ˍ
составляет
t
c

= 20,21 ĉСN Для рас˷ета температуры на вы˵оде из уст
а-
новки ˝˖ˍ
t
вы˵

воспольз
уемся зависимость˾ (
1.
3), записан
ной в виде
(
1.
6)

Ĝ
͋ͤ͞


͜




ɧ
ிாா
١
̢
͖
͚
١
(
ீ஼஽
ɧ

١

͖͋




)

=
஻ா
ɧ





ɧ
ிாா
١
ಳ಴ಲಲ
಴ಳಲಲ
١
(
ீ஼஽
ɧ

١

ɧ
ಲಷಲವ
ಷಲ


)

=
29,95

˒аким образом, температура нефти за с˷ет работы погружного а
г-
регата повы˸ается на


Ĝ

Ĝ
͋ͤ͞

Ĝ


ϺЁ
ɧ
ЁϽ

Ϻ-
ɧ
ϺϹ

Ё
ɧ
Ͽϼ
Ђ
̦

Расс˷итываем

вязкость газонасы˹енной нефти ʣ
нт

при теку
˹ей
температуре
t

по формуле (
1.
5)N ˏри температуре в скважине перед
установкой ˝˖ˍ
t
с

= 20,21 ĉС


Р
͖஼஺
ɪ


čĠĘ
(
-
87,24*
Ϲ-


١
ϺϽ

ϹϺ
ɧ
Ё
١
Ϲ-


*
ϺϽ

)
١


١
[
Ͻ-
١
(
ி
ி஺
)

ɧ
಴ಳ
ವಲ
]
௩௼௴
(


ɧ
஺஺ாு஻஻
١
஼ி


ɧ
஺஺஺஺஺ூ஽
١
஼ி

)

čĠĘ
(

-
ɧ
ϺϺϾϹϾϻ
)
١
١
ϼЁ
ɪ
ϹЁϾ

ɧ
ூ௃஽ி

ϺϽ
ɪ
ЁϹϽ

͕̤͉
١
͚
.


Расс˷итываем

вязкость газонасы˹енной

нефти при температуре
t
вы˵

= 29,95 ĉС

Р
͖஼஺
ɧ


čĠĘ
(

ЀϿ
ɧ
Ϻϼ
١
Ϲ-


١
ϺϽ

ϹϺ
ɧ
Ё
١
Ϲ-


١
ϺϽ

)
١


١
[
Ͻ-
١
(
ி
ி஺
)

ɧ
಻ಷ
ವಲ
]
௩௼௴
(


ɧ
஺஺ாு஻஻
١
஼ி


ɧ
஺஺஺஺஺ூ஽
١
஼ி

)

čĠĘ
(

-
ɧ
ϺϺϾϹϾϻ
)
١
١
Ϻϻ
ɧ
ϺЁϿ

ɧ
ூ௃஽ி

Ϲϻ
ɧ
ϺЀЁ

̡̤͉
١
͚
.


Следовательно, за с˷ет нагрева от работа˾˹его погружного агр
е-
гата вязкость газонасы˸енной нефти снизилась с 25,915 до 13,289
мˏаňс, тN еN в 1,95 разаN




1N3N ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуь
:

10


L
с
-

глубина скважины, м

ˍ
н
-

глубина спуска ˝˖ˍ, м

D
т
-

внутренний диаметр скважины, м

d
вн
-

внутренний диаметр ˍК˒, м

t
пл
-

п
ластовая температура,
0
С

t
у
-

температура на устье скважины,
0
С

Q
м
-

дебит скважины (массовый), т/сут

n
0
-

обводнен
ность, %

ʣ
20
-

вязкость дегазированной нефти при 20 ĉС , мˏаňс


ʣ
50
-

вязкость дегазированной нефти при 50 ĉС , мˏаňс

˃
0
-

газовый фактор, м
3

3



˒аблица1N1

̑

L
c

H
н

D
т

d
вн

t
пл

t
у

Q
м

n
0

ĝ
20

ĝ
50

˃
0

1

2000

1200

0,1503

0,0503

50

14,8

46

0

50

5

25

2

2100

1300

0,1300

0,0300

60

15,0

55

0

50

5

25

3

2200

1400

0,1503

0,0503

70

15,5

62

0

50

5

30

4

2300

1500

0,1300

0,0300

80

15,7

50

0

50

5

35

5

2400

1600

0,1503

0,0503

90

14,5

50

0

50

5

40

6

2500

1700

0,1300

0,0300

80

16,0

70

0

50

5

45

7

2000

1300

0,1503

0,0503

50

16,5

60

0

50

5

50

8

2300

1600

0,1503

0,0503

70

15,8

65

0

50

5

55

9

2500

1500

0,1300

0,0300

80

16,2

60

0

50

5

60

10

2200

1200

0,1300

0,0300

60

15,4

54

0

50

5

65

11

2100

1400

0,1503

0,0503

80

16,6

72

0

50

5

70

12

2300

1600

0,1300

0,0300

60

15,2

50

0

50

5

72

13

2400

1300

0,1503

0,0503

80

16,7

75

0

50

5

32

14

2500

1500

0,1300

0,0300

70

17,0

60

0

50

5

44

15

2000

1400

0,1503

0,0503

60

17.9

55

0

50

5

56







11



2.
˒ˆРˁСˁ˗ˉа ˒˃ˏВˏ˅ˎˏДˏ
Дˁˈˁ Ф РСˉˆˍˁ РˏДСФЗˎˏДˏ


ˏВˏСФ˅ˏ˃ˁˎˉа


2.1.
Сбт˸жу лп˾˵˵й˷йжоуб тжрбсб˷йй тгпвпеопдп дбиб

[6]

˟вление сепарации газа в затрубное

пространство имеет место
при эксплуатации нефтяны˵ скважин как фонтанным, так и ме˵аниз
и-
рованным способомN ˎсобо важное зна˷ение этот эффект приобретает в
слу˷ае использования для подъема жидкости глубиннонасосного об
о-
рудования (˘˃ˍ˓ и ˓˝˖ˍ)N ˏри заборе н
асосом газожидкостной см
е-
си (˃ˆС) из кольцевого пространства между всасыва˾˹ей сеткой нас
о-
са (для ˝˖ˍ) и эксплуатационн
ой колонной скважины в первое рабо˷ее
колесо насоса вместе с отка˷иваемой жидкость˾ попадает не весь св
о-
бодный газ, содержа˹ийся в ней не
посредственно перед всасыва˾˹ей
сеткой насосаN ˗асть газа, сепарируясь из ˃ˆС, про˵одит мимо рабо˷и˵
органов насоса и ˷ерез межтрубное пространст
во поступает в выкидну˾
лини˾N
˝ффективность работы глубинны˵ насосов, как известно, опр
е-
деляется вели˷иной
рас˵одной концентрации свободного газа в скв
а-
жинной продукции, поступа˾˹ей в насосN Для борьбы с вредным вли
я-
нием газа на практике ˸ироко применя˾т газовые якори разли˷ной
конструкции для ˘˃ˍ и специальные газосепараторы для ˝˖ˍN ˏри
отсутствии таки˵ устро
йств, усилива˾˹и˵ отделение газовой фазы, на
приеме насосов при пере˵оде отка˷иваемой продукции из кольцевого
пространства скважины во всасыва˾˹у˾ камеру реализуется ест
е-
ственная сепарация газаN

Коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудо
-
ван
ия σ

называется отно˸ение объема газа, у˸ед˸его в затрубное пр
о-
странство, к об˹ему объему свободного газа у приема насоса при да
н-
ны˵ термодинами˷ески˵ условия˵N ˝та вели˷ина о˷ень важна для пр
а-
вильного гидродинами˷еского рас˷ета и оптимизации режима работы

системы пласт
-
скважина
-
насосное оборудованиеN

Для рас˷ета коэффициента естественной сепарации использу˾тся
следу˾˹ие зависимостиZ

для ба˸мака фонтанного лифта


12


˖
͝






ɧ

١
੿
Ц


١

͓ͦ


,





(2.1)

для приема ˘Сˍ

˖
͝






ɧ
஺ி
١
੿
Ц


١

͓ͦ

.





(2.2)

Здесь
σ
o

-

коэффициент сепарации газа на режиме нулевой пода˷и

˖


Ϲ

(

͖͉͙͖

͓ͦ
)
(
,





(2.3)

d
нар

н

-

наружный диаметр ˍК˒, м;
q
ж

-

объемный
рас˵од жидко
сти
в условия˵ приема оборудования, м
3
/с;
w
0

-

относительная скорость г
а-
зовы˵ пузырьков, м/с;
F
эк

-

пло˹адь
попере˷ного се˷ения обсадной к
о-
лонны, м
2
.

Коэффициент сепарации у приема ˝˖ˍ расс˷итыва˾т по след
у-
˾˹ей формуле

˖
͟





ɧ
ுி
١
੿
Ц


١



,






(2.4)

где
q
ж

-

объемный рас˵од жидкости в условия˵ приема насоса,
м
3
/с;
f
з

-

пло˹адь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной
и погружным насосом, м
2
.

Ď



(

͓ͦ

١

͖͉͙

͖

)

.






(2.5)

ˎтносительну˾ скорость газовы˵ пузырьков для безводной нефти
определя˾т по следу˾˹ей зависимостиZ

W


-
ɧ
ϻЀϿϻ
١


ɧ
ுீ
١
(
˕
͖

˕
͌
Р
͖
)
١
Č
͘

ɧ
஼ூ
١

˖
͖͌
١
Р
͖

١
Č
͘

١
(
˕
͖

˕
͌
)

١
ğ
͌



ɧ
஼ி
١


*
ln


-
ɧ
ϻ-ϻ

Ϲ
ɧ

١

Ѐ
ɧ
-Ͽ

ϻϻ
ɧ
Ё
١
(
ĔĖ

͖

Ϲ
ɧ
ЀϺ
)
(



-
ɧ
-Ϲ-Ͻ
١
̕

ɧ
஼ி
ɧ









(2.6)

где
g

-

ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с
2
, σ
нг

-

коэффи
циент
повер˵ностного натяжения системы нефть
-

газ, ˍ/м;
d
п

-

диаметр газ
о-
вого пузырька, в рас˷ета˵ обы˷но
принима˾т равным 5ň10
-

4

мN

Вы˸е приведенная формула ˷асто дает о˸ибо˷ный результатN
ˏоэтому вместо нее в последнее время исследователи использу˾т сл
е-
ду˾˹у˾ обоб˹енну˾ зависимость для относительной скорости п
у-
зырьков газа для безводной нефти

W


Ϲ
ɪ
ϼЀϼ
١

˖
͖͌
١
Р
͖

١
Č
͘

١
(
˕
͖

˕
͌
)

١
ğ
͌



ɧ
஼ி
١
Р
Ц
(
Č
͘
١
˕
͖
)
١


١
̗

ɧ
ூி஽
١
̗


ɧ
஽ூ


ɧ
஺ூிு
١
̕

ɧ
ಳ಻ಶ

-
ɧ
-Ϲ-Ͻ
١
̕

ɧ
஼ி



(2.7)

где

13


̗


͘

١

١
(

͖


͌
)

͖͌


̗



͖͌

١

͖


͖

١

١
(

͖


͌
)


(2.8)


Здесь

w
г

-

приведенная скорость газовой фазы, м/с

W
͌


͌

,


(2.
9)

V
г

-

объемный рас˵од газовой фазы при данны˵ термодинами˷е
-
ски˵ условия˵, м
3
/с;
f

-

пло˹адь се˷ения трубопровода, м
2
;
Re
н

-

˷исло
Рейнольдса для нефти


͖



١

ͦ
١

͖

͖
,

(2.10)


w
н


-

приведенная

скорость движения нефти, м/с

ğ
͖

ϼ
١

͖
(

١



)

,

(2.11)

D
э

-

эквивалентный диаметр подъ
емника (м), принимаемый ра
в-
ным внутреннему
диаметру трубы круглого се˷ения и вы˷исляемый для
кольцевы˵ и серповидны˵ се˷ений по формуле

D
ͦ


D
͓ͦ


Č
͖͉͙͖


,

(2.12)

q
н

-

объемный рас˵од нефти в условия˵ приема, м
э
/с;
ˀ
-

угол о
т-
клонения скважины от вертикали,
градусN Формула справед
лива для
ˀ
до 22ĉN

Для обводненной продукции скважины при
n
0

0,5
w
0

=
0,02 м/с,
а при
n
0

�0,5
w
0

=
0,1W м/сN

2N2N ˓йрпгб̀ ибеб˸б

Расс˷итать и построить зависимости коэффициента сепарации σ от
дебита скважины для ба˸мака фонтанного лифта, приема ˘Сˍ и ˝˖ˍ
для те˵нологи˷ески˵ условий, представленны˵ в таблице
2.
1N Дебиты
скважины в повер˵ностны˵ условия˵
Q
жд

принять равными 10, 50, 100,
150 и 200 м
3
/сутN Скважина вертикальнаяN


ˈс˵одные данныеZ



внутренний диаметр скважины
D
эк
=
0,130м,



диаметр фонтанного лифта
d
ф
=
0,0W3м,



условный диаметр ˍК˒ для ˘Сˍ
d
˸
=
0,048м,



условный диаметр ˍК˒ для
˓˝˖ˍ

d
ц
=
0,06м,



объемный коэффициент нефти в условия˵ приема
b
н
=
1,1,



объемный коэффициент воды в условия˵ приема
b
в
=
1,0,



плотность нефти в условия˵ приема ρ
н
=
800

кг/м
3
,

14




плотность газа в условия˵ приема ρ
г
,=
1,2
кг/м
3
,



динами˷еская вязкость нефти на приеме насоса ʣ
н
=2,0мˏаň
с,



коэффициент повер˵ностного натяжения нефти на границе с
газом σ
нг
=0,02ˍ/м,



наружный диаметр насоса ˝˖ˍ=0,092м,



газовый фактор в условия˵ приема, приведN к стандN услов
и-
ям ˃
0
=35 м
3

3
,



давление у приема скважинного оборудования Р
пр

=

5Мˏа,



температура по
тока у приема скважинного оборудования
˒
п
р
=295ĉК,



коэффициент свер˵сжимаемости газа в условия˵ приема
z
=
0,91.

ЗаданиеZ

Рас˷еты провести для безвод
ной продукции, а также обводнен
ной
на 0,2 и 0,65 (обводненность объемная)N

Ре˸ениеZ

ˏрежде ˷ем расс˷итать
коэффициент сепарации при эксплуата
ции
безводной скважины, необ˵одимо определить относительну˾ скорость
газовы˵ пузырьков
w
0
.

Для рас˷ета приведенной скорости газа

w
г

расс˷итываем

объем
-
ный рас˵од газа в условия˵ приема насоса

6
͌

̘

(
̥
͙͘
)
١
1
Ц͍
١
Ģ
١
0
͚͛
١
̧
͙͘
ЀϾϼ--
١
̥
͙͘
١
̧
͚͛

Ϲ

Ė

(
̥
͙͘
)

ɧ

где
z

-

коэффициент свер˵сжимаемости газаZ для условий данной
зада˷и можно принять
z

= 0,91;
Р
ст
,
˒
ст

-

соответственно стандарт
ные
давление (0,1 Мˏа) и температура (293 ĤК);
n
0

-

объемная об
-
водненность при давлении приема

Ė

(
0
͙͘
)


Ц͍
١

͋
(
̥
͙͘
)

Ц͍
١

͋
(
̥
͙͘
)


Ц͍
١

͖
(
̥
͙͘
)
,

Q
вд

-

объемный
рас˵од дегазированной воды, м
3
/сут;
b
в

п
р
)
-

об
ъ-
емный коэффициент воды при давлении приемаN В рас˷ета˵
b
в

прин
и-
мать постоянным и равным 1N

ˏри эксплуатации скважины фонтанным способом и ˘Сˍ˓ пло
-
˹адь

се˷ения трубопровода определяем

так

Ď


١

͓ͦ


.

15


ˏри эксплуатации скважин ˓˖˝ˍ

Ď


١

ͦ




(

͓ͦ



͖͉͙͖

)

.

Затем расс˷итываем

приведенну˾ скорость нефти

W
H
:

для фон
-
танной скважины и скважины с ˘Сˍ˓

ğ
͖

ϼ
١
1
Ц͍
١





١
(
̥
͙͘
)

١

͖
١
(
̥
͙͘
)
(
ூீா஺஺
١

١

͓ͦ

)
.

ˍа˵одим

˷исло Рейнольдса для нефти
Re
н

и относительну˾ ско
-
рость газовы˵ пузырьковN ˏосле этого по соответству˾˹им формулам

для каждого дебита расс˷итываем коэффициенты сепарации и строим

зависимости
˖
=
f

(
Q
Ц
)

(рисN
1
.1
)
или
˖
=
f

(
q
Ц
/
w
0
д
F
͓ͦ
)
.


Результаты
рас˷етов оформля˾тся

в виде тре˵ графи˷ески˵ зав
и-
симостей в
Microsoft

Excel
Z для фонтанной эксплуатации, для скважины
с ˘˃ˍ˓ и с ˓˝
˖ˍN ˍа каждом рисунке разме˹аем

по три графикаZ для
безводной продукции, а также обводненной на 0,2 и 0,65N

Рекомендуется исп
ользовать размерности физи˷ески˵ вели˷ин в
единой международной системе единиц ÄСˈÆN




16









РисϞ2
.
1
.

