/
Текст
A. M. ЮРЧУК,
А. 3. ИСТОМИН
РАСЧЕТЫ
В ДОБЫЧЕ
НЕФТИ
Допущено
Управлением кадров и учебных заведений
Министерства нефтяной промышленности
в качестве учебника
для нефтяных техникумов
Альметьевский
•к.
МОСКВА «.НЕДРА* 1979
Юрчук А. М., Истомин А. 3. Расчеты в добыче нефти. Учебник для
техникумов, 3-е изд , перераб и доп., М. «Недра», 1979, 271 с.
Книга является учебником по расчетной части курса «Эксплуа-
тация нефтяных и газовых скважин» для учащихся нефтяных тех-
никумов. В ней двенадцать разделов, которые охватывают все основ-
ные вопросы этого курса, а именно физические свойства нефти,
газа и нефтесодержащих пород в пластовых условиях, некоторые
сведения о разработке нефтяных пластов, применение искусствен-
ных методов воздействия на пласт (механические, химические, теп-
ловые) с целью увеличения проницаемости призабойной зоны и
улучшения условий притока нефти к забою скважины, исследова-
ние скважин на приток, оборудование и аксплуатация фонтанно-
компрессорных и глубиннонасосных скважин, подземный ремонт
скважин, применение поршневых нвСосов и компрессоров, фунда-
менты под нефтепромысловое оборудование и некоторые экономи-
ческие расчеты
Книга может быть полезной также инженерно-техническим
работникам нефтедобывающих предприятий, проектных и иссле-
довательских организаций и студентам нефтяных вузов и факуль-
тетов особенно при выполнения Ямр курсовых и дипломных проектов.
Табл. 48, ил. 72, список лит 19 назв.
Юдар°7Г192'79 2594030300
© Издательство «Недра», 1979 г.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Советское государство непрерывно развивает свою топлив-
ную базу, в которой видное место занимает нефтегазодобываю-
щая промышленность.
В 1901 г. Россия добывала 11,6 млн. т нефти, затем добыча
уменьшилась и к моменту национализации нефтяных промыслов
составляла всего 3,8 млн. т. После национализации нефтяных
промыслов началось быстрое увеличение добычи нефти. В кратчай-
шие сроки были завершены работы по восстановлению и рекон-
струкции нефтяных предприятий и создана собственная база
нефтяного машиностроения, что позволило непрерывно совершен-
ствовать технику и технологию бурения и эксплуатации нефтя-
ных скважин. При этом были ликвидированы открытые фонтаны,
широко внедрены глубиннонасосный и компрессорный способы
добычи нефти. Одновременно с этим началась подготовка специа-
листов-нефтяников во вновь создаваемых высших и средних
специальных учебных заведениях страны. В дальнейшем это
сыграло большую роль в успешном решении поставленных задач
перед нефтяной наукой и практикой. Уже за годы предвоенных
пятилеток нефтяники страны ввели в разработку месторождения
нефти в районе Урало—Поволжья, а в последний период освоили
новые нефтяные месторождения в Западной Сибири, на полуострове
Мангышлак, в Коми АССР, в Белоруссии.
В настоящее время большинство нефтяных месторождений
разрабатывается с поддержанием пластового давления путем
закачки в пласты воды и газа. Наряду с этим, с целью повышения
производительности скважин внедрены методы активного воздей-
ствия на призабойную зону скважин (механические, химические
и тепловые).
Все эти мероприятия привели к неуклонному росту добычи
нефти и газа. Так, к 1965 г. годовая добыча нефти вместе с газовым
конденсатом поднялась до 242,8 млн. т, в 1976 г. составила
520 млн. т, а в конце десятой пятилетки (в 1980 г.) достигнет
620—640 млн. т. К этому времени добыча газа будет равна 400—
435 млрд. м3. Имеется разветвленная сеть магистральных нефте-
газопроводов, по которым топливо доставляется не только в про-
мышленные центры нашей страны, но и в братские социалистиче-
ские страны.
Для дальнейшего увеличения добычи нефти и газа все шире
разворачиваются поисковые работы в Восточной Сибири, на севере
европейской части СССР, в Прикаспийской впадине и в других
перспективных районах. Одновременно уделяется большое вни-
мание вопросам улучшения использования природных ресурсов
нефти и газа, повышения нефтеотдачи пластов, дальнейшего тех-
нического перевооружения всех нефтегазодобывающих предприя-
тий, внедрения комплексной автоматизации и телемеханизации
работы скважин и управления нефтяными и газовыми промыслами.
При решении этих серьезных задач повышенные требования
предъявляются к подготовке инженерно-технических кадров,
которые должны владеть глубокими теоретическими и практиче-
скими знаниями, для чего и предназначена данная книга. Материал
изложен в простой, доступной для учащихся форме. В книге
нашли отражение последние достижения науки и техники в об-
ласти развития и совершенствования техники и технологии добычи
нефти. В ней дано решение 106 задач, охватывающих все основные
разделы курса. При составлении и подборе задач, наряду с обшир-
ным новым материалом, в качестве основы использованы некоторые
задачи из второго издания книги А. М. Юрчука *.
Подробное ознакомление учащихся техникумов с методикой
решения разобранных в книге задач и решение ими задач анало-
гичного характера с другими исходными данными будут способ-
ствовать более глубокому освоению курса по эксплуатации нефтя-
ных и газовых скважин.
1 Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. 2-е изд. М., «Недра», 1974.
I. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ
И ГАЗА В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ.
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
НЕФТЕГАЗОСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ,
ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА, ПЛОТНОСТИ И УСАДКИ НЕФТИ
Задача 1. По результатам пробной эксплуатации скважины
были получены следующие данные: пластовое давление рпЛ =
= 20,4 МПа (см. прил. 1, 2), пластовая температура ТпЛ — 338 К;
плотность нефти в нормальных условиях рн = 852 кг/м3; п'лот-
ность газа рг = 0,8 кг/м3; газовый фактор Go = 149 м3/т (127 м3/м3).
Весь газ растворен в нефти.
Требуется определить давление насыщения нефти газом,
объемный коэффициент, плотность и усадку нефти в пластовых
условиях.
Давление насыщения можно найти приближенно по номограмме
М. Стендинга (рис. 1.1). Для этого из точки, соответствующей
газовому фактору Go = 127 м3/м3, что в левой части номограммы,
проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой,
выражающей плотность газа рг = 0,8 кг/м3. Полученную точку
проецируем вниз до пересечения с прямой, соответствующей
плотности нефти рн = 852 кг/м3. Далее проводим горизонталь
вправо до пересечения с линией пластовой температуры Тпл =
= 338 К и, опускаясь по вертикали вниз, находим в пересечении
с осью давлений давление насыщения нефти газом рнас =
— 18,5 МПа.
Для приближенного определения объемного коэффициента
нефти в пластовых условиях воспользуемся другой номограммой
Стендинга (рис. 1.2). В левой части номограммы находим значение
газового фактора Go = 127 м3/м3. Из этой точки проводим гори-
зонталь вправо до пересечения с линией, соответствующей плот-
ности газа рг = 0,8 кг/м3. Затем проецируем эту точку вниз до
линии плотности нефти рн = 852 кг/м3. Далее проводим горизон-
таль вправо до линии пластовой температуры ТпЛ = 338 К, после
чего проводим вертикаль до пересечения с линией пластового
давления рпЛ = 24,5 МПа, а по горизонтали вправо находим зна-
чение объемного коэффициента нефти Ьи — 1,27. Таким образом,
1 м3 нефти при нормальных условиях занимает в пластовых усло-
виях вместе с растворенным в ней газом объем 1,27 м3.