Зависимость коэффициента сепарации от дебита жидкости
1
-

у приема ЭЦНϛ 2
-
у приема ШСН (башмака лифта)









-0,1
6E-16
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0
50
100
150
200
250
Коэфф
-
т сепарации газа

Q
ж, м3/сут

Зависимость Сигма от дебита скважины

σ
ф
o

σ
ф1

σ
ф2

Степенная (
σ
ф
o)

Степенная (
σ
ф1)

Степенная (
σ
ф2)

17


2
N3N ˈбебой̀
ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуь
:

D
т
-

внутренний диаметр скважины, м

d
ф
-

диаметр фонтанного лифта, м

d
˸
-

условныи диаметр ˍК˒ для ˘Сˍ, м

d
ц
-

условныи диаметр ˍК˒ для ˖˝ˍ, м

b
н
-

объемный коэффициент нефти в условия˵ приема

b
в
-

объемный коэффициент воды в условия˵

приема

ρ
н
-

плотность нефти в условия˵ приема, кг/м
3

ρ
г
-

плотность газа в условия˵ приема, кг/м
3

ʣ
н
-

динами˷еская вязкость нефти на приеме насоса, мˏаňс

σ
нг
-

коэффициент повер˵ностного натяжения нефти на границе
с газом, ˍ/м

d
нн
= наружный диаметр насоса ˝˖
ˍ, м

˃
0
-

газовый фактор в условия˵ приема, приведN к стандN услов
и-
ям, м
3

3

Р
пр
-

давление у приема скважинного оборудования, Мˏˀ

T
п
р
-

температура потока у приема скважинного оборудов
а-
ния,
0
К

Z
-

-

коэффициент свер˵сжимаемости газа в условия˵ приема

Для все˵
вариантовZ

d
˸
=
0,
48м

b
н
=
1,
0

b
в
=
1,
1




18







˒аблица2N1

̑

D
эк

d
ф

d
ц

ρ
н

ρ
г

ʣ
н

σ
нг

d
нн

˃
0

Р
пр

T
п
р

Z

1

0,130

0,
073

0,
06

800

1,
2

2,
0

0,
02

0,
092

35

5

295

0,91

2

0,130

0,
060

0,
05

750

5
,
4

1,
0

0,
02

0,
103

35

5

335

0,85

3

0,130

0,
073

0,
06

790

4,
8

1,
5

0,
02

0,
114

35

5

305

0,82

4

0,130

0,
060

0,
05

760

8,
8

1,
0

0,
02

0,
092

35

5

343

0,90

5

0,130

0,
073

0,
06

780

10,
2

2,
0

0,
02

0,
092

35

5

300

0,84

6

0,130

0,
060

0,
05

770

20,
8

1,
0

0,
02

0,
114

35

5

325

0,86

7

0,130

0,
073

0,
06

800

12,
4

1,
5

0,
02

0,
103

35

5

315

0,88

8

0,130

0,
060

0,
05

760

2,
6

2,
0

0,
02

0,
092

35

5

320

0,80

9

0,130

0,
073

0,
06

780

4,
8

1,
5

0,
02

0,
092

35

5

300

0,84

10

0,130

0,
060

0,
05

770

30,
0

1,
0

0,
02

0,
114

35

5

330

0,86

11

0,130

0,
073

0,
06

750

28,
8

2,
0

0,
02

0,
103

35

5

325

0,83

12

0,130

0,
060

0,
05

790

18,
2

1,
0

0,
02

0,
114

35

5

335

0,82

13

0,130

0,
073

0,
06

800

8,
4

1,
5

0,
02

0,
092

35

5

310

0,84

14

0,130

0,
060

0,
05

760

6,
8

2,
0

0,
02

0,
103

35

5

305

0,89

15

0,130

0,
073

0,
06

750

8,
6

1,
0

0,
02

0,
114

35

5

318

0,88








19



3.
˞ˋ˒РМФˁ˓ˁ˗ˉа Дˁˈˏ˃˜˖ ˒ˋ˃ˁЗˉˎ


ˏроцесс эксплуатации
газовы˵ скважин ˵арактеризуется некот
о-
рыми особенностями, связанными со свойствами продукции

[1]
N ˒ак как
процесс эксплуатации таки˵ скважин осу˹ествляется при повы˸енны˵
давления˵ на устье, к гермети˷ности газовы˵ скважин предъявля˾тся
повы˸енные требован
ияN

ˎбы˷но в добыва˾˹у˾ скважину спуска˾тся фонтанные трубы и
комплекс скважинного оборудования, вкл˾˷а˾˹ий пакеры, клапаны
-
отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадо
˷-
ные ниппели, телескопи˷еские соединения, скважинные камеры, ура
в-
нит
ельные клапаны и дрN

ˎдин из основны˵ вопросов при эксплуатации газовы˵ скважин
ķ

определение диаметра подъемны˵ трубN







3.1.
Сбт˸жу рпеыжнойлб дбипгпк тлгбзйоь

[1]


ˎдним из критериев при рас˷ете диаметра подъемника газовой
скважины является
обеспе˷ение выноса с забоя тверды˵ или жидки˵ ˷
а-
стиц, содержа˹и˵ся в продукцииN

Вынос эти˵ ˷астиц зависит от скорости газового потока у ба˸м
а-
ка труб
W
r
ȓN ˎсновное условие выноса следу˾˹ееZ




W

ɵ

Ϲ
ɧ
Ϻ
١
W
͓͙





(
3.
1)

где
W
кр

-

крити˷еская скорость, при которой твердые или жидкие
˷астицы на˵одятся в потоке во взве˸енном состоянии, м/сN





20


Сбт˸жу гьоптб угжсеьц ˸бтуй˷


В этом слу˷ае крити˷еская скорость зависит от режима те˷ения
газа и диаметра выносимы˵ ˷астицN

Режим те˷ения определяется параметром Рейнольдса




W
͓͙͛
١
Č
͛
١

͌

͌





(
3.
2)


или параметром ˀр˵имеда


̕
Ě

Č
͛

١
˕
͌
١

١
(

͛


͌
)

͌





(
3.
3)

где
d
т

ķ

диаметр твердой ˷астицы, м; ρ
т

ķ

плотность тверды˵ ˷
а-
стиц, кг/м
3
(при рас˷ета˵ принима˾т ρ
т

= 2400 кг/м
3
).
Выделя˾т три
режима те˷енияZ


ламинарный





(
3.
4)


пере˵одный



(
3.
5)


турбулентный




(
3.
6)


Для каждого из режимов те˷ения крити˷еская скорость расс˷ит
ы-
вается по
формуламZ




ламинарный режим


W
͓͙͛

Č
͛

١

١
(

͛


͌
)
஻ூఢ
͌





(
3.
7)


пере˵одный режим



W
͓͙͛


ɧ
ுூ
١

͛

ɧ
ಶವ
١
(

͛


͌
)

ɧ
ಹಳಷ

͌

ɧ
಴಺ಷ
١

͌

ɧ
ಶವ




(
3.
8)


турбулентный режим


21


W
͓͙͛

Ͻ
ɧ
ϼϾ
١


͛
١
(

͛


͌
)

͌





(
3.
9)



где ρ
r

-

плотность газа при давлении и температуре у ба˸мака
труб, кг/м
3
; ĝ
r

-

динами˷еская вязкость газа при давлении и температ
у-
ре у ба˸мака труб, ˏаƇсN

ˈз уравнения притока газа по заданному дебиту расс˷итыва˾т з
а-
бойное давление


̥
͉͐͊


̥
͔͘


͉
١
6
͌

Ċ
١
6
͌




(
3.
10)


или по заданному забойному давлени˾ вы˷исля˾т дебитN Вну
т-
ренний диаметр (в м) подъемника


Č
͖͋

-
ɧ
ϹϹ-Ѐ
١


͌
١


١

͉͐͊
١

͉͐͊


ɵ
١

͉͐͊
١

͚͛



(
3.
11)


где
V
r

-

дебит газа, в тысN м
3
/сутN


Длина подъемника принимается равной глубине скважины, п
о-
этому давление и
температура у ба˸мака подъемника равны соотве
т-
ственно забойнымN

ˏолу˷енное зна˷ение
d
вн

округля˾т до мень˸его ближай˸его
стандартного зна˷енияN





Сбт˸жу гьоптб зйелйц лбржмэ


Крити˷еская скорость выноса жидки˵ капель с забоя газовой
скважины равна


W
͓͙Ц

ϹϾ
ɧ
ϼϿ
١
(
ϼϽ

-
ɧ
ϼϽϽ
١
0
͉͐͊
)

ɧ
஼ி
١



͉͐͊


(
3.
12)

где Р
заб

ķ

забойное давление, МˏаN

˅сли в продукции скважин име˾тся твердые и жидкие ˷астицы,
то при рас˷ете диаметра подъемника из полу˷енны˵ дву˵ зна˷ений
диаметра выбира˾т наимень˸ееN

ˈногда при рас˷ете диаметра подъемника принима˾т

22


W
r
G = 5 Ľ 10
м/сN


Сбт˸жу ейбнжусб рпеыжнойлб йи фтмпгй̀ нйойнбмэоьц (ибебооьц)
рпужсэ ебгмжой̀ г усфвбц

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальны˵
(заданны˵) потерь давления в подъемникеN
ˏри глубине спуска подъе
м-
ника до забоя внутренний диаметр равен


Č
͖͋



ɧ
஽஼ி
١
஻஺

ಳ಴
١

١

͚͙

١

͌

١
(


١



)
١

͚͙

(

͉͐͊



͜

)
١


١





(
3.
13)


где ʢ

-

коэффициент гидравли˷ески˵ сопротивлений;
Z
ср

-

средний
коэфф
ициент сжимаемости газа (при Р
ср

и ˒
ср
); ˒
ср

-

средняя температ
у-
ра в скважине, К;
V
r

-

дебит газа, тысN м
3
/сут; Р
у

-

давление на устье
скважины, ˏа;
s

-

показатель степениZ


ě


ɧ
஺஽ா஻ி
١

͚
١

͌

͚͙
١

͚͙






(
3.
14)


̥
͚͙

̥
͜

̥
͉͐͊







(
3.
15)






̧
͚͙

̧
͉͐͊

̧
͜
௰௲
(
̧
͉͐͊
̧
͜
)






(
3.
16)


Здесь
-

относительная по возду˵у плотность газаN

Коэффициент гидравли˷еского сопротивления



зависит от р
е-
жима движения газа по трубе и повер˵ности стенок трубN

Выражение для сопротивления в слу˷ае ламинарного те˷енияN
˅сли режим ламинарный (
Re

 2300), то


не зависит от ˸еро˵оватости
и его определя˾т по формуле


=64/
Re
.

ˏри турбулентном режиме те˷ения


зависит от
Re

и


и его
определя˾т по формуле

ˏ


ɧ
஼ி

௰௫
(

ɧ
ಸ಴
೔ೡ

ɧ




ɧ
ಶಳ
)



.

ˏ
ри боль˸и˵ скоростя˵ (дебит боль˸е зна˷ения минимального
дебита
Q
min
)

наступает турбулентная автомодельность и тогда


не зав
и-
сит
Re

23


ˏ

[
Ϲ
Ϻ
١
Ĕ

Ͽ
ɧ
ϼ
З
]


В целом коэффициент сопротивления фонтанны˵ труб, кроме
˸еро˵оватости, зависит от местны˵ сопротивлений и неровностей в м
е-
ста˵ и˵ соединения, от нали˷ия в потоке тв̀рды˵ и жидки˵
примесей и
други˵ факторовN Сопротивление труб меняется в процессе эксплуат
а-
ции скважины по мере изменения ˸еро˵оватости повер˵ности трубN В
области автомодельности для труб диаметром 63мм зна˷ения

-

0N02 и
при рас˷̀та˵
принима˾т равным
0,
014.

М
ожно воспользоваться гораздо более простой зависимость˾
для ʢZ

ˏ

-
ɧ
ϹϹϹ
١


͓

͖͋

,




(
3.
17)


Здесь вели˷ину абсол˾тной ˸еро˵оватости
l
к для новы˵ стал
ь-
ны˵ труб ˍК˒ можно принять равной 0,00005 мN

Вы˷исление по
формуле (
3.
13) проводят методом итераций, так
как коэффициент гидравли˷ески˵ сопротивлений неизвестенN

3N2N ˓йрпгб̀ ибеб˸б

ˎпределение диаметра подъемны˵ трубN

ˈс˵одные данныеZ



глубина скважины
L
c
=2500

м
,



плотность газа

ρ
r
=1,
06
кг/м
3
,



забойное давление

Р
заб
=
39,03 Мˏа
,



температура на забое

˒
заб
=
33W ĉК
,



температура на устье

˒
у
=304,13
ĉК



температура стандартная

˒
ст
=
293

ĉК
,



дебит газа

V
r
=
1,15Ƈ10
3

тысN м
3
/сут
,



динами˷еская вязкость газа

ĝ
r
=
1,4Ƈ10
-
5

ˏаƇс
,



коэффициент сжимаемости газа на забое
Z
заб

= 0,811
,



коэфф
ициент сжимаемости газа средний

Z
ср

= 0,811
,



твердые ˷астицы диаметром
d
т

= 0,002 м,



давление на устье Р
у
=31,13 МˏаN

24



ЗаданиеZ

1.

Расс˷итать диаметр подъемника, если в продукции скваж
и-
ны име˾тся твердые ˷астицыN

2.

Р
асс˷итать оптимальный диаметр подъемника, если

в пр
о-
дукции скважины содержится также жидкая фазаN

3.

Расс˷итать внутренний диаметр подъемника газовой скв
а-
жины, ис˵одя из заданны˵ потерь давления в подъемнике
.


Ре˸ениеZ

1.

Расс˷итываем по формуле (
3.
3) параметр ˀр˵имеда, ис˵одя из
условий зада˷и




Č
͛

١
˕
͌
١

١
(
˕
͛

˕
͌
)
Р
͌


-
ɧ
--Ϻ

١
Ϲ
ɧ

١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
(
Ϻϼ--

Ϲ
ɧ

)
(
Ϲ
ɧ
ϼ
١
Ϲ-

ி
)




Ϲ-ϹЀϹЀϻ

˒ак как
A
r

= 1018183  83000, то режим те˷ения, в соответствии с
(
3.
6), турбулентный, а крити˷еску˾ скорость расс˷итываем

по формуле
(
3.
9):


W
͓͙͛

Ͻ
ɧ
ϼϾ
١

Č
͛
١
(
˕
͛

˕
͌
)
˕
͌

Ͻ
ɧ
ϼϾ
١

-
ɧ
--Ϻ
١
(
Ϻϼ--

Ϲ
ɧ

)
Ϲ
ɧ


ϹϹ
ɧ
ϾϺ͕
ʆ
͚


ˏо формуле (
3.
1) определяем
W



Ϲ
ɧ
Ϻ
١
ϹϹ
ɧ
ϾϺ

Ϲϼ͕
ʆ
͚
.


В
нутренний диаметр подъемника

в
ы˷исляем по формуле (
3.11).


Č
͖͋

-
ɧ
ϹϹ-Ѐ
١

6
͌
١
0

١
4
͉͐͊
١
Z
͉͐͊
W

ɵ
١
0
͉͐͊
١
4
͚͛


-
ɧ
ϹϹ-Ѐ

Ϲ
ɧ
ϹϽ
١
Ϲ-

١
-
ɧ
Ϲ
١
ϻϻϿ
١
-
ɧ
ЀϹϹ
Ϲϼ
١
ϻЁ
ɧ

١
ϺЁϻ

-
ɧ
-Ͻ͕


Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; и˵ внутренний
диаметр
d
вн

= 0,
0503 мN


25


2.

К
рити˷еску˾ скорость выноса жидки˵ капель

в
ы˷исляем по фо
р-
муле (
3.
12)

W
͓͙Ц

ϹϾ
ɧ
ϼϿ
١
(
ϼϽ

-
ɧ
ϼϽϽ
١
0
͉͐͊
)

ɧ
஼ி
١
Ϲ

0
͉͐͊


=16,47*
(
ϼϽ

-
ɧ
-ϼϽϽ
١
ϻЁ
ɧ

)

ɧ
஼ி
١

ф
஽௃
ɧ
஺஽

Ͼ
ɧ
ϿϾ

͕
ʆ
͚
ɪ


ˏо формуле (
3.
1)
ра
с
с˷
и
т
ы
в
а
емZ
W



Ϲ
ɧ
Ϻ
١
W
͓͙

Ϲ
ɧ
Ϻ
١
Ͼ
ɧ
ϿϾ

Ѐ
ɧ
ϹϹ͕
ʆ
͚
N ˏо формуле (
3.
11) на˵одим диаметр подъемника, обеспе˷
и-
ва˾˹ий вынос жидкости из скважины


Č
͖͋

-
ɧ
ϹϹ-Ѐ
١

6
͌
١
0

١
4
͉͐͊
١
Z
͉͐͊
W

ɵ
١
0
͉͐͊
١
4
͚͛




-
ɧ
ϹϹ-Ѐ
١

Ϲ
ɧ
ϹϽ
١
Ϲ-

١
-
ɧ
Ϲ
١
ϻϻϿ
١
-
ɧ
ЀϹϹ
Ѐ
ɧ
ϹϹ
١
ϻЁ
ɧ

١
ϺЁϻ

-
ɧ
-ϾϼϽ͕

˓˷итывая, ˷то в соответствии
с (
3.
11) внутренний диаметр под
ъ-
емника 00,5 ˁ 0,0645, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника
60 мм,
d
вн

= 0,0503 мN


3.

Расс˷итываем

внутренний диаметр подъемника газовой скваж
и-
ны, ис˵одя из заданны˵ потерь давления в подъемнике
.

ˏо формуле (3N16
)

в
ы˷исляем
˒
ср

-

средн˾˾

температу
ру

в скв
а-
жине,
0
К

̧
͚͙

̧
͉͐͊

̧
͜
௰௲
(
̧
͉͐͊
̧
͜
)

஽஽ு

஽஺ா
ɧ
஻஽
௰௲
(
ವವಹ
ವಲಶ
ɧ
ಳವ
)
=319,699
Ђ
К


ˍа˵одим
s
-

показатель степени

ě

-
ɧ
-ϻϼϹϽ
١
,

١
˕
͌
Z
͚͙
١
4
͚͙

-
ɧ
-ϻϼϹϽ
١
ϺϽ--
١
Ϲ
ɧ

-
ɧ
ЀϹϹ
١
ϻϹЁ
ɧ
ϾЁЁ

-
ɧ
ϻϼЁ-ϼ

̡͎͚͛Э ͍͔ͨ ͝Э͙͕͔ͤ͜ɪ

Расс˷итываем



-

к
оэффициент гидравли˷еского сопротивления

ˏ

-
ɧ
ϹϹϹ
١

Ϲ
͓
Č
͖͋


-
ɧ
-Ёϻ
ϻ

В
нутренний диаметр подъемника газовой скважи
ны

d
вн
-

расс˷
и-
тываем по формуле (
3.
13)


26


Č
͖͋


Ϲ
ɧ
ϻϺϽ
١
Ϲ-

஻஼
١
ˏ
١
Z
͚͙

١
6
͌

١
(
č

١


Ϲ
)
١
4
͚͙

(
0
͉͐͊


0
͜

)
١
č

١





Ϲ
ɧ
ϻϺϽ
١
Ϲ-

஻஼
١
-
ɧ
-Ёϻϻ
١
-
ɧ
ЀϹϹ

١
ϹϹϽ-

١
(
Ϻ
ɧ
ϿϹ
(

١

ɧ
஽ா௃஺ா
)

Ϲ
)
١
ϻϹЁ
ɧ
ϾЁЁ

(
ϻЁ
ɧ



ϻϹ
ɧ
Ϲϻ

)
١
Ϻ
ɧ
ϿϹ
(

١

ɧ
஽ா௃஺ா
)


-
ɧ
-ϿϹЀЁ

͕͕

В
нутренний диаметр подъемника газовой скважины, ис˵одя из
заданны˵ потерь давления в подъемнике

равен

d
вн

= 0,07189

м
м

3N3N ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ

L
c
-

глубина скважины
,

м

ρ
r
-

плотность газа
,
кг/м
3

Р
заб
-

забойное давление
,

Мˏа

Р
у
-

давление на устье, Мˏа

˒
заб
-

температура на забое
,
ĉК

˒
у
-

температура на устье,
ĉК

˒
ст
-

температура стандартная,
ĉК

V
r
-

дебит газа
,

тысN м
3
/сут

ĝ
r
-

динами˷еская вязкость газа
,
ˏаƇс

Z
заб
-

коэффициент сжимаемости газа на
забое

Z
ср
-

коэфф
ициент сжимаемости газа средний

0,811

d
т
-

твердые ˷астицы диаметром
, мN






27







˒аблица3N1

̑

L
c

ρ
r

Р
заб

Р
у

˒
заб

˒
у

V
r

ĝ
r

Z
заб

d
т

1

2500

1,06

39,03

31,13

337

304,13

1,15*10
3

1,4*10
-
5

0,811

0,002

2

2100

1,2

40,0

31,74

330

306,2

1,24*10
3

1,0*10
-
5

0,852

0,002

3

2300

1,5

35,5

28,20

320

302,15

1,05*10
3

1,5*10
-
5

0,824

0,002

4

2200

1,02

32,8

25,82

326

306,51

1,36*10
3

1,6*10
-
5

0,808

0,002

5

2400

2,2

34,6

27,64

318

308,35

1,46*10
3

1,2*10
-
5

0,880

0,002

6

2500

2,04

38,8

30,82

306

298,42

1,52*10
3

2,0*10
-
5

0,842

0,002

7

2300

1,8

36,6

27,64

332

302,15

1,81*10
3

1,8*10
-
5

0,864

0,002

8

2000

1,08

37,4

29,88

348

308,32

1,93*10
3

1,7*10
-
5

0,848

0,002

9

2200

2,08

35,08

28,84

336

302,24

2,00*10
3

1,4*10
-
5

0,836

0,002

10

2400

2,4

33,06

24,45

352

312,84

1,68*10
3

1,3*10
-
5

0,828

0,002

11

2300

2,00

33,8

23,82

355

315,02

1,45*10
3

1,9*10
-
5

0,856

0,002

12

2100

1,9

32,84

22,68

342

302,52

1,54*10
3

2,0*10
-
5

0,826

0,002

13

2000

1,04

31,09

21,86

348

304,12

1,34*10
3

1,1*10
-
5

0,839

0,002

14

2500

1,6

34,08

26,54

336

304,28

1,88*10
3

1,4*10
-
5

0,848

0,002

15

2400

1,04

35,8

27,46

323

302,15

1,72*10
3

1,8*10
-
5

0,858

0,002









28


4.
˃˜ВˏС СˆЗˉˍˁ СˁВˏ˓˜ Дˁˈˏ˃ˏК ˒ˋ˃ˁЗˉˎ˜

4.1
Сбт˸жу нйойнбмэопдп ежвйуб пвгпеожоопк дбипгпк тлгбзйоь

[1]

Режим работы газовой скважины
задается совокупность˾ пар
а-
метров, в˵одя˹и˵ в об˹ее уравнение притока, а также име˾˹имся в
нали˷ие оборудованиемN


0
͔͘


0
͉͐͊


͉
١
6
͌

Ċ
١
6
͌

,

где
a

и
b

ķ

˷исловые коэффициенты, соответственно,
(
̡̤͉
)
(
١
͚͛͜
͕

и
(
̡̤͉
)

͚͛͜

͕

,
V
r

ķ

дебит газа, приведенный к нормальным услов
и-
ям, м
3
/сутN

ˏри этом у˷итывается боль˸ое коли˷ество факторов, ограни˷
и-
ва˾˹и˵ дебит газовой скважиныN К основным из эти˵ факторов отн
о-
сятсяZ вынос ˷астиц горной породы из пласта в скважину; образование
водяного
конуса; образование конденсата в пласте или скважине; ˷ре
з-
мерное о˵лаждение газа в места˵ его дросселирования и возможность
образования гидратов, вероятность смятия обсадной колонны и тNдN

ˏри эксплуатации газовы˵ скважин наиболее ˷асто встре˷а˾˹е
е-
ся ослож
не
ние
-

поступление жидкой фазы (воды или конденсата)N

В этом слу˷ае необ˵одимо определение минимального дебита г
а-
зовой скважины, при котором е˹е не проис˵одит накопления жидкости
на забое с образованием жидкостной пробкиN

Минимальный дебит газовой скважин
ы (м
3
/с), при котором не о
б-
разуется на забое жидкостная пробка, расс˷итыва˾т по формуле (при
глубине спуска подъемника до забоя)

6


௱௭௲


͌

͕͖͑
١

͚͛
١

͉͐͊
١

١

͖͋


١


١

͉͐͊
١

͉͐͊
,





(4.1
)

Минимальная скорость газа (м/с), при которой не образуется
про
бка воды


W
͌͋

௱௭௲


ɧ
஼஽
١
(
ாி


ɧ
ாி
١

͉͐͊
)

ɧ
಴ಷ


ɧ
ாி
١
̥
͉͐͊
,





(4.2
)

а минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка
конденсата


W
͓͌

௱௭௲


ɧ
ு஻
١
(
ீு


ɧ
ாி
١
̥
͉͐͊
)

ɧ
಴ಷ


ɧ
ாி
١
̥
͉͐͊
,



(
4.3
)

где
Р
заб

-

забойное давление, МˏаN


29


4N2N ˓йрпгб̀
ибеб˸б

Расс˷итать минимальный дебит обводненной газовой скважины


ˈс˵одные данныеZ



внутренний диаметр скважины
d
вн
=0,062 м,



забойное давление
Р
заб
=16 Мˏа
,



температура на забое ˒
заб
=330 ĉК,

коэффициент сжимаемости на забое
Z
=0,83.

ЗаданиеZ

1.

Расс˷итать
минимальный дебит обводненной газовой скважины
без образования на забое водяной пробки
.

2.

ˏри каком минимальном дебите газовой скважины не будет пр
о-
ис˵одить осаждения конденсата на забое скважины?


Ре˸ениеZ

1.

Вы˷исляем по формуле (4N2
) минимальну˾ скорость газ
а, при к
о-
торой не проис˵одит осаждения водяны˵ капельZ


W
͌͋

௱௭௲


ɧ
஼஽
١
(
ாி


ɧ
ாி
١
஻ீ
)

ɧ
಴ಷ
ф
ɧ
ɪ
ாி
١
஻ீ

Ϲ
ɧ
Ϲϼ

͕
ʆ
͚
.


ˏо (4N1
) расс˷итываем минимальный дебит газа

6
͌

௱௭௲


ɧ
஻ா
١
஼௃஽
١
஻ீ
١

ɧ
஻ா
١

ɧ
஺ீ஼


١

ɧ

١

ɧ
ூ஽
١
஽஽஺
=0
,5888м
3


и
ли


6
͌

௱௭௲

-
ɧ
ϽЀЀЀ
١
ЀϾϼ--

Ͻ
ɧ
-ЀϿ
١
Ϲ-


͕

ʆ
͚͛͜
ɪ


˒аким
образом, минимальный дебит данной газовой скважины,
при котором не будет образования водяной пробки на забое, равен
508W0 м
3
/сутN


2.

Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат вын
о-
сится на повер˵н
ост
ь, вы˷исляем

по формуле (4N3
):


W
͓͌

௱௭௲


ɧ
ு஻
١
(
ீு


ɧ
ாி
١
஻ீ
)

ɧ
಴ಷ
ф

ɧ
ாி
١
஻ீ

Ϲ
ɧ
ϿϿ

͕
ʆ
͚
.

30


ˎпределяем по (4N1
) минимальный дебит газа


޾
͌

͕



Ϲ
ɧ
ϿϿ
١
ϺЁϻ
١
ϹϾ
١
ϻ
ɧ
Ϲϼ
١
(
-
ɧ
-ϾϺ
)

ϼ
١
-
ɧ
Ϲ
١
-
ɧ
Ѐϻ
١
ϻϻ-

-
ɧ
ЁϹϼϺ
͕

ʆ
͚

ˈли


6
͌

௱௭௲

-
ɪ
ЁϹϼϺ
١
ЀϾϼ--

ϿЀЁЀϿ
͕

ʆ
͚͛͜
.


4N3N ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ

d
вн
-

внутренний диаметр скважины, м

Р
заб
-

забойное давление, Мˏа

˒
заб
-

температура на забое
,
ĉК

Z
заб
-

коэффициент сжимаемости газа на забое


˒аблица4N1

̑

d
вн

Р
заб

˒
заб

Z

1

0,062
0

16,0

330

0,83

2

0,0503

15,4

293

0,81

3

0,0300

14,5

306

0,88

4

0,0620

15,2

315

0,80

5

0,0503

13,4

323

0,84

6

0,0300

14,3

288

0,83

7

0,0503

12,5

312

0,85

8

0,0620

13,8

326

0,82

9

0,0300

14,5

302

0,84

10

0,0503

15,4

320

0,81

11

0,0620

12,8

280

0,88

12

0,0300

15,8

302

0,80

13

0,0620

14,6

295

0,84

14

0,0503

14,3

335

0,85

15

0,0300

16,0

282

0,81







31



5.
Сˁ˒˘ˆ˓ ˅ˏРФ˒˓ˉˍˏДˏ ˅ˁ˃Мˆˎˉа

ˎˁ РСˉˆˍˆ Ф˒˓ˁˎˏ˃ˋˉ ˃ˉˎ˓ˏ˃ˏДˏ ˎˁ˒
ˏ˒ˁ

[1]


˓становки винтовы˵ электри˷ески˵ насосов предназна˷ены для
отка˷ки продукции скважин, содержа˹ей в своем составе газову˾ фазу,
а также для отка˷ки из скважин вязкой и высоковязкой продук
цииN ˏри
-
вод винтового насоса осу˹ествляется погружным электродвигателем с
˷астотой вра˹ения вала 1500 мин
-
1
.

Винтовой насос
-

насос объемного действия, вследствие ˷его его
теорети˷еская пода˷а прямо пропорциональна ˷астоте вра˹ения винтаN

Винтовые насосы
предназна˷ены для эксплуатации скважин при
содержании в продукции ме˵ани˷ески˵ примесей не более 0,6 г/л, сво
-
бодного газа на приеме насоса
-

не более 50% от объема смеси, серово
-
дорода
-

не более 0,01 г/лN ˍасосы работа˾т при вязкости отка˷иваемой
жидкост
и до 6 Ƈ10
-
4

м
2
/сN

ˏри отка˷ке вязки˵ жидкостей снижа˾тся перетоки ˷ерез кон
-
тактну˾ повер˵ность между винтом и обоймой, в связи с ˷ем ˵аракте
-
ристики винтовы˵ насосов при отка˷ке вязки˵ жидкостей лу˷˸е, ˷ем
при отка˷ке водыN

ˎсновной вопрос при подборе ус
тановки винтового насоса
-

рас
-
˷ет давления на приеме, при котором объемное газосодержание не пре
-
вы˸ало бы 0,5N

ˎбъемное газосодержание

Д


ಲ೥
١


١
(





)

ಲ೥
١


١
(







)







(5.1
)

где
G
0
i

-

газовый фактор при давлении
P
i

, приведенный к
P
0

, м
3

3
;
В
ķ

объемная обводненность продукции, доли единицыN


Для рас˷ета
G
0
i

можно воспользоваться выражением

G
஺௭

G

١

Ϲ

(
͙



ɧ

͙
͖͉͚


ɧ

)





(5.2
)

г
де
G
0
-

газовый фактор, м
3

3
, а показатель степени

f

расс˷итыв
а-
ется по (5N3
).


Вы˷ислив по (5N2
)
G
o
i
=
f
(
p
i
)
,
расс˷итыва˾т по (5N1
) завис
и-
мости
ʛ
=
f

i
)
, которые наносят на график (рисN
5.1
)N ˏо то˷кам пересе˷
е-
ния изолинии 0=0,5 с зависимостями
ʛ
=
f
(
p
i
)
, определя˾т минимально
32


допустимые давления на приеме винтового насоса р
пн1
, р
пн2

и тNдN, зав
и-
ся˹ие от
обводненности продукции скважиныN


Ď

-
ɧ
ϻϺ



͉



ɧ
ிீு

,





(5.3
)

˃де
Y
а

ķ

содержание азота в газе , %N




33




Рис 5Ϟ1Ϟ Зависимости объемного газосодержания от давления и о
б-
водненностиϝ

1
-
В=0Ϝ 2
-
В=0ϛ1Ϝ 3
-
В=0ϛ2Ϝ 4
-
В=0ϛ4Ϝ 5
-
В=0ϛ6Ϝ
6
-
В=0ϛ8Ϝ7
-
В=0ϛ9













0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1
2
3
4
5
6
7
8
Ф

Давление Мпа

Зависимость объемного газосодержания от давления и
обводненности

B=0
B=0,1
В=0,2

В=0,3

В=0,4

В=0,5

В=0,6

В=0,8

В=0,9

34



5
N1N ˓йрпгб̀ ибеб˸б

ˎпределить минимально допустимые давления на приеме устано
в-
ки винтового насоса
.


ˈс˵одные данныеZ



газовый фактор
G
0

= 22
м
3

3
,



забойное давление
Р
нас

= 7
Мˏа
,



содержание азота в нефтяном газе
Y
а

= 3,5 %.

ЗаданиеZ

ˎпределить минимально допустимые давления на приеме устано
в-
ки винтового насоса в зависимости от обводненности продукции залежи
˓синского месторождения для сле
ду˾˹и˵ условийZ

Ре˸ениеZ

˒аблица5N1

Рас˷етные зна˷ения объемного газосодержания при
разли˷ны˵

обводненностя˵


В

Рас˷етное газосодержание

0

0,75

0,41

0,23

0,13

0,074

0,021

0,1

0,73

0,38

0,21

0,12

0,067

0,019

0,2

0,70

0,35

0,19

0,11

0,060

0,017

0,3

0,67

0,32

0,17

0,097

0,053

0,015

0,4

0,64

0,29

0,15

0,085

0,046

0,013

0,5

0,596

0,25

0,13

0,071

0,038

0,011

0,6

0,542

0,21

0,11

0,058

0,031

0,009

0,7

0,47

0,17

0,08

0,044

0,023

0,006

0,8

0,37

0,12

0,056

0,030

0,016

0,004

0,9

0,23

0,06

0,030

0,015

0,008

0,002


р
асс˷итываем по (5N3
) показатель степени

Ď

-
ɧ
ϻϺ


(

ɧ
ி
)



ɧ
ிீு

-
ɧ
ϻЁϺ
.


Задаемся рядом зна˷ений
p
t

и
вы˷исляем по (5N2
) соответству
˾˹ие
зна˷ения
G
о
i
:

35


˒аблица
5.
2

p
i
, Мˏа

0
,
5

1
,
5

2,
5

3,
5

4,
5

6

G
oi
, м
3

3

14,
8

10,
2

7,
5

5,
4

3,
6

1,
3

G
௳௭
Ę

Ę


2,
96

0,
68

0,
3

0,
154

0,
08

0,
0217


Затем по формуле (
5.1
) расс˷итываем зна˷ения ʛ
,

а результаты з
а-
но
сим в
(
таблN
5.3
)
.

ˏо данным
(
таблN
5.3
) построим

зависимости ʛ =
f

(
P
,
B
)


(смN рисN
5
N1)N ˍа этом же рисунке наносится

изолиния с
ʛ

= 0,5N ˒о˷ки ее перес
е-
˷ения с соответству˾˹ими зависимостями ʛ =
f

(
P
,
B
)

да˾т следу˾˹ие
зна˷ения
минимально допускаемы˵ давлений на приеме винтового
насосаZ

˒аблица
5.3

B

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

р
н
,
Мˏа

1,2

1,05

0,95

0,85

0,80

0,70

0,60
























36



5.2
N ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ

Q
0
ķ

газовый фактор, м
3

3

Р
нас
-

забойное
давление, Мˏа

Y
а
-

содержание

азота в нефтяном газе, %

˒аблица5N4

̑

G
0

P
нас

Y
а

1

22

7,0

3,0

2

20

7,5

3,5

3

24

8,0

4,2

4

26

8,5

3,8

5

28

9,0

4,0

6

30

9,5

3,6

7

20

6,0

4,2

8

26

6,5

3,4

9

22

7,0

3,8

10

28

7,5

4,4

11

30

8,0

4,0

12

24

8,5

3,2

13

20

9,0

3,5

14

26

9,5

3,6

15

22

6,5

4,2













37



6.