Для нахождения плотности нефти в пластовых условиях
(с учетом растворенного газа) предварительно определим плот-
ность растворенного в нефти газа. G, = 127-0,8 = 103 кг/м3
Таким образом, плотность насыщенной газом нефти при атмо-
сферных условиях равна 852 + 103 = 955 кг/м3, а плотность
фициента нефти
насыщенной газом нефти в пластовых условиях будет рн =
= 955/1,27 = 750 кг/м3.
Усадка нефти на поверхности происходит вследствие выделения
из нее растворенного газа (дегазации) и снижения температуры
Усадка нефти определяется из соотношения
₽ус = (1,27 - 1)/1,27 = 0,213, или 21,3%.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ГАЗА
Нефтяные газы подчиняются основным физическим законам
состояния идеальных газов, но с некоторыми отклонениями от них.
Для оценки степени этих отклонений используется коэффициент
Рис. 1.3. Кривые Брауна для определения коэффициента сжимаемо-
сти газа
сжимаемости газа z, который показывает отношение объемов
реального и идеального газов при одних и тех же давлениях
и температурах. Численное значение этого коэффициента для
разных условий определяется экспериментальным путем.
Для смеси углеводородных газов величина z зависит от при-
веденных среднекритических давлений и температуры:
Рпр~ Рраб/Рср. кр, (!•!)
Тпр = W?cp.Kp, (1'2)
где
Рср. кр == Zj {уркр) И Тср. кр = S ((/Др)-
Здесь у — объемное содержание в газе данного углеводорода
в долях единицы; /?кр и Ткр — соответственно критические давле-
ние и температура в Па и К.
При отсутствии данных о составе газа можно для приближенных
расчетов рсР. кр и ТСр. кР пользоваться известными графиками или
следующими формулами А. 3. Истомина, выражающими зависи-
мость среднекритических давлений и температур от средней отно-
сительной плотности газа:
Рср.кР = (4,937 - 0,464рг.от) 10е, МПа, (1.3)
7,сг.кр=171,5Рг.от + 97, К. (1.4)
Найдя рпр и Тпр по (1.1) и (1.2), можно определить z по кривым
Брауна (рис. 1.3) или по формуле А. 3. Истомина 1 (при изменении
рпр от 0 до 3 и Тпр от 1,3 до 1,9):
z=l- 1СГ2 (ОДбТпр - 9,36ТПР + 13) (8 - рпр) рПр. (1.5)
Приведенными формулами особенно удобно пользоваться при
использовании в расчетах электронно-вычислительных машин.
Задача 2. Определить коэффициент сжимаемости газа в пласто-
вых условиях, если известно, что абсолютное пластовое давление
рпл = 12 МПа, пластовая температура Тпл = 328 К, относитель-
ная плотность газа (по воздуху) рг. от = 0,841. Состав газа при-
веден в табл. 1.1.
Приведенные давление и температура по формулам (1.1)
и (1.2) будут
Рлр = Рпл/2 W = 12 • 1074,54 • 106 = 2,65;
Тар = Т'пл/З (уТкр) = = 1,38.
Для этих значений рпр и Тпр по кривым Брауна (см. рис. 1.3)
найдем z = 0,70.
Одновременно для сравнения определим коэффициент сжимае-
мости газа по формулам А. 3. Истомина.
’Истомин А. 3. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн, наук, М.,
МИНХ и ГП, 1976. 197 с.
Таблица 1
Состав газа и средневзвешенные критические давления и температуры
Компоненты Объемное содержание, доли единицы Ркр- МПа »С<р- МПа +>• к ^кр- К
сн4 0,75 4,73 3,55 190 143,0
с2н, 0,08 4,98 0,40 305 24,4
С3Н8 0,09 4,34 0,30 370 33,4
С4Н10 0,04 3,87 0,15 425 17,0
CsHf2 в 0,04 3,40 0,14 470 18,8
2 1,0 — 4,54 — 236,6
Среднекритические давление и температура по формулам
(1.3) и (1.4) имеют величины
Рср. кр = (4,937 - 0,464рг. от) 10« =
= (4,937 — 0,464-0,841) 10е = 4,55 МПа;
7ср.кр= 171,5рг.от + 97= 171,5-0,841 + 97 = 241 К.
Приведенные давление и температура по формулам (1.1)
и (1.2) равны
рпр= 12-10в/4,55-10в = 2,64;
Тпр = 328/241 = 1,36.
f
Коэффициент сжимаемости газа по формуле (1.5) составит
г = 1 - 10~2 (0,76Tnp - 9,ЗбТпр + 13) (8 - рпр) /?пр =
= 1 - 10-2(0,76-1,363 — 9,36-1,36 + 13)(8 -2,64)2,64= 0,69.
Результаты, полученные по обоим методам, практически
совпали.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА РАСТВОРИМОСТИ ГАЗА
Задача 3. Определить коэффициент растворимости газа а,
если в объеме нефти V„ = 1000 м3 при абсолютном давлении
р = 20 МПа растворенный газ имеет объем + — 18-10* м3, при-
веденный к нормальным условиям.
Приближенно приняв растворимость газа изменяющейся по
линейному закону Генри, получим
а = У,/рУн = 18 • 104/20• 103 = 9 м3/м3• МПа.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕ-, ВОДО-
И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОДЫ
Объемы содержащейся в образцах породы воды и нефти опре-
деляются в лабораторных условиях при помощи аппарата Закса.
Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо-
и газонасыщенности (в долях единицы) по следующим формулам:
коэффициент нефтенасыщенности
= (1.6)
коэффициент водонасыщенности
SB = VBpn/mG; (1.7)
коэффициент газонасыщенности
Sr=l-(SA + SBbB). (1.8)
В этих формулах V„, VB — соответственно объемы содержа-
щейся в образце нефти и воды, см3; рп —плотность породы, г/см3;
т — коэффициент пористости, доли единицы; G — масса жидкости,
содержащейся в образце, г; Ьп, Ьв — объемные коэффициенты
соответственно нефти и воды, доли единицы.
Задача 4. Определить коэффициенты нефте-, водо- и газона-
сыщенности породы, в образце которой содержится нефти VH =
= 4,44 см3, воды VB = 4 см3; содержащаяся в образце масса
жидкости G — 92 г; плотность породы рп = 2 г/см3; коэффициент
пористости т = 0,25; объемные коэффициенты нефти и воды Ьн =
= 1,2; Ьа = 1,03.
Необходимые коэффициенты определим, пользуясь формулами
(1.6), (1.7) и (1.8):
SH = 4,44-2/0,25-92 = 0,386 или 38,6%;
SB = 4-2/0,25-92 = 0,348 или 34,8%;
Sr= 1 -(0,386 -1,2 + 0,348-1,03) = 0,179 или 17,9%.
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ
нефтесодержащих ПОРОД
Задача 5. Определить коэффициент общей пористости образца
породы т, если объем образца Vo = 2,42 см3, а объем зерен в об-
разце V3 = 2,02 см3.
Определим коэффициент пористости, пользуясь соотношением
m = (V0-y3)/V0 = (2,42- 2,02)/2,42 = 0,165 или 16,5%.
Задача 6. Определить коэффициент абсолютной проницаемости
породы путем пропускания воздуха через образец. Длина образца
I = 2,8 см, площадь его поперечного сечения F = 5,1 см2. Давле-
ние перед и за образцом соответственно рг = 1,3- 10е Па и р8 =
== Ю5 Па. Вязкость воздуха (в условиях опыта) ц = 0,018 мПа-с;
объем воздуха (при атмосферном давлении), прошедшего через
образец за время t ~ 180 с,
Коэффициент абсолютной
формуле
, 2ц/р2Ув-10-4 2
М-
V, = 3600 см»,
проницаемости k
определяют по
(1-9)
Подставив в формулу (1.9) значения величин, данных в усло-
вии задачи, получим
& =
2-0,018.10-3.2,8-105• 3600- КГ1
-=0,573-10-12
м2.