Р
Сˉˍˆˎˆˎˉˆ ˒˓СФКˎ˜˖ ˁРРˁСˁ˓ˏ˃ ˅Ма ˏ˒˃ˏˆˎˉа
ˎˆ˕˓аˎ˜˖ ˉ Дˁˈˏ˃˜˖ ˒ˋ˃ˁЗˉˎ

6
.1
.
ˍжупейлб сбт˸жуб дйесптусфкопдп обтптб

ˈвано
-
Франковски
м институтом нефти и газа разработана те˵нол
о-
гия воздействия на
призабойну˾ зону пласт
а с

цель˾ увели˷ения деб
и-
тов нефтяны˵ скважин
,

либо увели˷ения приемистости нагнетательны˵
скважин путем создания

многократны˵ мгновенны˵ депрес
сий на пласт
с помо˹ь˾ струйны˵ аппаратов
,

устанавливаемы˵ на насосно
-
компрессорны˵ трубы (ˍК˒) вместе с подвесным пакеромN

˒е˵нологи˷еский процесс вкл˾˷ает следу˾˹ие основные этапы
работZ выбор объектов оценку состояния призабойной зоны пласта,
подготовку скважины, наземного и глубинного оборудо
вания, рас˷ет
режимны˵ параметров работы струйного аппарата, само воздействие на
пласт закл˾˷ительные работы и оценку результатов воздействияN Су
ть

те˵нологи˷еского процесса эакл˾˷ается в следу˾˹емZ в скважину в
компоновке с насосно
-
компрессорными трубами
на необ˵одиму˾ гл
у-
бину опускается струйный аппарат с пакерным устройствомN ˏри пр
о-
ка˷ивании с помо˹ь˾ насосны˵ агрегатов
˖
A
-
320,
AH
-
700

(
AGf
-
1030
и

дрN
)
рабо˷ей жидкости при заданном давлении ˷ерез ˍК˒, струйный
насос и затрубное пространство в зоне проду
ктивного пласта создается
определенное снижение гидростати˷еского давления, тNеN создается д
е-
прессия на пластN Время создания депрессии изменяется от долей с
е-
кунды до нескольки˵ секундN ˏосле прекра˹ения пода˷и рабо˷ей жи
д-
кости гидростати˷еск
ое

давление на

пласт восстанавливаетсяN

Вкл˾˷ением в работу насосны˵ агрегатов и выкл˾˷ением дост
и-
гается повторение цикла депрессия
-
репрессия на пластN В результате т
а-
кого цикли˷еского воздействия проис˵одит о˷истка призабойной зоны
пласта и постепенное заполнение скваж
ины пластовым фл˾идомN В
е-
ли˷ина задаваемой депрессии определяется рас˷етным путемN ˎсобе
н-
ность˾ те˵нологи˷еского процесса является то
,

˷то он позволяет рег
у-
лировать в ˸ироки˵ диапазона˵ вели˷ину и продолжительность депре
с-
сии в те˷ение всей операции по вызо
ву притока, а также производить
цикли˷еское многократное воздействие на пласт в режиме депрессия
-
репрессия без применения газообразны˵ агентов
.



38



6.2
.
˓йрпгб̀ тцжнб лпнрпопглй мй˵уб (сйтN
6.
1)


˖иркуляционный клапан 3 предназна˷ен для глу˸ения скважин в
слу˷ае интенсивного нефтегазопроявленияN ˎпресовку ˍК˒ осу˹ест
в-
ля˾т после пакерования путем спуска внутрь ˍК˒ ˸ара до его посадки
в опрессово˷ном узле (создания избыто˷ного давления), а затем извл
е-
˷ения ˸ара на повер˵ностьN ˏокерное устройство 5 должно обес
-
пе˷ивать надежну˾ герметизаци˾ затрубного пространства при созд
а-
нии цикли˷ески˵ переменны˵ гидравли˷ески˵ нагрузокN Рекомендуется
применение серийны˵ пакеров с ˸липсовым и якорным приспособл
е-
ние
м ме˵ани˷еского или гидравли˷еского действияN

˃лубинный манометр устанавлива˾т в лифте ˍК˒ с цель˾ ко
н-
троля рас˷етного и факти˷еского снижения давления на пластN


6.3
.
ˋпотусфл˷й̀ тусфкопдп бррбсбуб Фˏ˒
-

1 (сйтN

6.
2)


Струйный аппарат ˓ˎС
-
1 состоит из корп
уса 1 с про˵одным к
а-
налом и эжекторной приставкойN Минимальный диаметр про˵одного
канала устройства 20 ммN

Для перекрытия про˵одного канала устройства при его работе и
с-
пользуется ˸ар 12 диаметром 25,4 ммN ˝жекторная приставка вкл˾˷ает
в себя корпус 6, кам
еру сме˸ения 8, диффузор 9, гнездо 3 с впресс
о-
ванным в него твердоспла
вным насадком 5 и заглу˸ку 2N ˍа
садок 2
фиксируется в гнезде стопорным кольцом 4N Все соединения герметиз
и-
ру
˾тся с помо˹ь˾ уплотнительны
˵ колец WN ˒е˵нологи˷еская заглу˸ка
10, изготовлен
ная из ал
˾миния и устанавливаемая на выки
де диффуз
о-
раİ предназна˷ена для перекрытия струйного аппарата при опрес
с
овке
пакераN

˓стройство ˓ˎС
-
1 предназна˷ено для работы при максимальном
рабо˷ем давлении 50 Мˏа, в слу˷ае применения уплотнительны˵ ад
а-
мантов и
з термостойки˵ материалов при температуре 200ĉ СN ˍаружный
диаметр устройства 10W мм, длина 650 мм, вес 50 кгN






39



6.4
.
˒цжнб пвг̀илй обижнопдп пвпсфепгбой̀ (сйтN

6.
3)


С˵ема обвязки на первом этапе работ позволяет осу˹ествлять
кругову˾ циркуляци˾ из
емкости для рабо˷ей жидкости ˷ерез скваж
и-
ну, а при появлении притока отка˷ивать нефть в амбар, либо на пункт
сбора и о˷истки нефтиN


6.5
.
Рсйо˷йрйбмэоб̀
тцжнб

тусфкопдп бррбсбуб

(
сйтN

6.
4)


Струйным аппаратом называ˾т аппараты, в которы˵ проис˵одит
сме˹ени
е и обмен дву˵ энергий потоков разны˵ давлений с образов
а-
нием сме˸анного потока с промежуто˷ным давлением
.

Среда, на˵одя˹аяся перед аппаратом при более высоком давл
е-
нии, называется рабо˷ейN Рабо˷им потоком называется поток рабо˷ей
средыN Рабо˷ий поток вы˵о
дит из сопла в приемну˾ камеру струйного
аппарата с боль˸ой скорость˾ и увлекает среду име˾˹у˾ перед апп
а-
ратом более низкое давлениеN ˓вле˷енный поток называется инжект
и-
руемымN В струй
ны˵ аппарата˵ проис˵одит преобразование потенц
и-
альной энергии рабо˷его потока в кинети˷еску˾N Кинети˷еская энергия
рабо˷его потока
˷ас
ти˷но передается инжектируемому потоку, ˏри
протекании по струйному аппарату проис˵одит выравнивание скор
о-
стей сме˸иваемы˵ потоков и об
ратное преобразование кинети˷еской

энергии сме˸анного потока в потенциальну˾N

ˏринципиальная с˵ема струйного аппарата показана на рисN 4N

ˎсновные элементы аппаратаZ рабо˷ее сопло, приемная камера,
камера сме˹ения, диффузорN

ˏотоки рабо˷ей и инжектируемой среды поступа˾т в камеру
сме˸ения,

где про
ис˵одит выравнивание скоростей,

сопровожда˾˹е
е-
ся, как правило
повы˸ением давленияN ˈз камеры сме˸ения поток п
о-
ступает в диффузор, где проис˵одит дальней˸ий рост давленияN Давл
е-
ние сме˸анного потока на вы˵оде из диффузора вы˸е давления инже
к-
ти
руемог
о потока, посту
па˾˹его в приемну˾ камеру

ˏовы˸ение давления инжектируемого потока без непосредстве
н-
ной затраты ме˵ани˷еской энергии является основным принципиал
ь-
ным ка
˷еством струйны˵ аппаратовN ˓словные обозна˷ения к рисN 4N

Q
р
,
Q
н
,
Q
с

-

рас˵оды рабо˷ей,

инжектируемой и сме˸анной жи
д-
костей;
f
р2

и
f
н2

--

пло˹ади рабо˷его и инжектир
уемого потоков во
40


в˵од
ном се˷ении цилиндри˷еской камеры сме˸ения;
Р
р

-

давление р
а-
бо˷его потока на в˵оде в рабо˷ее сопло,
Р
р2
,

Р
н2
,

Р
3

-

статисти˷еские
давления рабо˷его и инжектируемого потоков во в˵одном се˷ении и
сме˸анного потока в в˵одном се˷ении цилиндри˷еской камеры сме˸
е-
ния;
f
р1
,
f
н1

-

пло˹ади рабо˷его сопла и камеры инжекцииN

ˎбы˷но расстояние между вы˵одом струи из рабо˷его с
опла и
в˵одом в цилиндри˷еску˾ камеру сме˸ения принимается таким, ˷тобы

f
р1

и
f
р2

были равнымиN
W

-

скорость рабо˷его потока, при в˵оде в р
а-
бо˷ее сопло;
W
p

-

на вы˵оде из рабо˷его сопла;
W
р1

-

на в˵оде цили
н-
д
ри˷еску˾ камер сме
˸ения;
W

p
2

-

скорость инжектируемого потока на
вы˵оде струи из рабо˷его сопла;
W
н1
,

-

на в˵оде в цилиндри˷еску˾ к
а-
меру сме˸ения;
W
н2

-

а также скорость сме˸анного

потока на вы˵оде из
камеры сме
˸ения
W
3

.

ˏо соотно˸ение диаметров
f
с
/
f
р

(где

f
с

-

пло˹адь се˷ения камеры
сме˸ения,
f
р

-

пло˹адь се˷ения рабо˷его сопла) струйные аппараты
относятся к низконапорным (когда

f
с
/
f
р

 4) либо к

высоконапорным
(когда
f
с
/
f
р



4

).

























41














РисN
6.
1
.

˒иповая с˵ема компановки лифтаN

1
-

ˍК˒; 2, 3
-

опрессово˷ный и циркуляционный клапаны 4
-

˓ˎС
-

1;

5
-

пакер; 6
-

глубинный манометр; W
-

˵востовик; 8
-

фильтр



42
















РисN6N
2N ˓стройство для обработки скважин ˓ˎС
-
1 1
-

корпус; 2
-
заглу˸ка; 3
-

гнездо; 4
-

запорное кольцо; 5
-

насадок (сопло); 6
-

корпус
эжекторной приставки; W
-

уплотнительное кольцо; 8
-

камера сме˸ения; 9
-
диффузор; 10
-

те˵нологи˷еская заглу˸ка; 11
-

прокл
адка; 12
ķ

˸арN

43
























РисN
6.
3
.

С˵ема обвязки наземного оборудования

1
ķ

емкость, 2
ķ

устье скважины, 3
ķ

нагнетательная линия

4
ķ

насосные агрегаты, 5
ķ

всасыва˾˹ая линия


44





















РисN
6.
4N ˏринципиальная с˵ема
струйного аппарата



45


6.6
.

Сбт˸жу тусфкопдп бррбсбуб

В работе Ä
2
Æ показано, ˷то низконапорные струйные аппараты во

все˵ диапазона˵ рабо˷его у˷астка св
оей ˵арактеристики, тNеN при л˾
бы˵
зна˷ения˵ коэффициента инжекции
U
, а высоконапорные
струйные

аппараты только в области малы˵ зна˷ений
U


˵оро˸о описыва˾тся
следу˾˹им уравнением


х
̥
͚
х
̥
͙

˚


١

೬ಳ

೬಴
١

Ϻ˚


(
Ϻ˚






)
١


١

೬ಳ


١

͖಴
١
5


(
Ϻ

˚


)


١

೬ಳ

͖
١


١
١
(
Ϲ

5
)







(6.1
)

где
-

плотность

рабо˷ей инжектируемой и сме˸ан
ной жидкостей

ʥ
0


0


0
͖

х
̥
͙

̥
͙

̥
͖

ƹ
1
, ƹ
2
, ƹ
3

, ƹ
4


-

коэффициенты потерь скоростей в рабо˷ем сопле, на
в˵одном у˷астке камеры сме˸ения, в ка
мере сме˸ения и в диф
фузоре;
Р
c

-

давление

на выкиде струйного насоса; Р
н

-

давление инжектиру
е-
мой жидкости; Р
р

-

давление на вы˵оде рабо˷ей жидкости из рабо˷его
соплаN

В уравнении (6N1
) принято условие, ˷то пло˹адь се˷ения рабо˷ей
жидкости от рабо˷его сопла до в˵ода в камеру сме˸ения остается низ
-
менной, тогда рабо˷ий и инжектируемы
й потоки на этом у˷астке не
сме
˸
ива˾тся, тNеN

f
͙Ϲ

=
f
͙Ϻ
.

В этом слу˷ае
f
͚

=
f
͙Ϲ
+
f
͖Ϻ

=
f
3

;
f
͖Ϻ

=
f
3
-

f
͙Ϲ

.


т
огда

Ď
௴஻
Ď
௴஼

Ď
௴஻
(
Ď


Ď
௴஻
)

Ď
௴஻

Ď

١
(
Ď
௴஻
Ď

)


Рекомендуемые
, ис˵одя из работы Ä1Æ зна˷ения Nкоэффициентов



1

= 0,95;

2

= 0,975;

3

= 0,9;

4

= 0,925.


ˏри подстановке
зна˷ений коэффициентов уравнение (
6.
1) пр
и-
нимает видZ

х


х




೬ಳ



Ϲ
ɧ
ϿϽ

-
ɧ
Ͽ
١

͙
١

೬ಳ

͖
١

͖಴
١
5


Ϲ
ɧ
-Ͽ
١

͙
١

೬ಳ


١


١
(
Ϲ

5
)






(6.2
)

˓равнение (6N1
) показывает, ˷то при заданном коэффициенте и
н-
жекции
U
,
перепад давлений, создаваемый струйным аппаратом ʁ
P
с

=
46


P
с

ķ

P
н

прямо пропорционален располагаемому перепаду давлений р
а-
бо
˷его пото
ка ʁ
P
р

=
P
р

ķ

P
н

.

ˎтно˸ение ʁ
P
с

/

ʁ
P
р

называется относительным перепадом дав
-
лений, создаваемым струйным насосомN

Как в
идно из уравнений (6N1
), (
6.
2), он зависит от отно˸ения с
е-
˷ений
прото˷ной ˷асти аппарата (
f
р1
/
f
3
), коэффициентов скорости о
т-
дельны˵ элементов аппарата (
ƹ
1
, ƹ
2
, ƹ
3

, ƹ
4
), коэффициента инжекции
U


и не зависит от абсол˾тной вели˷ины располагаемого перепада давл
е-
ний рабо˷его потока ʁРN

ˏри
U

= 0

струйный аппарат
развивает максимальный относ
и-
тельный перепад давлений
э

определяемый зависимость˾

(
х


х


)
௱௥௼

˚


١





١

Ϻ
˚


(
Ϻ

˚


)
١


١




͖
١






(6
.3)

ˏри равенстве ρ
р

= ρ
н

, а также подставив зна˷ения коэффицие
н-
тов
ƹ
1

и ƹ
3

полу˷им

(
х
̥
͚
х
̥
͙
)
௱௥௼


೬ಳ


١

Ϲ
ɧ
ϿϽ

Ϲ
ɧ
-Ͽ


೬ಳ







(6.4
)

ˏ
римерN ˍеоб˵одимо определить ʁР
с

Р
р

при следу˾˹и˵ соо
т-
но˸ения˵ диаметров рабо˷его сопла и камеры сме˸е
ния, а также при
условии, ˷то ρ
р


с

=
1
,
1
2 при коэффициента˵ инжекции
U
=
0,
U
=
0.1,

U
=0.2,

U
=0.3.

ˏри коэффициента˵ инжекции
U

= 0


4 для определения ʁ Р
с

/ ʁ Р
р
применима зависимость (6N2
)N Результаты рас˷ета сведены в таблице
6.1












47




˒аблица
6.1












Диаметр

рабо˷его

сопла, мм

4,
0

5,
6

8,
0

10

Диаметр

камеры

сме˹ения, мм

6

7

8

8

9

10

11

13

15

17

15

18

21

ʥ
̥

ʥ
̥
͙

U=0

0,
544

0,
443

0,
362

0,
569

0,
498

0,
430

0,
590

0,
490

0,
400

0,
328

0,
541

0,
426

0,
335

U=0,
1

0,
498

0,
418

0,
347

0,
513

0,
462

0,
407

0,
521

0,
56

0,
381

0,
316

0,
494

0,
403

0,
322

U=0,
2

0,
447

0,
392

0,
332

0,
457

0,
426

0,
383

0,
449

0,
422

0,
361

0,
304

0,
448

0,
380

0,
310

U=0,
3

0,
400

0,
366

0,
316

0,
404

0,
391

0,
359

0,
374

0,
388

0,
341

0,
292

0,
402

0,
356

0,
297

U=0,
4

0,
454

0,
340

0,
301

0,
352

0,
356

0,
335

0,
295

0,
355

0,
322

0,
280

0,
358

0,
333

0,
284

48


6
.7
.

Сбт˸жу ужцопмпдй˸жтлйц рбсбнжуспг тпиебой̀ ежрсжттйк об рмбту


т рпнпъэя

тусфкопдп бррбсбуб

1.