5,1 (1,33 — 1) 101» 180
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОРОДЫ
Задача 7. Определить удельную поверхность слабосцементи-
рованного песчаника с проницаемостью k ** 2,5.10-1а ма и пори-
стостью т — 0,25.
Приближенно удельная поверхность 5уд определяется расчет-
ным путем в зависимости от k и т по формуле
(1.10)
где с — коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка,
с = 0,353.
Следовательно, по формуле (1.10)
Зуд= 0,353-0,25]/0,25/2,5-10"12 — 27 800 м2/м3.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОРОД
Задача 8. Определить коэффициент неоднородности и эффек-
тивный диаметр песка по результатам анализа механического
состава породы, которые представлены в табл. 1.2.
Таблица 1.2
Механический состав породы
Показатели Размеры фракций, мм
Ситовый анализ Седиментационный анализ
2/0—63*0 0,42 — 0,297 0,297—0,21 0,21 — 0,149 0,149 — 0,074 0,074 — 0 05 10‘0~90‘0 0,01 — 0,005 . .1 < 0,005
Вес фракций, % от общего веса — 2,7 4,5 6,5 70,8 10,4 1,5 2,0 1,6
На основании данных табл. 1.2 строим кривую суммарного
состава зерен породы по размерам. Для этого по оси абсцисс
откладываем логарифмы диаметров частиц, а по оси ординат —
весовые проценты фракций, проходящих через сито (рис. 1.4).
На рисунке точка 1 соответствует размеру сита, на котором задер-
живается 10% крупных фракций, а 90% более мелких фракций
проходит через сито. Для данного песка dg0 = 0,17 мм. По этому
диаметру можно ориентировочно
определить размер щелей филь-
тра, служащего для ограниче-
ния количества песка, поступа-
ющего из пласта в скважину.
Точка 2 соответствует размеру
сита, на котором задерживается
40% крупных фракций, а 60%
более мелких фракций прохо-
дит через сито. Она исполь-
зуется для определения коэф-
фициента неоднородности песка,
который равен
&я = d60/dlg = 0,07/0,06 =
= 1,17.
Рис. 1.4. Кривая суммарного^состава
зерен породы
Коэффициент ka для место-
рождений СССР колеблется
в пределах от 1,1 до 20.
Точка 3 соответствует размеру сита, на котором задержи-
вается 90% крупных фракций и через сито проходит лишь 10%
более мелких фракций. Она определяет эффективный диаметр
песка. Для данного песка, как видно из графика (см. рис. 1.4),
он равен dw = 0,06 мм (по Хазену).
Л. ВОПРОСЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1. ПРИВЕДЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ К ЗАДАННОЙ
ПЛОСКОСТИ
Рис. II.1. Схема приведения пластового дав-
ления к водонефтяному контуру
Задача 9. Для сравнения пластовых давлений, замеренных
в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режи-
мом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (пер-
воначальному водонефтяному контакту или уровню моря).
Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В пер-
вой скважине текущее пластовое давление р'пл = 30 МПа, этаж
нефтеносности, считая от плоскости первоначального водонефтя-
ного контакта до забоя,
/ц = 150 м; во второй
скважине пластовое да-
вление рпЛ = 28 МПа и
этаж нефтеносности hn =
= 200 м; в третьей сква-
жине соответственно р"'л=
= 26 МПа и hin = 250 м.
Плотность нефти в пла-
стовых условиях р =
= 800 кг/м3.
Так как забои всех
скважин находятся на
структуре выше водонеф-
тяного контакта, то для
получения приведенного
пластового давления надо
к текущему пластовому
давлению прибавить да-
вление столба нефти, соответствующего этажу нефтеносности
(рис. II.1).
Приведенные пластовые давления равны:
для первой скважины
Рпр = р'пл + pghi = 30 106 + 800 9,81 • 150 = 31,2 • 10е Па;
для второй скважины
Рпр = рпл + Р^п = 28-106 ф-800-9,81-200 = 29,6- 10е Па;
для третьей скважины
Рпр = Рпл 4- pgftni = 26• 106 4- 800- 9,81 • 250 = 28- 10s Па.
Знание приведенных пластовых давлений дает возможность
судить о распределении пластовой энергии по площади залежи,
а следовательно, о возможной добыче нефти из отдельных скважин.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача 10. Определить дебит эксплуатационных скважин
нефтяной залежи, форма которой в расчетах схематизируется
кольцом.
Радиус приведенного контура питания Ro = 4490 м; радиусы
эксплуатационных рядов: = 2260 м, R2 = 1870 м, R3 =
= 1550 м. Число скважин в рядах: п1 = 33, п2 = 22, п3 = 9;
радиус скважины гс = 0,1 м; мощность пласта h = 6 м; прони-
цаемость /г = 0,9-10~12 м2; вязкость нефти цн = 4,5 мПа-с;
давление на контуре области питания рк = 14 МПа; забойное
давление в скважинах рзаб = 7 МПа.
Дебиты эксплуатационных скважин </г найдем, пользуясь
следующей системой уравнений, составленной для трех рядов
скважин:
% In + n3q3 In - q2 In = 0; (II. 1)
П3Г С *<3 Л2Г С
^In^ + ^ + ^ln^-^ln^^O; (II.2)
^1ГС
Ь (п^ + n2q2 4- n3q3) ln^- = 2^МРк-Рзаб)
Ин
(П.З)
Из уравнения (П.1) находим
<72 =
lg-^-+n3lg^-
пЗГ С_____
1g
r2
П2ГС
. 1550 , П1 1870
_ g 9-0,1 +91g 1550
qa ~~ 1870
g 22-0,1
<7з —• 1,36^3.
Из уравнения (II.2)
1 1870 I
„ 1’361g^270T'4
<71 ----------------
lg -
аналогично находим
2260
-(22-l,36 + 9)lg-4^-
2260 673 = 2>$3<7з-
33-0,1
Из уравнения (П.З) с учетом найденных соотношений имеем
2,53^2,3 lg + (33 • 2,53 + 22 • 1,36 + 9) q32,3 lg -gg- =
_ 2-3,14-0,9-10-12-6-(14 —7)-106-86 400
4,5-10-3
или 1 13,83<7з = 45,6-103 м3/сут, откуда q3 = 40,1 м3/сут. Следова-
тельно, q2 = 54,5 м3/сут; qx = 103 м3/сут.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача 11. Определить продолжительность разработки круго-
вой залежи нефти при следующих данных: радиус начального
контура нефтеносности 7?н = 3000 м; радиусы эксплуатационных
рядов: 7?! = 2400 м, 7?3 = 2000 м, Rs — 1600 м. В центре пласта
помещена одна скважина с радиусом гс — 0,01 м. Расстояние
между скважинами в рядах 2 о = 300 м, мощность пласта h —
~ 10 м, пористость пласта т — 12%. Каждая скважина работает
с предельно допустимым дебитом q — 50 м3/сут. Все ряды работают
одновременно.
Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки
залежи,
К1 = л(1?н - 7??)hm = 3,14 ( 32 - 2,42) • 106-10-0,12 =
= 12,2- 10е м3;
К> = л (7?i — 7?1) hm =
= 3,14(2,42-- 22)-10s-10-0,12 = 6,34-10е м3;
Уз = л {Rl — hm =
= 3,14 (22- 1,62)-10s-10-0,12 = 5,42-10® м3;
Vi == л (7?з — г2) hm =
= 3,14 (1,62 — 0,012)-10®-10-0,12 = 9,6-10® м3.
Число скважин в каждом ряду
= 2nR1/2a = 2-3,14-2400/300 = 50;
п2 = 2л/?2/2о = 2-3,14-2000/300 = 42;
п3 = 2л7?3/2а ==2-3,14 1600/300 = 33.