Выбор допустимой вели˷ины депрессии на пластN

Максимально допустимая вели˷ина депрессии на пласт определ
я-
ется с у˷етом
следу˾˹и˵ факторовZ

-

про˷ности обсадной колонны на смина˾˹ее давление;

-

нали˷ия близлежа˹и˵ водоносны˵ горизонтов;

-

устой˷ивости коллектораN

Воздействие перепада давления при вызове притока на эксплуата
-
ционну˾ колонну не должно превы˸ать
вели˷ин, регла
ментируемы˵
норма
тивными документами Ä
4
ÆN ˏри нали˷ии вы˸е или ниже проду
к-
тивного объекта водоносного напорного горизонта, не вскрытого пе
р-
форацией, перепад давления на метр разоб˹аемого интервала не до
л-
жен превы˸ать 1,5
M
ˏ
a
.

ˏри этом допустимая вели˷ина д
епрессии на испытуемый пласт
не должна превы˸ать зна˷ения

х
0

0
͔͘

(
0
͔͘
͋

Ϲ
ɧ
ϽĐ
)
,




(6.5
)

где Р
пл

-

пластовое давление нефтегазоносного пласта;

1,5
-

допустимый градиент давления на 1м цементного кольца,
Мˏа/1м;

h

-

расстояние

от нижни˵ отверстий интервала перфорации до в
о-
донефтяного контакта (ВˍК) или до водоносного горизонта;

Р
пл
в

ķ

пластовое давление водоносного пластаN

Допустимая вели˷ина депрессии с у˷етом типа коллектора и его
физико
-
ме˵ани˷ески˵ свойств устанавливается

геологи˷еской службой
предприятияN ˍаимень˸ее зна˷ение вели˷ины депрессии, определяемой
на основании указанны˵ ограни˷ива˾˹и˵ факторов, является макс
и-
мально допустимой вели˷иной депрессии
ʁ

Р
доп
.


2N ˎпределение необ˵одимы˵ зна˷ений давлений насосного агр
е
-
гата на устье скважины для достижения заданного снижения давления
на пласт с помо˹ь˾ струйного аппарата Ä
5
].


Давление на в˵оде в рабо˷ее сопло струйного аппарата определя
-
ется зависимость˾

0


0
Ц͙

̥
͉

х
̥
͙͛
͛





(6.6
)

где Р
жр

-

давление столба
рабо˷ей жидкости на глубине установки
струйного аппарата, Мˏа; Р
а

-

давление насосного агрегата на устье,
49


Мˏа;
ʁ
Р

тр
т

-

потери давления на сопротивление при движении рабо˷ей
жидкости от насосного
агрегата к рабо˷ему соплу струйного аппаратаN

Давление на в
ыкиде струйного аппарата определяется, ис˵одя из
необ˵одимости доставки сме˸анного потока на повер˵ность скважин

̥
͚
=
̥
Ц͚

̥
͙͛
͓

̥
͉͐͛





(6.7
)

где
Р
жс

-

давление столба сме˸аной жидкости в межтрубном пр
о-
странстве, Мˏа; ʁ Р
тр

к

-

потери

давления при движении рабо˷ей жи
д-
кости от струйного аппарата к усть˾ скважины, МˏаN

̥
Ц͙

˕
͙

١
̢
١
͚Э
ě
Д
;
̥
Ц͚

˕
͚

١
̢
١
͚Э
ě
Д
ɧ




(6.8
)


где ˍ
-

глубина установки струйного аппарата вдоль ствола;

g
-

ускорение свободного падения, м /сN

ˏотери давления
определяется известным выражением

̥
͙͛


ˏ

١

͙
١

١





١


,






(6.9
)


0
͙͛
͓

ˏ

١
̥
͚
١
௒௛




١
(




)
Ї
,





(6.10
)

где
ʢ

-

коэффициент гидравли˷еского сопротивления;
d

-

вну
т-
ренний диаметр насосно
-
компрессорны˵ труб;
d
1
-

наружный диаметр
насосно
-
компрессорны˵ труб;
D

-

внутренний диаметр эксплуатацио
н-
ной колонныN

ˍеоб˵одимая вели˷ина давления в

приемной камере струйного
насо
са для достижения заданной депрессии на пласт ʁ

Р определяется
за
висимость˾

̥
͖

̥
͔͘

х
̥

Ϲ-

١
˕
͚͙
١

Đ
͚
,

0
͖

0
͔͘

х
̥

˕
͚͙
١

Đ
͚
١
ċėě
Д



(6.11
)

где
h
с

-

расстояние от места установки струйного насоса до сер
е-
дины интервала залега
ния продуктивного пласта, м; ρ
ср

-

средняя пло
т-
ность газожидкостной смеси в интервале
h
с
, кг/м
3
.

х
̥
͚
х
̥
͙

̥
͚

̥
͖
̥
͙

̥
͖
.

˒огда, подс
тавляя из (6N6
) и (
6.
W) зна˷ения Р
с

и Р
р

, полу˷им, ˷то
давление насосны˵ агрегатов на устье скважины
P
а
, необ˵одимое для
достижения заданного снижения давления в камере инжекции струйн
о-
го насоса Р
н
,

определяется зависимость˾

0



Ц͚

х
̥
͙͛
͛
х
̥
͚
х
̥
͙

̥
Ц͘

х
̥
͙͛
͓


̥
͖
١
(


х
̥
͚
х
̥
͙
)
х
̥
͚
х
̥
͙

.




(6.12
)



50


̥
͙

̥
Ц͙

̥
͉

х
̥
͙͛
͛

̥
͚

̥
Ц͚

̥
͙͛
͓

̥
͉͐͛

ˍастоя˹ая методика позво
ляет определить необ˵одимое зна
˷ение
давления насосны˵ агрегатов при освоении скважины с помо˹ь˾
струйного аппарата конструкции
ˈФˈˍ˃ ˓ˎС
-
I
, а также вели˷ину о
т-
носи
тельного перепада давления, создаваему˾ струйным насосомN

6N8 ˓йрпгб̀ ибеб˸б

Рас˷ет гидроструйной насосной установки для эксплуатации скв
а-
жиныN

ˈс˵одные данныеZ



Диаметр внутренний D
эк
= 0,13м,



Диаметр ˍК˒ внутренний
d
вн
= 0,062
м,



Диаметр ˍК˒ наружний

d
н
=0,0W3м,



Затрубное давление Р=0,8Мˏа,



˃лубина спуска Сˍ
ˍ
=2559м,



Расстояние до забоя
h
c
=
1300
м,



ˏлотность нефти ρ
н
=83Wкг/м
3
,



ˏлотность воды ρ
в
=1000кг/м
3
,



˓гол наклона ствола скважины

ʛ
=2,1град,



ˎбводненность
n
0
=0,58доли,



Дебит скважины

Q
скв
=28м
3
/сут,



Коэффициент эжекции F
=0,1,



Рас˵од рабо˷ей жидкости
Q
р
=280м
3
ϲсутϛ



Диаметр камеры сме˸ения

d
кс
=0,006м
,



Диаметр сопла
d
с
=0,004м,



ˏластовое давление Р
пл
=22Мˏа,

51




Вязкость нефти ĝ
н
=0,0006
ˏа*с,



Вязкость воды ĝ
в
=0,001ˏа*с,



Депрессия

ʁР

=11,5МˏаN


ЗаданиеZ


1.

ˍа основе рас˷ета режимны˵ параметров струйного насоса опр
е-
делить необ˵одимое давление нагнетания рабо˷ей жидкости (в
о-
ды) на устье Р
а
.

2.

ˏо формуле (12) расс˷итать

зависимость давления нагнетания
насосного оборудования на устье Р
а
, Мˏа от вели˷ины коэффиц
и-
ента эжекции
U

путем варьирования рас˵ода рабо˷ей жидкости
от 28 м
3
/сут до 280 м
3
/сут с ˸агом 28 м
3
/сут и построить

график
.

3.

С

у˷етом угла наклона ствола скважины
к вертикали,

по формуле
(11) расс˷итать,
зависимость давления нагнетания рабо˷ей жи
д-
кости насосом на устье Р
а
, Мˏа от вели˷ины расстояния между
струйным насосом и забоем скважины (50, 100, 200, 300, 400, 500,
600, W00, 800, 900, 1000, 1100, 1200, 1300 м)N
В рас˷ета˵ принять
глубину спуска Сˍ от устья постоянной и равной 2559мN ˏо п
о-
лу˷енным данным построить графикN

Ре˸ениеZ

1N Расс˷итываем дебиты

пластовой нефти и пластовой водыZ

1
͖͔͘

1
͚͓͋

д
(
Ϲ

Ė
͋
)

ϺЀ
д
(
Ϲ

-
ɧ
ϽЀ
)

ϹϹ
ɧ
ϿϾ

͕ϻ
ʆ
͚͛͜

1
͔͋͘

1
͚͓͋

д
Ė
͋

ϺЀ
д
-
ɧ
ϽЀ

ϹϾ
ɧ
Ϻϼ

͕ϻ
ʆ
͚͛͜


2.

ˎпределяем обводненность

сме˸анного потока в затрубном
пространствеZ

Ė
͋
͉͐͛

1
͔͋͘

1
͙
1
͔͋͘

1
͙

1
͖͔͘

ϹϾ
ɧ
Ϻϼ

ϺЀ-
ϹϾ
ɧ
Ϻϼ

ϺЀ-

ϹϹ
ɧ
ϿϾ

-
ɧ
ЁϾϹЀϹЀ



3N Расс˷итываем плотность

сме˸анного потока в затрубном пр
о-
странствеZ

52


˕
͖͋
͉͐͛

˕
͖

д
(
Ϲ

Ė
͋
͉͐͛
)

˕
͋
д
Ė
͋
͉͐͛

ЀϻϿ
д
(
Ϲ

-
ɧ
ЁϾϹЀ
)

Ϲ---
д
-
ɧ
ЁϾϹЀ

ЁЁϻ
ɧ
ϿЀ

͓͌
ʆ
͕ϻ


4N Расс˷итываем гидростати˷еское давление

смеси в затрубном
пространствеZ

̥Ц͚

˕
͖͋
͉͐͛
д
ď
д
(
д
ċėě
(
ϻ
ɧ
Ϲϼ
д
Д
ϹЀ-
)

ЁЁϻ
ɧ
ϿЀ
д
Ё
ɧ
ЀϹ
д
ϺϽϽЁ
д
ċėě
(
ϻ
ɧ
Ϲϼ
д
Ϻ
ɧ
Ϲ
ϹЀ-
)
д
Ϲ-



ϺϾ
ɧ
ϻ

̡͉͘

5.
ˎпределяем гидростати˷еское давление

рабо˷ей жидкости в
ˍК˒Z

̥Ц͙

˕
͋
д
ď
д
(
д
ċėě
(
ϻ
ɧ
Ϲϼ
д
Ϻ
ɧ
Ϲ
ϹЀ-
)

Ϲ---
д
Ё
ɧ
ЀϹ
д
ϺϽϽЁ
д
ċėě
(
ϻ
ɧ
Ϲϼ
д
Ϻ
ɧ
Ϲ
ϹЀ-
)
д
Ϲ-



ϺϾ
ɧ
ϼϿ

̡͉͘

6.

Расс˷итываем пло˹адь

се˷ения рабо˷его сопла и камеры см
е-
˸ения струйного насосаZ



ϻ
ɧ
Ϲϼ

д
Čċ

ϼ

ϻ
ɧ
Ϲϼ
д
-
ɧ
--ϼ

ϼ

-
ɧ
----ϹϺϽϾ


͕
Ϻ

3
͓

ϻ
ɧ
Ϲϼ

д
Č
͓

ϼ

ϻ
ɧ
Ϲϼ
д
-
ɧ
--Ͼ

ϼ

-
ɧ
----ϺЀϺϾ


͕
Ϻ

WN ˍа˵одим перепад

давлений на струйном насосеZ

х
̥
͚
х
̥
͙

Ď
௴஻
Ď

١
[
Ϲ
ɧ
ϿϽ

-
ɧ
Ͽ
١
˕
͙
١
Ď
௴஻
˕

١
Ď

١
(
Ϲ

5
)

]

-
ɧ
ϽϺϻ

8.

Расс˷итываем ˷исла

Рейнольдса для потоков жидкости в ˍК˒ и
сме˸анного потока в затрубном пространствеZ



͛

6
͛
١
Č
١
˕
Р

1

ЀϾϼ--
ϻ
ɧ
Ϲϼ
١
Č

ʆ
ϼ
١
Č
١
˕

Р
͋

ϾϾϽЀϾ


͓

6
͓
١
(
D

Č

)
١
˕
͖͋
͉͐͛
Р
͋

(
1
͙

1
͚͓͋
)
ʆ
ЀϾϼ--
(
ϻ
ɧ
Ϲϼ
١
(
D

Č

)

ʆ
ϼ
)
١
(
D

Č

)
١
˕
͖͋
͉͐͛
Р
͋

ϺϺϺϻϹ
ɧ



9N ˎпределяем потери

давления на гидравли˷еское сопротивление
в ˍК˒ и затрубном пространствеZ

̥
͙͛
͛

ˏ
Ѐ
١
̥
͋
١
̢
١
1


Ф

١
Č
ி

-
ɧ
ϼЁϽ

53


ˏ

-
ɧ
ϻϹϾϼ


ɪ
஼ி

-
ɧ
-ϹЁϿ



͙͛
͓

ˏ
Ѐ
١
˕
͚
١
̢
١
1


Ф

١
(
D

Č

)
ி

-
ɧ
-Ёϼ


ˏ

-
ɧ
ϻϹϾϼ


ɧ
஼ி

-
ɧ
-ϺϽЁϹ

10N ˍа˵одим

давление

нагнетания на устье
РаZ


̥
͉

̥
Ц͚

̥
͙͛
͓

̥
͉͐͛

̥
͔͘

х
̥

˕
͚
١

١
Đ

١
ċėě
Д
١
Ϲ-


х
̥
͚
х
̥
͙

̥
Ц͘

х
̥
͙͛
͛

̥
͔͘

х
̥

˕
͚
١

١
Đ

١
ċėě
Д
١
Ϲ-






ϹϽ
ɧ
ϻЀϹϽ

̡̤͉









54



11NСтроим зависимостиZ






РисN 6N5
N Зависимость

давления нагнетания на устье

Р
а

от расстояния
между струйным насосом и забоем скважины







10
12
14
16
18
20
22
24
26
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Зависимость Ра от расстояния между струйным насосом и
забоем скважины

55









РисN6N6N Зависимость давления нагнетания на устье Р
а
от вели˷ины коэ
ф-
фициента эжекции
U






12
12,5
13
13,5
14
14,5
15
15,5
16
16,5
17
0
50
100
150
200
250
300
Зависимость Ра от
U

56



6N9N ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ

D
эк
-

диаметр внутренний, м

d
вн
-

диаметр ˍК˒ внутренний, м

d
н
-

диаметр ˍК˒ наружний, м

ˍ
-

глубина спуска Сˍ, м

ρ
в
-

плотность воды, кг/м
3

ʛ
-

угол наклона ствола скважины, град

U
-

коэффициент эжекции

Q
р
-

рас˵од рабо˷ей жидкости, м
3
/сут

d
кс
-

диаметр камеры сме˸ения
, м

d
с
-

диаметр сопла, м

ĝ
в
-

вязкость воды, ˏа*с

Р
-

затрубное давление, Мˏа

h
c
-

расстояние до забоя, м

ρ
н
-

плотность нефти, кг/м
3

n
0
-

обводненность, доли

Q
скв
-

дебит скважины, м
3
/сут

Р
пл
-

пластовое давление, Мˏа

ĝ
н
-

вязкость нефти, ˏа*с

ʁР
-

депрессия
, Мˏа



57






˒аблица
6.2

̑

Р

l

ρ
н

n
0

Q
скв

P
пл

ĝ
н

ʁР

1

0,8

200

820

0,
58

30

22

0,0006

8,2

2

1,15

250

837

0,
26

28

24

0,0007

8,8

3

1,25

235

845

0,
35

55

26

0,0003

10,8

4

1,5

460

828

0,
52

37

23

0,0005

11,5

5

0,9

350

852

0,
60

26

25

0,0004

9,5

6

1,4

380

846

0,
44

40

22

0,0006

12,6

7

1,3

580

860

0,
20

60

26

0,0007

12,8

8

1,1

420

835

0,
55

58

24

0,0005

14,6

9

0,85

340

842

0,
45

52

23

0,0004

15,0

10

1,2

660

826

0
,
54

35

22

0,0007

11,8

11

1,46

780

838

0
,
37

44

25

0,0003

12,4

12

1,35

800

844

0
,
30

48

26

0,0005

13,8

13

1,2

560

858

0,
48

29

23

0,0006

14,2

14

0,85

640

836

0,
50

38

22

0,0007

9,8

15

1,45

480

840

0,
48

42

24

0,0004

10,5















58


7.

ˍˆ˓ˏ˅ ˏ˒˃ˏˆˎˉа ˒ˋ˃ˁЗˉˎ ˒ Рˏˍˏ˚˝˟ Рˆˎ

WN1 Сбт˸жу ебгмжой̀ иблб˸лй ржоь г тлгбзйоф
[1]

ˏри использовании пены для освоения скважин в зна˷ительны˵
предела˵
регулируется ее плотностьN ˝то создает благоприятные усл
о-
вия для плавного снижения противодавления на пластN Дву˵фазная пена
представляет собой систему, состоя˹у˾ из водного раствора ˏˀВ и
возду˵а (газа)N В ка˷естве ˏˀВ можно рекомендовать сульфонол 0,1%
-
н
ой концентрации (на 1т воды
+1кг сульфонола)N

Для осу˹ествления данного процесса освоения необ˵один насо
с-
ный агрегат (например, 4ˀˍ
-
W00) и компрессор (например ˓Кˏ
-
80).