Суммарный дебит ряда
Qi = = 50 • 50 = 2500 м3/сут;
Q2 = qn2 = 50 • 42 = 2100 м3/сут;
Qs = Япз — 50 • 33 = 1650 м3/сут.
Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки:
первый этап
Qpl = 9(П1 + п2 4- ns + 1) = 50(50 + 42 + 33 4- 1) = 6300 м3/сут;
второй этап
QP3 = 4~ «з + О = 50 (42 4- 33 4- 1) = 3800 м3/сут;
третий этап
Qp3 = ? («з + 1) = 50 (33 4- 1) == 1785 м3/сут.
Общие запасы нефти
+бщ == У1 + Уз + V3 + V4 = (12,2 + 6,34 + 5,42 + 9,6) 10е =
= 33,56-10е м3.
Продолжительность этапов разработки:
первого
== V\/Qpl == 12,2-10®/6300 = 1940 сут (167,5 Мс);
второго
/3 = V2/Qp2 = 6,34-10°/3800 = 1670 сут (144,5пМс);
третьего
/3 = V3/Qp3 = 5,42-10*71785 ==3040 сут (263 Мс).
Общая продолжительность разработки
t =+ + *2 + /3 = (1940+ 1670 + 3040)/365 — 18,2 года (575 Мс).
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ПРОРЫВА ВОДЫ
К ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ СКВАЖИНАМ И ОБВОДНЕННОЙ
ПЛОЩАДИ ЗАЛЕЖИ
Задача 12. Для поддержания, давления в нефтяной пласт зака-
чивается вода через нагнетательную скважину в объеме q„ =
= 1000 м3/сут. Дебит ближайшей эксплуатационной скважины
<7Э =100 м3/сут, мощность пласта 1г = 8 м, коэффициент пори-
стости коллектора т = 0,2. Расстояние между эксплуатационной
и нагнетательной скважинами 2 ст = 500 м.
Требуется определить время обводнения эксплуатационной
скважины и обводненную площадь.
Время прорыва воды к эксплуатационной скважине t0 опре-
деляется по формуле
t- 9»
J ....
я (?н — 9э) 9э
(П.4)
где —пористость пласта с учетом коэффициента использо-
вания порового пространства ф. Принимаем <р =' 0,5. Тогда
mi = /Щр = 0,2-0,5 = 0,1. Остальные обозначения прежние.
Подставив имеющиеся данные в (П.4), получим
, ,4.2W-0,l-8 , 1000
3,1441000—100) П 100 163 СуТ‘
За этот промежуток времени обводненная площадь составит
S == qlltQlhm1 = 1000-163/8 -0,1
№. Альметьевский
БИБЛИОТЕКА
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ В ПЛАСТЕ
ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
Задача 13. Нефтяной пласт работает при водонапорном ре-
жиме. Скважина, пробуренная на этот пласт, фонтанирует при
отсутствии свободного газа в подъемных трубах, т. е. при условии
РбуФ Рн-
Плотность пластовой нефти рн = 850 кг/м3, воды рв =
= 1000 кг/м3. Давление на буфере закрытой скважины (при Q —
= 0) рх =2 МПа. Угол падения пласта а = 20°.
Требуется определить скорость продвижения водонефтяного
контакта к этой скважине в вертикальном с,. и горизонтальном сг
направлениях, а также по простиранию пласта сп, если через
t — 50 мес. давление на буфере закрытой скважины понизилось
до р2 =^1,7 МПа.
Скорости продвижения контура в указанных направлениях
определяются по следующим формулам:
” п (рв — рн) g sin а ' ' ' 1
Подставляя числовые значения в (II.5), (II.6) и (II.7), получим
Св = 50 (1000 — 850) 9,81 = 4,1 м/мес;
(2— 1,7) 10ectg20°
50(1000 — 850) 9,81
— 11,3 м/мес;
(2 — 1,7) 106
50 (1000 — 850) 9,81 sm 20°
— 12 м/мес;
Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое
скважины путем замеров глубинным манометром, то при рзаб >
> рн (т. е. при отсутствии свободного газа в пласте) можно по
приведенным в задаче формулам проследить за продвижением
водонефтяного контакта по снижению забойного давления при
любых методах эксплуатации скважины.
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Задача 14. Параметры нефтяной залежи с водонапорным режи-
мом определены в результате исследования образцов кернов и
геофизическими методами. При этом установлено, что среднее
количество связанной (погребенной) воды и нефтенасыщенность
в начальный период эксплуатации соответственно равны SB =
18
= 12% и S„ = 68%. В ходе Эксплуатации залежи средняя водо-
насыщенность стала увеличиваться. Через 6 лет она была равна
5в =52%, а через 9 лет —69%.
Требуется определить средний процент нефтеотдачи для ука-
занных периодов времени.
Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасы-
щенности породы S на данный момент находим по формуле
кот = (SB - S)/(100 - S), (11.8)
где числитель (SB — S) —количество воды, поступившей в за-
лежь вместо такого же количества добытой нефти, а знаменатель
(100 —S) —начальный запас нефти. Величины 5ви5 выражены
в процентах.
Следовательно, нефтеотдача по формуле (II.8) составит:
через 6 лет
Кот1 = (52 — 12)/(100 — 12) = 0,455 или 45,5%;
через 9 лет
Дот2 = (69 - 12)/( 100 - 12) = 0,648 или 64,8%.
Задача 15. Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапор-
ном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Тре-
буется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух
периодов времени. К концу первого периода добывали 4000 м3/сут
нефти и 1000 м3/сут воды. К концу второго периода добыча соста-
вила 1000 м3/сут нефти и 4000 м3/сут воды. Кроме того, известны
вязкости нефти и воды в пластовых условиях: цн =7,3 мПа-с
и рв = 1 мПа-с; объемные коэффициенты нефти и воды: Ь,, =
= 1,1 и bB = 1.
При одновременном притоке в скважину нефти и воды про-
центное содержание воды в добываемой жидкости будет
С =
100----—___
Qh + Qb
(П.9)
Процентное содержание воды зависит от величин фазовых прони-
цаемостей ku и kB, вязкостей р.н и рв и объемных коэффициентов
Ьн и Ьв (нефти и воды) и может быть также определено из вы-
ражения
С =-----—- , (11.10)
1 +Л4
«В
где М — коэффициент, зависящий от физических свойств пласто-
вых жидкостей, выражается соотношением
(П.И)
При рн = рв и Ьп = Ьв коэффициент М = 1. Чем больше
вязкость и объемный коэффициент нефти (при неизменном рв и Ьв),
тем меньшее значение имеет коэффициент М.
Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидко-
сти и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно одно-
родного коллектора, можно определить нефтеотдачу (в %) по
графику (рис. II.2).
Для условий нашей задачи,
и (11.11), предварительно найдем
пользуясь формулами (11.10)
значения С и М.
Для первого периода
100
1000
4000 4- 1000 ~
Рис. II.2. График зависимости нефтеотда-
чи от содержания воды в добываемой жид-
кости для разных значений М
С1 =
= 20%,
Л1=НГ3 1/7,3-10 3-1,1 =
= 1/8;
для второго периода
= 100
= 80%.
4000
1000 h4000 ~
Величина М для второго
периода остается прежней,
равной Vg, так как цн и Ьа
не изменились.
Теперь для определения
нефтеотдачи по периодам вос-
пользуемся графиком (см. рис. II.2), на котором от точки 20% на
оси абсцисс проведем вертикаль до пересечения с кривой М —
= 1/8. От найденной точки проведем горизонталь влево и на оси
координат находим нефтеотдачу для первого периода KOi.i =
= 25%. Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода
Кот.2 = 47%.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УПРУГИХ
СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ И ПОРОДЫ
Задача 16. Определить количество нефти, которое можно полу-
чить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура
нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давле
ния в залежи до давления насыщения.
Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь
F = 12 км2, средняя ее мощность h = 12 м, пористость породы
т = 0,22. Количество связанной воды 5 = 20%. Пластовая тем-
пература Тпл = 331 К- Начальное пластовое давление рпл =
= 18 МПа. Давление насыщения рн = 8 МПа. За период падения
давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти
составила 5-10® м3.
Коэффициент сжимаемости нефти рн определяется по формуле
о __ Ьщ — ьн (11.12)
Рн “ г>н др ’
др___падение пластового давления до давления насыщения,
Ар л — рн = 18 — 8— 10 МПа; Ьа1 и Ьа — объемные коэф-
фициенты нефти при пластовой температуре Тпл = 331 К и давле-
ниях рк = & МПа и /?пл — 18 МПа.
Эти коэффициенты определяются по графику (рис. П.З):
btll = 1,026; Ь,л = 1,02.
По формуле (II. 12) имеем
1/МПа-
Коэффициент упругоемкости залежи определяется по формуле
p*==mPH + ₽u> (IL13)
где рп — коэффициент сжи-
маемости пор породы, кото-
рый принимаем равным
2-10'41/МПа. Тогда по (11.13)
р* =-0,22-5,9-10’4 +
+2-10~4=3,3-10'41/МПа.
Искомый запас нефти, оп-
ределяемый действием упру-
гих сил, определяется по
формуле
Рис. П.З. График зависимости объемного
коэффициента нефти от давления и темпе-
ратуры
ДКн = р*УДр,
(П.14)
где V — объем залежи, рав-
ный V = Fh = 12-10е-12 =
= 144-10е м3.
По формуле (П.14) найдем
ДУН = 3,3-10'4-144- 10е-10 = 475• 103 м3.
Для определения процента нефтеотдачи в зависимости ог упру-
гих свойств среды подсчитывается общий начальный объем нефти
в залежи (в пластовых условиях) по формуле
VH — Fhm(\ - S)/bK,
(11.15)
где S — начальный коэффициент водонасыщенности в долях
единицы, который по условию задачи равен 0,2.
Подставляя данные в формулу (11.15), имеем
V
Н --
12^.2^ (,-0.2) =248 № м,
Процент нефтеотдачи из общего запаса нефти в залежи вслед-
ствие упругих свойств среды найдем из соотношения
Кот == А К • 100/Ун = •100 = 1,92 % -
Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной
области
АУ' =5-Ю»- 475- 10s = 4,525- 10е м3.
Падение давления в пределах контура нефтеносности неиз-
бежно нарушит равновесие за контуром, где давление будет
уменьшаться, и часть воды под действием упругой энергии посту-
пит в нефтяную зону пласта.
Рассмотрим законтурную кольцевую площадь = 120-10» м2,
занятую напорной водой, где коэффициент сжимаемости воды
примем равным Рв = 4,2-1Сг4 1/МПа.
Тогда коэффициент упругоемкости для указанной закон-
турной обводненной части пласта найдем по формуле, аналогич-
ной (11.13)
К = трв + Рп = 0,22 • 4,2 • 1(Г4 + 2 -10'4 = 2,924 • КГ4 1/МПа.
Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для
нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за
контуром менее интенсивное, чем внутри контура.
Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассма-
триваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток
времени на Дрх = 5 МПа, т. е. на 50% от Ар.
В этом случае количество воды, которое поступит в поры
пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефте-
носности, будет
ЛКв-Р^Ар!, (11.16)
где Ух = Fjh = 120-10»-12 = 144-107 м3.
Тогда по (II.16) имеем
АУВ = 2,924-10~4-144-107-5 = 2,11-10» м3.
Таким образом, через начальный контур нефтеносности в ре-
зультате гидродинамического (неупругого) перемещения воды
в пласт поступит следующий объем жидкости:
Vx = АУ' - АУВ = 4,525-10» - 2,11 • 10» = 2,415-10» м3.
Остальная часть (до 5-10» м3) представляет суммарный запас,
определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше
половины (примерно 51,7%) добычи нефти будет обеспечено за
счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пре-
делах начального контура нефтеносности и в его непосредственном
окружении.
8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
Задача 17. Нефтяная залежь имеет газовую шапку, составля-
ющую 15% всего объема залежи в пределах контура нефтегазо-
носности. Залежь нефти окружена активной водой. Начальное
22
пластовое давление рпЛ н = 20 МПа, пластовая температура
тпл = 363 к.
" По данным лабораторных исследований установлено: началь-
ное количество газа, растворенного в нефти, г0 = 150 м3/м3;
начальный объемный коэффициент нефти Ьо— 1,475; начальный
коэффициент сжимаемости газа z0 — 0,9; относительная плотность
нефти рот = 0,85.
За первый год эксплуатации среднее пластовое давление сни-
зилось до рг = 18 МПа. За это время добыто безводной нефти
= 5- 10в т или 5,88-105 м3 и газа = 100• 10® м3.
В течение второго года эксплуатации пластовое давление было
почти постоянным: pt = 18 МПа. Добыча за этот год составила:
нефти Q2 = 4-105 т или 4,7-105 м3; газа V2 = 75-106 м3 и воды
w = 5-Ю4 м3.
Объемный коэффициент нефти к концу второго года был bt —
= 1,415; содержание растворенного газа уменьшилось до rt =
= 125 м3/м3 и коэффициент сжимаемости газа снизился до zt —
= 0,85.
Отношение объема газовой шапки к объему нефтяной залежи
а= 15/(100- 15) = 0,1765.
Начальный объемный коэффициент газа определим по формуле
° Рпл. н
где р0 — атмосферное давление, равное 0,1 МПа.
Следовательно, по (11.17) получим
Объемный коэффициент газа к концу второго года аналогично
будет
В, = 0,85 ч—AL = 0,0063.
Z/О 1о
Двухфазный объемный коэффициент (нефти и газа) к концу
второго года
Ut — bt(r0 — — 1,415 (150— 125)-0,0063 = 1,5725.
Всего добыто за период t (два года):
нефти
Q = Qi + Q2 = 5,88-105 + 4,7-105 = 1,06-10е м3;
газа
^ = VX + V2= 100-10е+ 75-106 = 175-10е м3.
Средний газовый фактор
Go == V/Q = 175 • 106/1,06 106 = 165 м3/м3.
В течение второго года эксплуатации залежи общий перепад
давления оставался постоянным:
= /’пл. н — pt = 20 — 18 = 2 МПа.
Среднесуточная добыча нефти за второй год (число дней работы
в году примем равным 360) составит
dQjdt = 4,7-105/360 = 1305 м3.
Средний газовый фактор за второй год
Gt = V2/Q2 == 75 10e/4,7 106 = 159 м3/м3.
Среднесуточная добыча воды за второй год
гЪ/У/ = 5-104/360== 139 м3.
Количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную за-
лежь, найдем по формуле
t
= (11.18)
о
где &пр — коэффициент пропорциональности, равный
[i/i + Bt (Gt - r0)J
dw
~dt
+
+р
Ph — Pt
(11.19)
В формуле (11.19) все величины известны. Подставляя их,
, [1,5725 4-0,0063(159— 150)]-1305 4- 139 ,ЛГТ
-------—------20-~18— -------32----1134 м /СУТ- МПа-
Так как в течение первого года залежь эксплуатировалась
с перепадом давления от 0 до 2 МПа (средний перепад Арср =
— 1 МПа), а в течение второго года перепад оставался постоянным
(Дрср ~ 2 МПа), то искомый интеграл возьмем за каждый год
отдельно, поставив пределы времени в месяцах:
t
f (Рн ~ Pt) dt = I \p'CX)t + I &p"pi =
0
= 1-12- 1-0 + 2-24 — 2-12-= 36 МПа-мес.
Количество поступившей в нефтяную залежь контурной воды
за время t = 2 года
1134-30-36= 1225-103 м3.
Начальный запас нефти в пласте N можно определить по основ-
ному уравнению материального баланса, решенному относи-
тельно N:
N = 01^+Д/ (Ср-гр)]-F + w . 20)
ab° +({Л“&о)
Входящие в формулу (II.20) величины уже известны. Подставив
их, получим
N = 1’06'106 U,5725 -4- 0,0063 (165 — 150)] — 1225-103 4-5-10* _
0,1765-1,475 ( - 1) + (1,5725 - 1,475)
= 5,4-10е М* 8.
Начальный объем свободного газа, приведенный к нормальным
условиям, имеет величину
у0 == aNb0/B0 = 0,1765 - 5,4 • 10е • 1,475/0,006 = 234 • 10е м3.
Количество растворенного газа, приведенное к нормальным
условиям, составит
г0М= 150-5,4-10е = 810-10е м3.
Общее количество добытых нефти и газа, приведенное к пла-
стовым условиям, составляет
Q [Ut + Bt(Gt - г0)] = 1,06- 10е-11,5725 Н- 0,0063 (159- 150)] =
= 1767-103 м3.
Определим относительную эффективность отдельных видов
анергии.
Доля участия воды в вытеснении нефти
Г — w __ 1225-Ю3 —50-Ю3 „
Q[Ut + Bt (Gt— r0)l “ 1767-Ю3 —0,
Доля участия газовой шапки в вытеснении нефти
j _ Nab0 (Bt/B0 — 1) __
•'Г.Ш- Q [Ut + Bf {Gt _ fo)]
, . n / 0,0063
5,4-Юв-0,1765-1,475 ( д-~c-
\ U,UUo
1767-103
= 0,039.
Доля участия растворенного газа в вытеснении нефти
_ N(Ut-b0) _ 5,4-10« (1,5725- 1,475) „ 9Q
Р-г~ Q [Ut + Bt (Gt — r0)] ~ 1767-103 — и,2У/.
Как видно из приведенного расчета, в течение первых двух
лет залежь дренируется в основном вследствие внедрения воды
и расширения газа, выделяющегося из раствора. Влияние газовой
шапки пока невелико. В последующие периоды эксплуатации
доли участия различных видов энергии в вытеснении нефти будут
все время изменяться.
Для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта необходимо
принимать все меры к уменьшению выделения из раствора газа
путем поддержания пластового давления.
Принимая при указанных темпах разработки возможные коэф-
фициенты нефтеотдачи (при водонапорном режиме Дв = 0,7,
при газонапорном режиме Кг. ш = 0,5 и при режиме растворен-
ного газа /Ср. г = 0,35), найдем общий вероятный коэффициент
нефтеотдачи
^Сот = Jв-^в "4“ г. ш-^г. ш “4“ р. г-^р. г :==:
= 0,664 • 0,7 + 0,039 • 0,5 + 0,297 • 0,35 = 0,588.
Принимая условие, что за весь период эксплуатации залежи
(до экономически выгодного предела) общий вероятный коэффи-
циент нефтеотдачи будет в среднем равен /<от = 0,6, определим
возможную суммарную добычу нефти из залежи:
Qo6 = Жотрн = 5,4 -106- 0,6 -0,85 = 2,76 -106 т.
При отсутствии в залежи газовой шапки (а = 0) начальный
запас нефти можно определить по формуле
N = W + 5* (б0-г0)]-(Г-ш) _ (п 21)
Подставив в формулу (П.21) значения величин, получим
кг 1,06-10s [1,5725 + 0,0063 (165 — 150)] — (1225 • 103 — 50-103)
Л ~ 1,5725 — 1,475 ~
= 6,082-10е м®.
При отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой
воды, т. е. при разработке залежи за счет энергии растворенного
газа, начальный запас нефти определяется по формуле
М = Q ^±^Gl~.ro^ .. (I ] .22)
Подставив соответствующие значения, по формуле (II.22)
находим
м 1,06.1041,5725 + 0,0063 (165- 150)] _1R19 ,
1,5725 — 1,475 — ю м.
9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА
ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача 18. Требуется определить положение газоводяного кон-
тура и время полного извлечения газа из полосообразной газовой
Рис. 11.4. Схема полосообразной
газовой залежи, разрабатывае-
мой в условиях водонапорного
режима
залежи, разрабатываемой в ус-
ловиях водонапорного режима.
Схема залежи изображена на
рис. II.4.
На линии нагнетательных сква-
жин (контура питания) поддержива-
ется первоначальное пластовое да-
вление ра = 15 МПа. Расстояние
от линии нагнетания до началь-
ного газоводяного контура х0 =
= 1 км, а до ближайшей к эксплуа-
тационному ряду изобаре — L =
= 2 км. Длина залежи В — 2 км,
ее мощность h = 8 м. Пористость
и проницаемость пласта равны т —
= 0,25, k = 0,12-10'12 м2. Вязкость
воды fiB = 1,2] мПа-c. Суммарный дебит газа Qr = 10е м3/сут.
Начальный объем газа в залежи определим по формуле
Йн — (L — х0) Bhtn,
(11.23)
где обозначения соответствуют условию задачи. Подставив числен-
ные значения входящих величин в (11.23), имеем
йн = (2 - !)• 103-2-103-8-0,25 = 4-10е м3.
Время полного извлечения газа из залежи определим из соот-
ношения
где рат — атмосферное давление, равное 0,1 МПа.
Следовательно,
t = 4 • 10е • 15 • 106/10е 0,1 106 = 600 сут.
Положение текущего газоводяного контура в различные мо-
менты определяется по формуле
хв= у + (11.25)
где /1 — время, определяющее положение газоводяного контура
в залежи, сут.
По формуле (II.25) имеем
X - 1/I 0.12-10~12-0.Ы08-108^64002 рГ 6 , n ~Т72
Х*~ V 1000 +• --5-- - Г](Гв----v Ю +0,864^1.
Задаваясь разными значениями 4, определим расстояние хв
от контура питания до текущего ГВК (см. рис. II.4). Результаты
поместим ниже.
С- сут
хв, м
180
1014
365
1056
600
1145
III. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАИВЫГОДНЕЙШЕГО ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ
ПРИ ЗАКОНТУРНОМ ЗАВОДНЕНИИ
Задача 19. Дано: стоимость нагнетательной скважины Сскв ~
= 100 000 руб.; коэффициент приемистости скважины kn ~
— 250 м3/сут-МПа; к. п. д. насосных установок т] = 0,5; коли-
чество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1 м3 воды при повы-
шении давления на 0,1 МПа, W = 0,027 кВт-ч; стоимость 1 кВт-ч
электроэнергии Св — 0,015 руб.; продолжительность периода
работы нагнетательных скважин t — 10 лет; гидростатическое
давление столба воды в скважине рст = 17 МПа; среднее пласто-
вое давление на линии нагнетательных скважин р,,л — 15 МПа;
потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя
ртр — 3 МПа.