Водный раствор ˏˀВ в аэраторе сме˸ивается с подаваемым г
а-
зом, образу˾˹аяся пена зака˷ив
ается в скважинуN

ˎсновным вопросом при данном процессе остается рас˷ет движ
е-
ния пены в скважине при прямой и обратной зака˷кеN

Введем некоторые параметры, которые ˵арактеризу˾т дву˵фа
з-
ну˾ пенуN Степень˾ аэрации ƴ назовем отно˸ение объемного рас˵ода
газа
, приведенного к стандартным условиям
6


͚͛
, к объемному рас˵оду
жидкости
1
Ц
:





˃ි
6


͚͛
/
1
Ц
ɪ





(7.1)

ˈстинное газосодержание пены ƹ можно расс˷итывать по следу˾˹ей
зависимостиZ





˚ි(Ϲ
෍-ɧ-Ͻ)Д
,





(7.2)

где ʛ
-
объемное рас˵одное газосодержание, расс˷итываемое по



(7.3)





Дි
6


͚͛
ʆ
(
1
Ц

6


͚͛
)




(7.3)

В формуле (WN2) знак į+İ необ˵одимо брать при движении пен
ы в
низ
(нис˵одя˹ий поток), знак įųİ

при движении пены ввер˵ (вос˵одя˹ий
поток)N





V(p,
̧
)=z
6


͚͛
͙

̧
ʆ
(
͙
̧
͚͛
)
ɧ





(7.4)


В соответствии с (WN3), (WN4) и (WN1) объемное рас˵одное газосодержание


ʛ=





͚͛

͙

̧

ɪ





(7.5)


C

у˷етом (WN5) выражение для ƹ(WN2) принимает вид






ƹ=



ɧ
ி
)




͚͛

͙

̧

ɪ



(7.6)

ˏлотность пены ρ
п

определятся по формуле





˕
n
=
˕
Ц
(1
-
˚)෋˕
r
˚
.





(7.7)

59


ˈли с у˷етом


˕
r
(
˕
ɧ̧)
ි ˕
r

͚͛
˕̧
͚͛

/(
Ģ˕
0
̧
)
,








(7.8
)

˕
n
=
˕
Ц
(1
-
˚)෋ ˕
r

͚͛
˚

̧
͚͛


̧

ɪ






(7.9
)

˃радиент потерь давления от веса
гидростати˷еского столба пены





(
௨௴
௨௒
)
͚͌


ρ
n

g
.





(7.10)


˃радиент потерь давления на трение в труба˵Z





(
௨௴
௨௒
)
͙͛͛

ˏ

͛





͖͋
ɧ






(7.11)


в

кольцевом зазореZ





(
௨௴
௨௒
)
͙͛

͓͐

ˏ

͓͐




(

͖͋


͖͉͙
)
ɧ







(7.12)

г
де
-
коэффициент гидравли˷ески˵ сопротивлений при движении
пеныN В рас˷ета˵ при движении пены как в труба˵, так и в кольцевом
зазоре

этот коэффициент может быть постоянным и равным

=0,03;
w
т
,
w
кз
-
соответственно скорости движения пены в труба˵ и кольцевом заз
о-
ре, м/с





ğ
͛






͖͋

ɧ











(7.13)






ğ
͓͐






(

͖͋



͖͉͙

)

,





(7.14
)


˃де

Q
n
-
рас˵од пены, (в м/с) вы˷исляемый по формуле





1
͘

1
Ц
(
Ϲ

௥௴

̧

௴௞
͚͛
)
ɪ






(7.15)

Давление зака˷ки расс˷итыва˾т по следу˾˹им формуламZ

прямая зака˷к
а


͙
͐

͙
͓͐͜

Ϲ-



(
௨௴
௨௒
)
͙͛͛

(
௨௴
௨௒
)
͙͛

͓͐

(
௨௴
௨௒
)
͚͌

͓͐

(
௨௴
௨௒
)
͚͌

͛

(
ɧ

(7.16)

обратная
зака˷ка


͙
͐

͙
͛͜

Ϲ-



(
௨௴
௨௒
)
͙͛

͓͐

(
௨௴
௨௒
)
͙͛͛

(
௨௴
௨௒
)
͚͌

͛

(
௨௴
௨௒
)
͚͌

͓͐

(


.(7.17)


где

(
௨௴
௨௒
)
͚͌

͛

ɧ
(
௨௴
௨௒
)
͚͌

͓͐

-
соответственно градиенты потерь
давления

от действия гидростати˷еского столба пены в труба˵ и в кольцевом
зазоре, ˏа/м;
͙
͓͐͜
ɧ
͙
͛͜
-

соответственно
давления на устье скважины в
кольцевом зазоре и в труба˵, Мˏа; ˍ
-
глубина спуска ˍК˒, мN







60



7.
2
.
˓йрпгб̀ ибеб˸б

ˈс˵одные данныеZ



глубина скважины
L
c

=1700

м,



бсадная колонна с внутренним диаметром
D
вн

=0,1503

м
,



плотность те˵ни˷еской
воды

в

=1000 кг/м
3
,



степень аэрации пены ƴ =50
,



пенообразователь
-
водный раствор сульфанола 0,1% конце
н-
трации (1кг сульфанола +1000 кг воды),



колонна ˍК˒ спу˹ена до забоя ˍ =1W00

м
,



колонна ˍК˒
d
нар

=0,089 м,
d
вн
=0,0W6 м,



в скважину зака˷ивается дву˵фазная пена; водный раст
вор
сульфанола и газ с плотность˾

г ст

=1,205 кг/м
3
,



максимальное давление сжатия газа

=
8 Мˏа (˓Кˏ
-
80),



средняя температура в скважине
t

=35
0
С, коэффициент
свер˵сжимаемости газа
z

=1
,



рас˵од воды
Q
в

=0,012 м
3
/с (4ˀˍ
-
700),



Коэффициент гидравли˷ески˵ сопротивлений при движении
пены


=0,03
.


ЗаданиеZ


Расс˷итать давление зака˷ки
пены в скважине;


Ре˸ениеZ


Расс˷итываем ƹ по формуле (WN6)Z

нис˵одя˹ий поток






˚
͖

(



ɧ
஺ி
)



١
಴಻ವ
ಷಲ
١

ɧ

١
ವಲ಺
١



ɧ
஺஺ி

ɧ
ி஼஼

-
ɧ
ϼϹϾ
.

вос˵одя˹ий поток






˚
͖

(



ɧ
஺ி
)

ɧ
ி஼஼

-
ɧ
ϻϿϿ
.

Вы˷исляем по (WN9) плотность пеныZ нис˵одя˹ий поток


61



͖͘

Ϲ---
(
Ϲ

-
ɧ
ϼϹϾ
)

Ϲ
ɧ
Ϻ-Ͻ
١
-
ɧ
ϼϹϾ

١
஼௃஽

ɧ

١
஽஺ூ
١


ϾϺϺ
ɧ
ϹϽ

͓͌
ʆ
͕

,

вос˵одя˹ий поток

˕
͖͘

Ϲ---
(
Ϲ

-
ɧ
ϻϿϿ
)

Ϲ
ɧ
Ϻ-Ͻ
١
-
ɧ
ϻϿϿ

١
஼௃஽

ɧ

١
஽஺ூ
١


ϾϽϿ
ɧ
ϽϿ

͓͌
ʆ
͕

.


ˎпределяем по (WN15) рас˵од пены

1
͘

-
ɧ
-ϹϺ
(
Ϲ

Ͻ
-
١
-
ɧ
Ϲ
١
ϻ-Ѐ
١
Ϲ
Ѐ
١
ϺЁϻ
)

-
ɧ

͕

ʆ
͚
ɪ

Расс˷итываем по (WN14) и (WN15) скоростиZ

ğ


ϼ
١
-
ɧ

(
ϻ
ɧ
Ϲϼ
١
-
ɧ
-ϿϾ

)

ϼ
ɧ
ϼϹ͕
ʆ
͚

ɧ


ğ
͓͐

ϼ-
ɧ

݇
ϻ
ɧ

١
(
-
ɧ
ϹϽ-ϻ


-
ɧ
-ЀЁ

)
݈

Ϲ
ɧ
Ͽϼ͕
ʆ
͚
ɪ



Вы˷исляем по формулам (WN10)
-
(7.12)

соответству˾˹ие тра˵еиты
потерь давленияZ в труба˵ и кольцевом зазоре (нис˵одя˹ий поток)

(
ČĘ
Č(
)
͚͖͌

ϾϺϺ
ɧ
ϹϽ
١
Ё
ɧ
ЀϹ

ϾϹ-ϻ
ɧ
ϺЁ̤͉
ʆ
͕
ɧ


в труба˵ и кольцевом зазоре (вос˵одя˹ий поток)Z

(
ČĘ
Č(
)
͚͌͋

ϾϽϿ
ɧ
ϽϿ
١
Ё
ɧ
ЀϹ

ϾϼϽ-
ɧ
ϿϾ

̤͉
ʆ
͕
ɧ


в труба˵ (нис˵одя˹ий поток)


























(
௨௴
௨௒
)
͙͛

͖͛

-
ɧ


ɧ
ா஻

١
ீ஼஼
ɧ
஻ி

١

ɧ
஺ுீ
=2388,08 ˏа/м,

в труба˵ ( вос˵одя˹ий поток)

























(
௨௴
௨௒
)
͙͛

͛͋

-
ɧ


ɧ
ா஻

١
ீிு
ɧ
஻ிு

١

ɧ
஺ுீ
=2524,04 ˏа/м,


в кольцевом зазоре (нис˵одя˹ий поток)

(
ČĘ
Č(
)
͙͛

͓͖͐

-
ɧ

Ϲ
ɧ
Ͽϼ

١
ϾϺϺ
ɧ
ϺϽ
Ϻ
١
(
-
ɧ
ϹϽ-ϻ

-
ɧ
-ЀЁ
)

ϼϾ-
ɧ
ЁϺ

̤͉
ʆ
͕
ɧ


в
кольцевом зазоре (вос˵одя˹ий поток)


62


(
ČĘ
Č(
)
͙͛

͓͐͋

-
ɧ

Ϲ
ɧ
Ͽϼ

١
ϾϽϿ
ɧ
ϽϿ
Ϻ
١
(
-
ɧ
ϹϽ-ϻ

-
ɧ
-ЀЁ
)

ϼЀϿ
ɧ
ϹϾ

̤͉
ʆ
͕
ɪ


В соответствии с (WN16)

давление при прямой зака˷ке


͙
͐͘

Ę
͓͐͜

Ϲ-


[
(
ČĘ
Č(
)
͙͛

͖͛

(
ČĘ
Č(
)
͙͛

͓͐͋

(
ČĘ
Č(
)
͚͌͋

(
ČĘ
Č(
)
͚͖͌
]
(


или (при р
укз
=0,1Мˏа)

р
зп

=0,1+10
-
6
(2388,08+487,16+6450,76
-
6103,29)1W00=16,54Мˏа
.


В соответствии с (WN1W) давление при обратной зака˷ке


͙
͐Э

Ę
͛͜

Ϲ-


[
(
ČĘ
Č(
)
͙͛

͓͖͐

(
ČĘ
Č(
)
͙͛

͛͋

(
ČĘ
Č(
)
͚͌͋

(
ČĘ
Č(
)
͚͖͌
]
(


или (при
p
ут
=0,1Мˏа)

͙
͐Э

-
ɧ
Ϲ

Ϲ-


(
ϼϾ-
ɧ
ЁϺ

ϺϽϺϼ
ɧ


ϾϼϽ-
ɧ
ϿϾ

ϾϹ-ϻ
ɧ
ϺЁ
)
ϹϿ--

ϹϾ
ɧ
Ͽϻ̡̤͉
ɪ


˒аким образом, в
данном конкретном слу˷ае давление при прямой
зака˷ке пены практи˷ески равно давлени˾ при обратной зака˷ке пеныN

ˏри откл˾
˷ении насосного агрегата и компрессора произойдет в
ы-
равнивание гидростати˷еского давления в труба˵ и кольцевом зазоре и
средний градиен
т потерь давления от действия гидростати˷еского сто
л-
ба пены в скважине составит


(
ČĘ
Č(
)
͚͌


(
ČĘ
Č(
)
͚͖͌

(
ČĘ
Č(
)
͚͌͋

Ϻ

ϾϹ-ϻ
ɧ
ϺЁ

ϾϼϽ-
ɧ
ϿϾ
Ϻ

ϾϺϿϿ
ɧ
-ϺϽ̤͉
ʆ
͕
ɪ


В этом слу˷ае забойное давление

р
заб
=6277,025*1700*10
-
6
+0,1=10,WWМˏаN

Забойное давление в заглу˸енной до устья водой с
кважине

р
заб
=10
-
6
*1000*9,81*1W00+0,1=16,W8МˏаN

˒аким образом, за с˷ет замены в скважине воды на пену забойное
давление снизилось на 6N01МˏаN




63




7.
3
.
ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуь
:

L
c
-

глубина скважины
, м

D
вн
-

обсадная колонна с внутренним диаметром
, м

d
н
ар
-

диаметр ˍК˒ наружний, м

d
вн
-
диаметр ˍК˒ внутренний, м

ˍ
-

глубина спуска ˍК˒ до забоя
, м

ρ
в
-

плотность

те˵ни˷еской

воды, кг/м
3

ƴ
-

степень аэрации пены

ρ
г ст
-
плотность дву˵фазной пены, кг/м
3

ρ
-
максимальное давление сжатия газа, Мпа (˓Кˏ
-
80)

t
-
средняя температура в скважине,
0
С

z
-
коэффициент свер˵сжимаемости газа

Q
в
-
рас˵од воды, м
3
/с (4ˀˍ
-
700)

ʢ
-

коэффициент гидравли˷ески˵ сопротивлений при движении
пены


пенообразователь
-
водный раствор сульфанола 0,1% конце
н-
трации (1кг сульфанола+100 кг
воды)











64













˒аблица WN1

̑

L
c

D
вн


в

ƴ

ˍ

d
нар

d
вн


г ст



t
0

z

Q
в



1

1700

0,15
03

1000

50

1700

0,073

0,062

1,205

8

35

1

0,012

0
.
03

2

1900

0,15
03

1000

50

1900

0,089

0,076

1,205

8

40

1

0,018

0
.
03

3

1850

0,15
03

1000

50

1850

0,060

0,050

1,205

8

32

1

0,02

0
.
03

4

2000

0,15
03

1000

50

2000

0,073

0,062

1,205

8

38

1

0,016

0
.
03

5

2350

0,15
03

1000

50

2350

0,089

0,076

1,205

8

42

1

0,01

0,03

6

2250

0,15
03

1000

50

2250

0,060

0,050

1,205

8

34

1

0,014

0,03

7

1750

0,15
03

1000

50

1750

0,073

0,062

1,205

8

39

1

0,012

0,03

8

2050

0,15
03

1000

50

2050

0,089

0,076

1,205

8

30

1

0,018

0,03

9

1950

0,15
03

1000

50

1950

0,060

0,050

1,205

8

44

1

0,02

0,03

10

2500

0,15
03

1000

50

2500

0,073

0,062

1,205

8

36

1

0,016

0,03

11

1800

0,15
03

1000

50

1800

0,089

0,076

1,205

8

40

1

0,01

0,03

12

2400

0,15
03

1000

50

2400

0,060

0,050

1,205

8

32

1

0,014

0,03

13

2200

0,15
03

1000

50

2200

0,073

0,062

1,205

8

38

1

0,012

0,03

14

2150

0,15
03

1000

50

2150

0,089

0,076

1,205

8

42

1

0,018

0,03

15

2450

0,15
03

1000

50

2450

0,060

0,050

1,205

8

35

1

0,015

0,03














65


8N РСˏˆˋ˓ˉСˏ˃ˁˎˉˆ Дˉ˅СˏРˆ˒ˋˏ˒˓СФКˎˏК ˏВСˁВˏ˓ˋˉ

8N1 Сбт˸жу рсп˷жттб дйеспржтлптусфкопк пвсбвпулй
[1]


˃
идропескоструйная обработка призабойной зоны скваж
и-
ны предназна˷ена для повы˸ения ее проницаемости и
является э
ф-
фективным методом увели˷ения производительности скважиныN

ˎсновными ˵арактеристиками, которые требуется расс˷итать при
этом методе обработки, явля˾тсяZ


об˹ее коли˷ество жидкости и песка для успе˸ного осу˹ествл
е-
ния процесса;

рас˵од рабо˷ей жидко
сти;

гидравли˷еские потери в разли˷ны˵ элемента˵;

давление жидкостно
-
пес˷аной смеси на вы˵оде из насадок;

предельно безопасная длина колонны ˍК˒;

допустимое устьевое давлениеN

ˎб˹ее коли˷ество жидкости( в м
3
)
V
ж

принимается равным пр
и-
мерно (2,3
-
2,5) объем скважины
V
c
:


V
ж
=1
,
88
D
͖͋

,

.