Наивыгоднейшее давление нагнетания (на выкиде насосов)
определяют по формуле А. П. Крылова 1
/Ааг = V~ё$5Г ~ ~ Рпп ~~ р^- (IIL
Подставляя в (III. 1) заданные значения величин, имеем
_ 1 / Гб$-0,5-0,110s
Рнаг — у 250-10-М0.365-0,027-0,015
-(17 - 15 - 3) 106 = 4,6-106 Па.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ
ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ,
И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Задача 20. Дано: суточная добыча из пласта нефти Q,, =
= 311,4 т, воды QB— 104,2 т, газа Кг = 91 970 м3; объемный коэф-
фициент нефти Ья — 1,18; коэффициент растворимости газа в нефти
а = 7,7 м3/м3-МПа; плотность нефти р = 863 кг/м3; коэффициент
сжимаемости газа z = 0,88; пластовое давление рпл = 7,45 МПа;
пластовая температура ТлЛ = 316,3 К; атмосферное давление
р0 = 0,1 МПа; проницаемость пласта для воды k ~ 0,5-10~12 м2;
эффективная мощность пласта h = 10 м; перепад давления на
'Крылов А. П. О наивыгоднейшем давлении нагнетания при аакон-
турном заводнении. — «Нефтяное хозяйство», 1953, № 12, с. 20—22.
забое Др = Лаб ~ А.л = 5 МПа; коэффициент гидродинамиче-
ского совершенства забоя скважины ф — 0,8; половина расстояния
между нагнетательными скважинами R = 400 м; радиус забоя
скважины гс = 0,075 м; вязкость воды р. = 1 мПа-с.
Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем
Q' == QHba/p = 311,4 -10s• 1,18/863 = 425 м3.
Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным
условиям,
аРп.Г&Н _
— 41
7,7-10 ~6-7,45-106-311,4-103
= 71270 м3.
863
Объем свободного газа в пластовых условиях
т/ гУсвРоТпл _ 0,88-71 270 0,1 -106-316,3 __ ,
Кпл - рплТ0 ~ 7,45-10в-273 — »/ом.
Общая суточная добыча в пластовых условиях составит
V = Q' + Упл + QB = 425 + 976 ф- 104,2 = 1505,2 м3.
Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать
в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте
избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без
учета поступающего в залежь объема контурной воды):
q;==VK = 1505,2-1,2 = 1806 м3/сут.
Приемистость нагнетательных скважин составит
2-nfeft Ар<р
2л-0,5 • 10~12-10-5-10е-0,8
= 0,0146 м3/с или 1260 м3/сут.
Следовательно, для закачки потребного количества воды необ-
ходимо иметь две нагнетательные скважины.
3. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЗАКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
Задача 21. Скважина глубиной Н = 1400 м предназначается
для закачки воды в пласт мощностью h = 23,4 м. Пластовое дав-
ление рпЛ = 15 МПа.
Требуется определить средний коэффициент проницаемости
пласта, коэффициент приемистости скважины и подобрать цен-
тробежный насос для оборудования скважины.
Чтобы решить эту задачу, исследовали скважину. Вначале
она работала с расходом воды = 560 м3/сут. Затем режим ра-
боты изменили, прикрыв задвижку, и расход нагнетаемой
воды уменьшился до 340 м3/сут. При этом велось наблюдение за
изменением давления на устье скважины во времени (табл. III. 1).
Т а б л и ц а III.1
Изменение давления на устье скважины во времени
Номер точки Время t, с 1g t р, МПа Др, МПа
0 0 2,030 0
1 10 1,000 1,970 0,060
2 20 1,301 1,930 0,100
3 30 1,477 1,900 0,130
4 50 1,699 1,870 0,160
5 60 1,778 1,830 0,200
6 80 1,903 1,800 0,210
7 100 2,000 1,790 0,240
8 110 2,041 1,770 0,260
9 140 2,146 1,750 0,280
10 160 2,204 1,735 0,295
11 200 2,301 1,715 0,315
12 220 2,341 1,700 0,330
13 280 2,447 1,685 0,345
14 310 2,491 1,670 0,360
15 610 2,785 1,645 0,385
16 790 2,898 1,620 0,415
17 990 2,996 1,600 0,430
18 2 890 3,461 1,590 0,440
19 4 690 3,671 1,580 0,450
20 8 290 3,919 1,575 0,455
21 19 090 4,281 1,567 0,463
22 26 290 4,420 1,565 0,465
Строим на основании данных табл. III. 1 кривую восстановле-
ния давления в координатах Др и 1g t (рис. III. 1). Находим наклон
Рис. III.1. Кривая восстановления давле-
ния Др = f (1g t)
прямолинейного участка этой
кривой
: _ ДРаа — ДР17 __
— 1^22 — 1^17
(0,465 —0,43)-10е _
~ 4,42 — 2,996 ~
= 0,0246 -10е.
Средний коэффициент
проницаемости пласта в пре-
делах радиуса контура пи-
тания находим по формуле
/г = 0,183 AQp//u, (III.2)
где р — вязкость воды в
пластовых условиях, р =
= 1,5 мПа-с; AQ — разность
объемов закачиваемой воды
Т а б л и ц a til. 2
Изменение давлений при снятии кривой восстановления давления
Номер точки Время, с Давление, 10& Па d &р dt d In —— dt
t Разность между замерами dt Др Разность между замерами d Ар
] 100 140 40 2,40 2,80 0,40 1-10-2 —4,60
2 160 20 2,95 0,15 7,5-Ю'8 —4,90
з 200 40 3,15 0,20 5-Ю’3 —5,28
4 240 40 3,30 0,15 3,75-10* 3 —5,58
5 300 60 3,50 0,20 3,33-10" 3 —5,70
6 330 30 3,60 0,10 3,33-10* 3 —5,70
7 450 120 3,85 0,25 2,08-10-3 —6,17
8 810 360 4,15 0,30 8,34-10-4 —7,09
9 2010 1200 4,30 0,15 1,25-10-4 —8,99
10 2890 880 4,40 0,10 1,136-Ю-4 —9,08
11 4710 1820 4,50 0,10 0,55-10-4 —9,81
12 8310 3600 4,55 0,05 0,139-Ю-4 — 11,20
при первом и втором режимах, AQ = 560 — 440 — 120 м3/сут.
По формуле (II 1.2) имеем
0,183-120-1,5-10'3
k ~ 86 400-23,4-0,0246-106
= 0,664-10’12 М2.
Начальная депрессия в пласте
Арн = ДР+ и
(Ш.З)
где Ар — депрессия в на-
чале прямолинейного уча-
стка кривой восстановления
давления (табл. III.2, точка
10), Ар = 0,44 мПа; t — об-
щая продолжительность на-
блюдений за изменением да-
вления, равная 26 290 с, (см
табл. III.1); Р — наклон пря-
молинейного участка кривой
восстановления давления, ко-
торый находят путем графи-
ческого дифференцирования.
Для нахождения Р соста-
вляем табл. III.2, по дан-
ным которой строим кривую
1ПА^_/.
at
определяется по формуле
dAp/ctt
Рис. III.2. Кривая восстановления давле-
ния In = / (0
। координатах
По двум точкам, взятым на прямолинейном отрезке этой кри-
вой (рис. Ш.2) определим
/ d \р \ . / d Др \
д П \ dl /п \ dt /12 _ -9,81 + 11,2 „ 0_
Р ~ 112 — /и 8310 — 4710 -3’87'10 •
Подставив в (III.3) значения входящих величин, находим
начальную депрессию
Арн = 0,44 + 0,0246-2,718-3-87'10’4 26290 = 0,44 МПа.
Коэффициент приемистости скважины будет
К = AQ/ApH = 120/0,44 = 273 м3/сут- МПа.
Для условий нашей задачи принимаем центробежный насос
АЯП-3-300x10 (один рабочий и один запасной) с характеристи-
кой: подача Q — 300 м3/ч, напор р = 6 МПа, число оборотов п =
= 1450 об/мин, мощность двигателя N = 770 кВт х.
При глубине скважины Н — 1400 м гидростатический напор
столба воды в скважине составит 14 МПа. С напором насоса
р = 6 МПа общее давление нагнетания будет рнаг = 14 + 6 =
= 20 МПа. Гидравлические потери напора в наземном трубопро-
воде и в скважине составят менее 6 МПа (см. задачу 22). Следо-
вательно, для нагнетания воды в пласт общий напор в 20 МПа
будет достаточным для преодоления пластового давления и гидра-
влических сопротивлений.
4. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ПЛАСТОВ
В НАЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ И В СКВАЖИНЕ
Задача 22. Определить потери давления в наземном трубопро-
воде и в скважине при заводнении нефтяного пласта.
Исходные данные: длина наземного трубопровода L = 3000 м;
диаметр трубопровода D — 0,15 м; глубина скважины Н = 1400;
внутренний диаметр подъемных труб d = 0,076 м; количество
нагнетаемой воды Q = 2000 м3/сут; кинематическая вязкость
воды v = 10“8 м2/с; плотность воды рв = 1000 кг/м3.
Гидравлические потери напора на трение при давлении воды
в трубопроводах определяются по формуле
^р‘;=ЧЙт’ МПа- (ш-4)
где А — коэффициент гидравлических сопротивлений; р — плот-
ность воды, кг/м3; L — длина трубопровода, м; d — диаметр
трубопровода, м; v — скорость движения воды в трубопроводе
о= Q/0,785d2-86 400 м/с, (III.5)
где Q — количество нагнетаемой воды, м3/сут.
'Мозжухин П. В. Эксплуатация сооружений и оборудования за-
контурного заводнения нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1955.
Скорость движения воды в наземном трубопроводе по фор-
муле (Ш-5) равна
v = 2000/0,785- 0,152- 86 400= 1,31 м/с.
Для определения коэффициента гидравлических сопротивле-
ний % найдем значение Re
Re = vd/v= 1,31-0,15/10-5= 1970,
следовательно, режим движения ламинарный, поэтому
X = 64/Re = 64/1970 = 0,0325.
Потери напора на трение по формуле (II 1.4) составляют
ппоок 1000-3000-1,312 „ 1Пв „
Рур = 0,0325 ---10ё.'2Т0)15— = 0,56- 10J Па.
Скорость движения воды в колонне диаметром 76 мм по фор-
муле (II1.5)
У= 2000/0,785-0,0762-86 400 = 5,1 м/с.
Число Рейнольдса
Re = ud/v = 5,1 0,076/10'5 = 38 700,
следовательно, режим движения турбулентный, поэтому
X = 0,3164/v^Re = 0,3164//38 700 = 0,023.
Потери напора на трение при движении воды в колонне труб
диаметром 76 мм определим по формуле (II 1.4)
= 0,023 = 5,5 • 10е Па.
i V м К/ jXJ I \J
Суммарные потери напора равны
р = 0,56+ 5,5 = 6,06 МПа.
2 А. М. Юрчук
IV. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЕЙ ЖИДКОСТИ В ГЛУБИННОНАСОСНЫХ
СКВАЖИНАХ
Задача 23. Определить в глубиннонасосной скважине при по-
мощи эхолота Сныткина расстояние от устья до динамического
уровня жидкости. Репер установлен на глубине йр = 837 м.
В результате замера получена следующая эхограмма
(рис. IV. 1, а).
Так как расстояния от устья до репера и от устья до уровня
пропорциональны длинам соответствующих отрезков эхограммы
/р и /ур, то глубина динамического уровня равна
= 837== 930 м.
Эту же задачу можно решить по общей формуле
— ^ср^ур,
где иср — средняя скорость движения звука в межтрубном про-
странстве скважины, которая зависит от температуры, давления,
плотности и состава газовой среды; /ур — время движения звуко-
вой волны до уровня, с.
Средняя скорость звука равна
^ср ^р//р>
где /р = /р/2-100 = 540/2-100 = 2,7 с — время движения зву-
ковой волны до репера (здесь 2 — двойной путь, пройденный зву-
ковой волной от устья до репера и обратно, так как термофон
воспринимает волны, отраженные от репера; 100 мм/с — скорость
движения ленты, следовательно,
иср== 837/2,7 = 310 м/с,
а потому йд = 310-3 = 930 м (/ур =/ур/2-100 = 3 с).
Так как применение реперов связано с определенными труд-
ностями (необходимость точного замера длины всех насосно-
компрессорных труб до репера, а также снятия электроключа для
пропуска репера), то чаще всего замер динамических уровней
в насосных скважинах проводится при отсутствии реперов.
В таких случаях скорость движения звука в затрубном простран-
стве можно определить одним из следующих способов.
1. После подъема насосных штанг с плунжером или вставным
насосом замеряют при помощи лебедки АЗИНМАШ-11 уровень
жидкости в насосных трубах йур и одновременно эхолотом Сныт-
кина определяют время движения звуковой волны до найденного
уровня.
По этим данным находят среднюю скорость
иср = йурДур, м/с (/ур — /ур/2 • 100).
Динамический уровень замеряют после пуска насоса в работу
и установления постоянного режима работы скважины. Если
по замеру йур = 775 м, а по эхограмме /ур = 500 м, то /ур =
= 500 : 2-100 = 2,5 с.
Устье
Устье
Репер Уровень
Уровень
Рис. IV 1. Эхограмма замера динамического уровня в насосной
скважине
Следовательно, средняя скорость звуковой волны в газовой
среде затрубного пространства скважины будет
цср = йур/^ур = 775/2,5 = 310 м/с.
Зная среднюю скорость движения звуковой волны в затрубном
пространстве данной скважины, в дальнейшем после спуска на-
соса и установления постоянного режима работы скважины эхоло-
том Сныткина определяют /ур, время движения звуковой волны
до динамического уровня /ур (/ур = /ур : 2 -100 = 600 : 2-100 =
= 3 с) и глубину динамического уровня
йд = 310-3 = 930 м.
Этот способ дает достаточно точные результаты в скважинах
с большим коэффициентом продуктивности.
2. В скважинах с небольшим кольцевым зазором между экс-
плуатационной и насосной колоннами глубину динамического
Уровня можно определять по отражениям звуковой волны от
верхних муфт насосных труб (см. рис. IV. 1, б)
1 Г ^УР
Лд = 7-м ~/—, м,
где LM — общая длина верхних труб, муфты которых дали отра-
жения, м.
Так, если длина десяти верхних труб, давших отражения от
муфт, равна LM = 77,5 м, а по эхограмме отрезок 1Ы = 50 мм, то
— 77,5 go — 930 м.
Этот способ дает приближенные результаты, так как средняя
скорость движения звуковой волны определяется на небольшом
участке верхней части колонны насосных труб при температуре
газа, близкой к поверхностной.
Рис. IV 2. Схема импульсатора для волнометрирования.
1 — термофон, 2 — манометр, 3 — патрубок, 4 — концевой кран, 5 — центральный
кран, 6 — фланец или соединительная муфта
3. В скважинах с примерно одинаковым и низким газовым
фактором динамический уровень можно определять по опытным
коэффициентам, выведенным ранее для аналогичных скважин,
оборудованных реперами.
Так, если 1 мм записи эхограммы соответствует hp : 1Р =
= 837 : 540 = 1,55 м глубины уровня, то расстояние до динами-
ческого уровня равно
/1д= 1,55-600 = 930 м.
Кроме обычного эхометрического метода в последнее время
в восточных нефтяных районах для замера уровней применяется
разновидность эхометрического метода — волнометрирование.
Этот метод применяется в условиях закрытого затрубного про-
странства и наличия в нем избыточного давления.
Сущность этого метода состоит в том, что для создания упру-
гих продольных волн вместо пороховой хлопушки применяется
35
специальный возбудитель-импульсатор (рис. IV.2), который
использует затрубное давление газа в скважине. Отраженные
в скважине упругие волны воспринимаются в термофоне. Волно-
метрирование проводится с помощью обычного эхолота ЭМ-52.