(8.1)

при˷ем 0,4
V
ж

использу˾т для транспортировки песка на забой;

0,4
V
ж
-

на промывку скважины после осу˹ествления

процесса;

0,2
V
ж
-
на возможну˾ потер˾

циркуляции вследствие погло˹ения
жидкости пластомN

ˎб˹ее коли˷ество песка (в кг)
Q
п

расс˷итыва˾т на об
ъем 0,6

V
ж
,
при˷ем массовая концентрация песка С
п
=100кг/м
3
:







1
͘

Ϲ
ɧ
Ϲϻ
D
͖͋

,

̦
͘




(8.2)

Рас˵од рабо˷ей жидкости (как правило, используется вода), м
3





1
͘

Ϲ
ɧ
ϼϹϼР
Ė
͖
Ď
͖


͙
͖
஻஺


Ц͘






(8.
3
)

ĝ
-

коэффициент рас˵ода, принимаемый приблизительно 0,82;

n
н

ķ
˷исло насадок (обы˷но
n
н
=4);
f
н
-

пло˹адь попере˷ного се˷
е-
ния
насадки на вы˵оде, м
2
;
ʁ

н
-
потери давления в насадка˵, Мпа;


жп
-
пл
отность жидкости с песком

(песконосителя)
, кг/м
3
;
ра
сс˷
и-
тыва
е
тся по формуле





˕
Ц͘

˕
Ц͘

(
Ϲ

Д
͘
)

˕
͘
Д
͘
,





(8.
4)


͍͎͌
˕
Ц͘

-
͔͘Э͖͛Э͚͛ͥ Ц͍͓͑Э͚͛͑ɧ ͚͑͘Э͔͎͕ͥ͐͜ЭШ ͋ ͓͉͎͚͎͛͋͠ ͎͚͓͘Э͖Э͚
͑ɬ
͎͔͛ͨɧ

кг/м
3
;


п
-
плотность песка
, кг/м
3
(

п
=2500

кг/м
3
); ʛ
п
-
объемная ко
н-
центрация песка в смеси

66






Д
͘
̦
͘
ʆ

͘
̦
͘

͘


,


(8.5)

С
п
-
концентрация песка
в 1м
3

жидкости, кг/м
3
N ˏотери давления в
насадка˵ принима˾тся равнымиZ
d
н
=6мм
-
(10
-
12) Мпа, при
d
=(3
-
4,5)мм
-
(18
-
20)МпаN

˃идравли˷еские потери при проведении гидропескоструйной обработки





ʁ



т
+

ʁ

к
+

ʁ

н
+

ʁ

п
,




(8.6)

где ʁ

т
, ʁ

к
-
соответственно потери давления в ˍК˒, и в кольцевом пр
о-
странстве , МпаN
˝ти потери можно определять по
[
Ͽ
]

(смN рисN
VIII
NW,сN32W)
; ʁ

п
-
потери давления в полости, образу˾˹ейся в результ
а-
те воздействия на породу абразивной струи, МпаN ˈс˵одя
из опыта пр
о-
ведения гидропескоструйны˵ обработок, можно принять ʁ

п
=3,5МпаN


Допустимое давление на устье, Мпа





˕
͍͜


͚͙͛

̢

͛
̟

͛
,



(8.7)

где

ˍ
-
глубина спуска ˍК˒, м;
q
т
-
нагрузка от веса 1м труб, ˍ/м;

F
т
-
пло˹адь попере˷ного се˷ения труб, м
2
; К
-
коэффициент зап
а-
са(К=1,5); Р
стр
-
страгива˾˹ая нагрузка резьбового соединения, ˍN ˝та
нагрузка (в ˍ) расс˷итывается по формуле





˕
͚͙͛


௦௎

͛


௎௧௸௨
(



)
ʆ
(


)
,



(8.8)

где
b
-
тол˹ина
стенки трубы по впадине первой полной нитки, на˵од
я-
˹ейся в зацеплении, м;

т
-

предел теку˷ести материала труб, ˍ/м
2
;
l
-
полезная длина нарезки (нитки с полным профилем), м; ʛ
-
угол между
грань˾ нарезки и ось˾ (0=60
0
);

-
угол трения (

=18
0
).

Для ˍК˒ из ста
ли группы про˷ности Д страгива˾˹ая нагрузка соста
в-
ляетZ
d
=0,06 м Р=205 кˍ;
d
=0,0W3 м, Р=28Wкˍ;
d
=0,089 м, Р
стр=
452кˍN

Для безаварийного процесса необ˵одимо выполнить условиеZ





ʁрĚр
уд
.



(8.9)

ˏр
едельная безопасная длина колонны ˍК˒ ˍ определяется из

(8.7).

ˍеоб˵одимое ˷исло насосны˵ агрегатовZ

N

̥
͍͜
١

̥
͙
١

͙
١
̟
೩೟

Ϲ



(8
.
10)

где Р
р
-
рабо˷ее давление агрегата;
Q
р
-
пода˷а агрегата

при данном Р
р
;
К
mc
-
коэффициент
те˵ни˷еского состояния агрегата (К
mc
=0,5
-
0,8).

Q
-
темп зака˷ки, м
3
/с (
Q
=0,010

м
3
/с)N ˈспользуется агрегат 4ˀˍ
-
700.






67



8
.2
.
˓йрпгб̀ ибеб˸б

ˈс˵одные данныеZ



глубина проведения процесса гидропескоструйной обработки
ˍ=13W0мN



обсадная колонна с внутренним
диаметром
, м

D
вн
=0,
1505м
(условный диаметр 168 мм),




ус
ловный диаметр ˍК˒

d
=60,3 мм,



коэффициент те˵ни˷еского состояния агрегата

К
т
c
=0,5
-
0,8
,



рабо˷ее давление агрегата

Р
р
=29 Мпа,



темп зака˷ки

Q
=0,010

м
3

,



пода˷а агрегата при данном Р
р

Q
р
=0,0146

м
3

.

ЗаданиеZ


Расс˷итать процесс гидропескоструйной обработки;


Ре˸ениеZ

ˎбъем жидкости вы˷исляем по формуле (8N1)

V
ж
=1,88*(0,1505)
2
*13W0=58,34 м
3
.

ˎб˹ее коли˷ество
песка по (8N2)

Q
п
=1,13*(0,1505)
2
*13W0*100=3506 кгN

Для насадков диаметром 4,5 мм задаем ʁр
п
=20

МпаN ˏо формуле
(8N5) расс˷итываем

Д
͘
=
஻஺஺
ʆ
஼ி஺஺
ಳಲಲ
಴ಷಲಲ



-
ɧ
-ϻЀϽ
ɧ

а

затем по (
8.4)


Ц͘
=1000*(1
-
-ɧ-ϻЀϽ)෋ϺϽ--ʝ-ɧϻЀϽිϹ-ϽϿɧϿϽ ͓͌ʆ͕
3
.

Вы˷исляем по формуле (8N3) рас˵одZ

Q
=1,414*0,82*4*0,785*0,0045
2

ୠୟ
١
ୠୟ

ୠୟ୤୦
ɧ
୦୤

Ϲ-Ϲϼ
١
Ϲ-


͕
3
/
͚ɪ

68


ˎпределяем

по
[

]

(смN рисN
VIII
NW,сN32W)

ʁ

т
+ ʁ

к
при
Q
=10 л/с для
D
=168мм
,
d
=60,3 мм ʁ

т
+ ʁ

к
=0,115 Мпа/100 мN

ˏри
Q
=10 л/с для
D
=146мм,
d
=89 мм ʁ

т
+ ʁ

к
=0,09 Мпа/100 мN

Расс˷итываем ʁ

т
+ ʁ

к

при глубине ˍ=13W0 м

ʥ

͛
෋ ʥ

͓
=0,115*
ୠୢ୦ୟ
ୠୟୟ

Ϲ
ɧ
Ͼ
̡̤͉
ɪ

ˏотери
давления по формуле (8N6) ʁ

=1,6+20+3,5=25,1 МпаN Расс˷ит
ы-
ваем

удельное давление

по (8NW) р
уд
(
q
т
=68,W ˍ/м,
F
т
=1,986*10
-
3

м
2
,
Р
стр
=205 кˍ)Z

͙
͍͜

ୡୟ୤
١
ୠୟ

ୠୢ୦ୟ
١
୥୧
ɧ


ɧ

١

ɧ
୨୧୥
١
ୠୟ


ୠୠୟ୧୧ୠ
١
ୠୟ


ɧ
୨୦୨

ϻϿϺϺ

М
па,

˒аким образом,
ʁ

=25,1 Мпа 
͙
͍͜
-
3W,22 Мпа, тNеN процесс гидропе
с-
коструйной обработки возможенN Выбор необ˵одимы˵ агрегатов и и˵
˷исла

определяется по формуле (8N10)N

N
=
ୢ୦
ɧ
ୡୡ
١

ɧ
ୟୠ
ୡ୨
١

ɧ
ୟୠୣ୥
١

ɧ


Ϲ

3

Для проведения обработки потребуется 3 агрегата 4ˀˍ
-
700
.

8
.
3
.
ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ

H
-
глубина проведения процесса гидропескоструйной обрабо
т-
ки
, м

D
вн
-

обсадная колонна с внутренним диаметром
, м

d
-

условный диаметр ˍК˒
, м
м

К
т
с
-

коэффициент те˵ни˷еского состояния агрегата
.

Р
р
-

рабо˷ее давление
агрегата

, Мˏа

Q
-

темп зака˷ки
,
м
3


Q
р

-

пода˷а агрегата при данном

Р
р
,

м
3

.




69








˒аблица 8N1

̑

ˍ

D
вн

d

К
тс

Р
р

d
нар

Q

Q
p

1

1300

0
,
15
05

60
,
3

0
,
5

29

0
,
073

0
,
010

0
,
0146

2

1380

0
,
1300

89
,
0

0
,
6

29

0
,
089

0
,
010

0
,
0146

3

1350

0
,
15
05

60
,
3

0
,
7

29

0
,
060

0
,
010

0
,
0146

4

1320

0
,
1300

89
,
0

0
,
8

29

0
,
073

0
,
010

0
,
0146

5

1360

0
,
15
05

60
,
3

0
,
5

29

0
,
089

0
,
010

0
,
0146

6

1310

0
,
1300

89
,
0

0
,
6

29

0
,
060

0
,
010

0
,
0146

7

1370

0
,
15
05

60
,
3

0
,
7

29

0
,
073

0
,
010

0
,
0146

8

1330

0
,
1300

89
,
0

0
,
8

29

0
,
089

0
,
010

0
,
0146

9

1390

0
,
15
05

60
,
3

0
,
5

29

0
,
060

0
,
010

0
,
0146

10

1400

0
,
1300

89
,
0

0
,
6

29

0
,
073

0
,
010

0
,
0146

11

1320

0
,
15
05

60
,
3

0
,
7

29

0
,
089

0
,
010

0
,
0146

12

1340

0
,
1300

89
,
0

0
,
8

29

0
,
060

0
,
010

0
,
0146

13

1380

0
,
15
05

60
,
3

0
,
5

29

0
,
073

0
,
010

0
,
0146

14

1360

0
,
1300

89
,
0

0
,
6

29

0
,
089

0
,
010

0
,
0146

15

1330

0
,
15
05

60
,
3

0
,
8

29

0
,
060

0
,
010

0
,
0146










70


9
N ДˁˈМˉ˕˓ˎˁа ˞ˋ˒РМФˁ˓ˁ˗ˉа ˒ˋ˃ˁЗˉˎ


˃азлифтный способ
-
один из ме˵анизированны˵ способов эксплуат
а-
ции добыва˾˹и˵ скважин, при котором рабо˷им агентом служит ко
м-
примированный газN ˝тот
способ имеет вполне определенну˾ область
применения

и

ни в коей степени не может рассматриваться в ка˷естве
альтернативы другим

ме˵анизированным

способам

эксплуатации

[1]
.

9
.
1N Сбт˸жу рфтлпгпдп ебгмжой̀ ем̀ сбимй˸оьц тйтужн рпеыжнойлпг



ˏусковым дав
лением называется максима
льное давление в системе,
соответству˾˹ее моменту времени, когда уровень жидкости в скв
а-
жине достигает ба˸мака насосно
-
компрессорны˵ трубN

ˏри рас˷ете пускового давления рассматрива˾т следу˾˹ие слу˷аиZ



погло˹ение жидкости пластом
отсутствует
;



полное погло˹ение жидкости пластом;



˷асти˷ное погло˹ение жидкости пластомN

Введем коэффициент К
п
, у˷итыва˾˹ий погло˹ение жидкости пластомN
ˏод этим коэффициентом будем понимать отно˸ение объема жидк
о-
сти, погло˹аемой пластом, к полному объему вытесняемой жидкостиN
˅сли погло˹ение пластом жидкости отсутствует, то К
п
=0N ˅сли пласт
погло˹ает вытесняему˾ жидкость полность˾, то К
п
=1N В реальны˵
условия˵ 0

К
п
1.

ˏусковое давление для однорядного подъемник
а расс˷итыва˾т по сл
е-
ду˾˹им формуламZ

˕
͘

Đ
˕
Ц



Ϲ

(
Ϲ

̟
͘
١

͖͋



͖͉͙


͖͋

)







(9.1)


˕
͘

Đ
˕
Ц


Ϲ

(
Ϲ

̟
͘
)
١

͖͋


͖͋



͖͉͙


ɨ






(9.2)


Для дву˵рядного подъемника пусковое
давление



˕
͘

Đ
˕
Ц


Ϲ

(
Ϲ

̟
͘
)
١

͋

͖͋



͖͉͙


͖͋



͋

͖͉͙



͖͋


,


(9.3)

71


˕
͘

Đ
˕
Ц


Ϲ

(
Ϲ

̟
͘
)
١

͖͋


͖͋



͋

͖͉͙



͋

͖͋



͖͉͙




(9.4)

где
-
͘Э͙͌͜Ц͎͖͎͑ ͘Э͍͎͕͖͓͉ͣ͑ ͘Э͍ ͚͉͎͚͓͛͛͑͑͠Ш ͙͜Э͎͖͋ͥɧ ͕
;

Ц
-
͔͘Э͖͛Э͚͛ͥ Ц͍͓͑Э͚͛͑ɧ ͓͌ʆ͕
3
;
D
͖͋
-
͖͙͎͖͖͋͛͑͜Ш ͍͉͕͎͙͑͛ ͓͚͔͉͉ͦ͛͘͜͟
͑ɬ
Э͖͖ЭШ ͓Э͔Э͖͖ͤ
ɧ ͕ɨ
d
͖͉͙
-
͖͉͙͜Ц͖ͤШ ͍͉͕͎͙͑͛ ͘Э͍͎͕͖͓͉ͣ͑ɧ ͕ɨ
d
͖͋
-
͖͙͎͖͖͋͛͑͜Ш ͍͉͕͎͙͑͛ ͘Э͍͎͕͖͓͉ͣ͑ɧ ͕ɨ
d
͋ ͖͉͙
-
͖͉͙͜Ц͖ͤШ ͍͉͕͎͙͑͛ ͋Э
͐ɬ
͍͖ͤ͜͡͞ ͙͛͊͜ɧ ͕ɨ
d
͋
нар
-
наружный диаметр возду˸ны˵ труб, мN


Формулы
(9N1)и (9N3) использу˾т при кольцевой системе зака˷ки, а
формулы (9N2) и (9N4)
-
при центральной системе зака˷киN


ˏогружение расс˷итыва˾т по формуле



h
=
H
сп
-
ˍ
ст

,



(9.5
)

где
H
сп
, ˍ
ст
-
соответственно глубина спуска подъемника и стати˷еский
уровень, мN

9
.2
.
˓йрпгб̀ ибеб˸б

ˈс˵одные данные



диаметр эксплуатационной
колонны
D
вн
=0,1321 м
,



внутренний диаметр подъемника
d
вн
=0,0403 м,



наружный диаметр подъемника
d
нар
=0,
0483 м,



коэффициент у˷итыва˾˹ий погло˹ение пластом К
п
=0; 0,3;
0,7; 1.



погружение под стати˷еский уровень жидкости
h
=450 м,



плотности жидкости

ж
=809 кг/м
3
.

ЗаданиеZ

1.

Расс˷итать и сопоставить пусковые давления для одноря
д-
ного подъемника при кольцевой и центральной

система˵N



Ре˸ениеZ

Расс˷итываем пусковые давления при кольцевой системе зака˷ки
соответственно при
К
п
=0;

0,3; 0,W; и 1Z

72


˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
[
Ϲ

-
ɧ
ϹϻϺϹ


-
ɧ
-ϼЀϻ

-
ɧ
-ϼ-ϻ

]

ϻϿ
ɧ
-Ͽ
̡͉͘
ɨ


˕
͘

ϼϽ-
١
ЀЁ-
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
[
Ϲ

(
Ϲ

-
ɧ
ϻ
)
١
-
ɧ
ϹϻϺϹ


-
ɧ
-ϼЀϻ

-
ɧ
-ϼ-ϻ

]

ϺϾ
ɧ
Ѐϼ̡̤͉
ɨ


˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
[
Ϲ

(
Ϲ

-
ɧ
Ͽ
)
١
-
ɧ
ϹϻϺϹ


-
ɧ
-ϼЀϻ

-
ɧ
-ϼ-ϻ

]

Ϲϻ
ɧ
Ͻϼ̡̤͉
ɨ


˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ

ϻ
ɧ
ϽϿ̡̤͉
ɪ

Соответству˾˹ие пусковые давления при центральной системе

˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
[
Ϲ

-
ɧ

ɧ
ϻ

-
ɧ
ϹϻϺϹ


-
ɧ
-ϼ-ϻ

]

ϻ
ɧ
ЁϽ̡̤͉
ɨ

˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
[
Ϲ

(
Ϲ

-
ɧ
ϻ
)
١
-
ɧ
-ϼ-ϻ

-
ɧ
ϹϻϺϹ


-
ɧ
-ϼЀϻ

]

ϻ
ɧ
Ѐϼ̡̤͉
ɨ

˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
[
Ϲ

(
Ϲ

-
ɧ
Ͽ
)
١
-
ɧ
-ϼ-ϻ

-
ɧ
ϹϻϺϹ


-
ɧ
-ϼЀϻ

]

ϻ
ɧ
ϾЀ̡̤͉
ɨ

˕
͘

ϼϽ-
١
Ѐ-Ё
١
Ё
ɧ
ЀϹ

ϻ
ɧ
ϽϿ̡̤͉
ɪ

˒аким образом, в данной скважине пусковые давления при кольцевой
системе зака˷ки примерно на порядок вы˸е, ˷ем при центральной, за
искл˾˷ением слу˷ая, когда при спуске пласт полность˾ погло˹ает
жидко
стьN ˒огда давления одинаковыN

9.3.

ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ



D
вн
-
диаметр эксплуатационной колонны
, м

d
вн
-
внутренний диаметр

подъемника
, м

d
нар
-

наружный

диаметр

подъемника
, м


К
п
-

ко
эффициент у˷итыва˾˹ий погло˹ение пластом


=0; 0,3; 0,7; 1.


h
-

погружение под стати˷еский уровень жидкости, м

73




ж
-
плотность жидкости, кг/м
3
.

ЗаданиеZ

1.

Расс˷итать и сопоставить пусковые давления для однорядного
подъемника при кольцевой и центральной система˵N

2.

Расс˷итать пусковые давления, если подъемник дву˵рядный а
диаметры возду˸ной колонны
d
в вн
=0,0W59м и
d
в нар
=0,0889мN

3.

ˏроанализировать пусковые давления для однорядного и дву
˵-
рядного подъемниковN


˒аблица 9N1

̑

D
вн

d
вн

d
нар

h


ж

1

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

460

854

2

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

430

832

3

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

470

805

4

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

440

820

5

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

480

814

6

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

420

909

7

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

450

904

8

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

500

859

9

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

410

825

10

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

350

878

11

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

490

884

12

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

320

862

13

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

380

869

14

0
,
1321

0
,
0403

0
,
0483

330

844

15

0
,
1300

0
,
062

0
,
073

300

838






74


10Nˉ˒˒Мˆ˅ˏ˃ˁˎˉˆ ˒ˋ˃ˁЗˉˎ, ˞ˋ˒РМФˁ˓ˉСФˆˍ˜˖
РˏДСФЗˎ˜ˍˉ ˗ˆˎ˓СˏВ
ˆЗˎ˜ˍˉ ˞Мˆˋ˓Сˏˎˁ˒ˏ˒ˁˍˉ

ˈсследование скважин
, эксплуатируемы˵ установками погружны˵
центробежны˵ насосов (ˏ˖˝ˍ), можно проводить ,применяя метод з
а-
мера динами˷ески˵ уровней импульсатором с последу˾˹им рас˷етом
забойны˵ давленийN Ä1Æ

Другой метод рас˷ет
а давления на приеме насоса

пн

базируется на
следу˾˹ей зависимостиZ




͖͘
=

͖͋
-

͖
,



(10.1)

где

вн
-
давление на выкиде насоса, ˏа;

н
-
давление, создаваемое нас
о-
сом, ˏаN

˖ентробежный насос обладает следу˾˹им свойством Z напор на
режиме нулевой пода˷и (
Q
=0) ˍ
0

при постоянной ˷астоте вра˹ения не
зависит ни от плотности смеси ни от ее вязкости ни от степени износа

насоса, то есть ˍ
0
=
const
N Вели˷ина ˍ
0

для каждого типоразмера насоса
известна из ˵арактеристикиN

ˈсследование проводят в следу˾˹ей последовательностиZ спуск
а-
˾т на выкид ˏ˖˝ˍ скважинный манометр, который регистрирует кр
и-
ву˾ изменения давления на выкиде в те˷ение всего исследованияN З
а-
да˾т сква
жине определенный режим работы (с помо˹ь˾ задвижки на
устье) и после его установления измеря˾т дебит скважины
Q
1
N Скв
а-
жинный манометр регистрирует давление на выкиде

вн

1
, а манометр
на устье

v

1
N Затем устьеву˾ задвижку закрыва˾т (
Q
=0)
;
скважинный
манометр регистрирует давление

на выкиде

֨
͖͋
ɧ ͕͉͖Э͕͎͙͛ ͖͉ ͚͎͛ͥ͜
-

֨
v
.

ˎткрыва˾т задвижку на устье и переводят скважину на новый р
е-
жим работы и после его установления
измеря˾т дебит
Q
2
N Скважинный
манометр регистрирует давление на выкиде

вн

2
, а манометр регистр
и-
рует давление

֨֨
͖͋
ɧ ͉ ͕͉͖Э͕͎͙͛ ͖͉ ͚͎͛ͥ͜
-


֨֨
v
.

75


ˏоступая аналоги˷но, проводят исследование

на 3
-
4 режима˵N

ˎбработка результатов сводится к следу˾˹емуN Для каждого из
режимов расс˷итывается плотность смеси в лифте

˕
͚͔


͖͋
̋


͜
̋

١
̢
͖



(10.2)

где

ȓ
вн

ķ
давление на выкиде насоса при закрытой задвижке на устье ,
ˏа;

ȓ
v

ķ

давление на устье скважины при закрытой задвижке, ˏа; ˍ
н

-
глубина спуска насоса, мN

˒ак как насос работает на режиме
нулевой пода˷и (
Q
=0), то


͚͔
=

͚͖






(10.3)

где

сн

ķ
плотность смеси в сасосе, кг/м
3
.

Для этого режима (
Q
=0) давление, создаваемое насосом
,

˕
͖
̋

˕
͚͖
١

١
͖

ɧ








(10.4)

где ˍ
0
-
напор насоса на режиме нулевой пода˷и, м (зна˷ения напора в
˵арактеристике насоса)N

С у˷етом (10N2) и (10N3
) выражение (10N4) запи˸ем следу˾˹ем в
и-
деZ

˕
͖

̢

̢
͖
١
(
˕
͖͋


˕
͜

)
ɪ




(10.5)

ˏодставляя (10N5) в (
10N1), окон˷ательно полу˷аем (принимая

͖
=

֨
͖
).

˕
͖͘

˕
͖͋


̢

̢
͖
(
˕
͖͋


˕
͜

)








(10.6)

Зная давление на приеме насоса

͖͘
, расс˷итыва˾т соответству
˾-
˹ее забойное давлениеN ˅сли индикаторная линия прямолинейна то к
о-
эффициент продуктивности скважины К
пр

можно вы˷ислить
по форм
у-
ле

̟
͙͘
=
(
ޅ


ޅ

)
(

͖͘



͖͘

)
ɧ





(10.7)

76


˃де
Q
1
,
Q
2
-

соответственно давление у приема насоса на первом и вт
о-
ром режима˵, МпаN

˓словия полного выноса
накопленной в интервале įзабой
-
приемİ воды,
поступа˾˹ей с продукцией из пласта, следу˾˹иеZ


͖
>

͖͙͘

ϹϾ--

или


͖
<

͖͙͘

ϹϾ--
ɧ






(10.8)

где
Re
н
приведенное ˷исло Рейнольдса по нефти;
Re
н пр
-
предельное
приведенное ˷исло Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором

вся
вода, поступа˾˹ая из пласта, выносится с интервала įзабой
-
приемİ
(накопления воды в этом интервале при эксплуатации скважины не
проис˵одит)N


͖


ɧ
஼ுா
١

͖͍
١

͖
ூீா஺஺
١

͓ͦ
١

͖




(10.9)

˃де
Q
нд
ķ

дебит скважины по дегазирова
нной нефти, м
3
/сут;
b
н

объе
м-
ный коэффициент нефти;
v
н
-
кинемати˷еская вязкость нефти в пласт
о-
вы˵ условия˵, м
2
/сN

ˎпределяется плотность водонефтяной эмульсии

˕
͖͋

˕
͖
١
(
Ϲ

̗
)

˕
͋
١
̗
ɪ








(10.10)

где

вн
-

плотность водонефтяной эмульсии,

н
-
плотность нефти,

в
-
плотность воды, В
-
обводненность продукцииN

10.1
.
˓йрпгб̀ ибеб˸б

ˈс˵одные данные



глубина скважины

L
c
=
1300

м,



пластовое давление


пл
=9,
W Мˏа
,



внутренний диаметр эксплуатационной колонны

D
эк
=0,
013
м,



глубина спуска установки ˍ
н
=1150м,

77




плотность пластовой нефти


нп
=898 кг/м
3
,



плотностиводы


в
=1100

кг/м
3
,



объемный коэффициент нефти Ë
н
=1,
1,



вязкость нефти ß
н
=1,
85*10
-
6
м
2
/с,



обводненность продукции В
=0,
5,



дебит
Q
=134 м
3
/сутN

Результаты исследования скважины на
тре˵ режима˵ представлены
нижеN

˒аблица 10N1

Режим

1

2

3

Q
, м
3
/сут

134

75

36


ȓ
вн
, Мˏа

10,53

12,73

13,88


֨
͜
ɧ ̡̤͉

1,53

3,05

3,96

ˍапор насоса на режиме нулевой пода˷и ˍ
0
=800мN

ЗаданиеZ


ˏостроить индикаторну˾
лини˾ скважины, эксплуатируемой
установкой ˝˖ˍ5
-
130
-
600 при заданны˵ условия˵N

Ре˸ениеZ

ˏо результатам исследования при закрытой задвижке расс˷итываем по
формуле (10N6)

давления на приеме насосаZ

д
ля режима 1Z

˕
͖͘



Ϲ-
ɧ
Ͻϻ

Ѐ--
ϹϹϽ-
١
(
Ϲ-
ɧ
Ͻϻ

Ϲ
ɧ
Ͻϻ
)

Ϲ-
ɧ
Ͻϻ

Ͼ
ɧ
ϺϾ

ϼ
ɧ
ϺϿ̡̤͉
ɨ


78


для режима 2Z

˕
͖͘



ϹϺ
ɧ
Ͽϻ

Ѐ--
ϹϹϽ-
١
(
ϹϺ
ɧ
Ͽϻ

ϻ
ɧ

)

ϹϺ
ɧ
Ͽϻ

Ͼ
ɧ
Ͽϻ

Ͼ
ɧ
--̡̤͉
ɨ

для режима 3Z

˕
͖͘



Ϲϻ
ɧ
ЀЀ

Ѐ--
ϹϹϽ-
١
(
Ϲϻ
ɧ
ЀЀ

ϻ
ɧ
ЁϾ
)

Ϲϻ
ɧ
ЀЀ

Ͼ
ɧ
Ё-

Ͼ
ɧ
ЁЀ̡̤͉
ɪ



РисN10N1N ˈндикаторная линия скважины






0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
0
20
40
60
80
100
120
140
79


С цель˾ рас˷ета забойного давления проверяем условие выноса воды
из интервала įзабой
-
приемİ для режима с минимальным дебитом
Q
-
36м
3
/сут, предварительно расс˷итав по

(10.9)


͖

Ϲ
ɧ
ϺϿϼ
١
ϻϾ
١
(
Ϲ

-
ɧ
Ͻ
)
١
Ϲ
ɧ
Ϲ
ЀϾϼ--
١
-
ɧ
Ϲϻ
١
Ϲ
ɧ
ЀϽ
١
Ϲ-



ϹϾЁЁ
ɧ
Ͻ
ɪ

˒ак как выполняется условие (10N8), то в интервале įзабой
-
приемİ
накопления воды не проис˵одит и плотность

водонефтяной смеси мо
ж-
но расс˷итать по формуле (10N10)N

˕
͖͋

ЀЁЀ
١
-
ɧ
Ͻ

ϹϹ--
١
-
ɧ
Ͻ

ЁЁЁ

͓͌
ʆ
͕

ɪ

Расс˷итываем перепад давления на у˷астке įзабой
-
приемİ

ʥ
͙

˕
͖͋

(
,


̢
͖
)

ЁЁЁ
١
Ё
ɧ
ЀϹ
١
(
Ϲϻ--

ϹϹϽ-
)

Ϲ
ɧ
ϼϿ̡̤͉
ɪ

Вы˷исляем забойное давлениеZ

для режима 1Z
͙
͉͐͊



ϼ
ɧ
ϺϿ

Ϲ
ɧ
ϼϿ

Ͻ
ɧ
Ͽϼ

̡̤͉
ɨ

для режима 2Z
͙
͉͐͊




6+1,4W=W,4W Мˏа
;

для режима 3Z
͙
͉͐͊



6,98+1,4W=8,45 МпаN

ˎпределяем депрессии для каждого из режимовZ

ʥ˕


˕
͔͘

˕
͉͐͊



Ё
ɧ
Ͽ

Ͻ
ɧ
Ͽϼ

ϻ
ɧ
ЁϾ

̡̤͉
ɨ

ʥ˕


Ё
ɧ
Ͽ

Ͽ
ɧ
ϼϿ

Ϻ
ɧ
Ϻϻ̡̤͉
ɨ

ʥ˕


Ё
ɧ
Ͽ

Ѐ
ɧ
ϼϽ

Ϲ
ɧ
ϺϽ̡̤͉
ɪ

ˏо результатам рас˷ета строим индикаторну˾ лини˾ (рисN10N1N)N
˒ак как
индикаторная линия прямолинейна , расс˷итываем коэффиц
и-
ент продуктивности

̟
͙͘

ϹϺ-
ϻ
ɧ
ЁϾ

ϻ-
ɧ
ϻ
(
͕

͚͛͜
١
̡̤͉
)
ɪ



80


10.2.
ˈбебой̀ ем̀ тбнптуп̀ужмэопк сбвпуьZ


L
c
-
глубина скважины
, м

р
пл
-
пластовое давление, Мˏа

D
эк
-

диаметр эксплуатационной колонны
, м

ˍ
н
-

глубина спуска установки, м
.


нп
-

плотность пластовой не
фти, кг/м
3


в
-
плотность воды,

кг/м
3

b
н
-

объемный коэффициент нефти =1,1

v
н
-

вязкость нефти, м
3


В
-

обводненность продукции =0,5

Q
-

дебит, м
3
/сутN

ˍ
0
-
напор насоса на режиме нулевой пода˷и =
800м

Результаты исследования скважины на тре˵ режима˵ представлены
нижеN

˒аблица 10N2

Режим

1

2

3

Q
, м
3
/сут

134

75

36


ȓ
вн
, Мˏа

10,53

12,73

13,88


֨
͜
ɧ ̡̤͉

1,53

3,05

3,96


ЗаданиеZ

ˏостроить индикаторну˾ лини˾ скважины, эксплуатируемой устано
в-
кой ˝˖ˍ5
-
130
-
600.

81







˒аблица 10N2

̑

L
c

P
пл

ˍ
н


ип


в

В

1

1400

10,7

1250

840

1020

0,5

2

1500

12,4

1350

856

1050

0,3

3

1700

15,8

1550

898

1030

0,4

4

1800

16,4

1650

848

1100

0,6

5

1300

9,9

1160

846

1080

0,9

6

1900

18,5

1750

864

1060

0,8

7

2000

20,0

1850

842

1010

0,7

8

1400

11,2

1270

896

1040

0,5

9

1500

14,1

1380

886

1070

0,4

10

1600

13,6

1450

875

1090

0,3

11

1800

17,2

1620

888

1020

0,8

12

1700

16,2

1570

866

1040

0,9

13

2000

19,8

1830

858

1050

0,7

14

1900

17,8

1710

877

1030

0,6

15

1600

14,5

1420

865

1100

0,5










82



Список литературы

1.

Ми˹енко ˈN˒N
ķ

Рас˷еты при добы˷е нефти и газаN
ķ

МNZ
ˈзд
-
во įˍефть и газİ Р˃˓ нефти и газа имN ˈNМN ˃убкина,
2
008.
ķ

296
сN

2.

Соколов ˅NˀN, Зингер
A
.
M
N; Струйные аппараты МNZ ˝не
р-
гия, 19W4N
-
380
сN

3.

Справо˷ное руководство по проектировани˾ разработки и
эксплуатации нефтяны˵ месторожденийN ˏроектирование
разработки / под редN ˘NКN ˃иматудиноваN
ķ

МNZ ˍедра,
1983.
ķ

46
3
сN

4.

ˈнструкция по рас˷ету обсадны˵ колонн для нефтяны˵ и
газовы˵ скважинN Куйбы˸ев Вˍˈ
ˈ˒нефть, 19W6N

5.

˟ремий˷ук РNСN Создание депрессий на пласт с помо˹ь˾
струйны˵ аппаратовN
-

ˍефтяное ˵озяйство, 1981, ̑11,с12
-
14.

6.

Сборник зада˷ по те˵нологи и те˵нике нефтедобы˷иN
˓˷ебное пособиеN Ми˹енко ˈN˒N, Са˵аров ВNˀN, ˃рон

ВN ˃N,
ˁогомольный ˃NˈNN
-

МZ ˍедра, 1984N
-

2W2сN

7.

Справо˷ное руководство проектировани˾ разработки и
эксплуатации нефтяны˵ месторожденийN Добы˷а нефти /
РNСN ˀндриасов, ˈN˒N Ми˹енко, ˀNˈN ˏетров и др ; ˏод
об˹N редN ˘NКN ˃иматудинова
-
МNZ ˍедра,1983N
-
4
63сN




83


˓˷ебное издание




ˀРˁ˓ЗˎВ Валерий ˍиколаеви˷

К˓Р˃ˀˍˎВˀ ˅лена Владимировна




СˁˎРˍˈК ЗˀДˀ˗ ˏˎ ˒˅˕
ˍˎˋˎ˃ˈˈ Дˎˁ˛˗ˈ ˍ˅Ф˒ˈ

ˈ ˃ˀЗˀ В ˎСˋˎˆˍ˅ˍˍ˛˕

˓СˋˎВˈ˟˕



ˏрактикум для выполнения у˷ебно
-
нау˷ны˵ работ студентами напра
в-
ления

įˍефтегазовое делоİ






Корректура
ˈNˎN Фамилия

Компь˾терная верстка
ˈNˎN Фамилия

Дизайн обложки
ˈNˎN Фамилия


















ˏодписано

к

пе˷ати

00N00N2015N Формат

60
˵
84/16
N ˁумага

į
Снегуро˷ка
İN

ˏе˷ать

XEROX
N ˓сл
.
пе˷
.
л
. 9,01
N ˓˷
.
-
изд
.
л
. 8,16
.

Заказ 000
-
15N ˒ираж 100 экз
.


ˍациональный исследовательский ˒омский полите˵ни˷еский университет

Система менеджмента ка˷ества

ˈздательства ˒омского полите˵ни˷еского университета

сертифицирована в соответствии с требованиями :D@ 9001Z2008


N 634050, г
.
˒омск
,
пр
.
ˋенина
, 30

˒елN/факсZ 8(3822)56
-
35
-
35,
www
.
tpu
.
ru



Приложенные файлы

  • pdf 1267345
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий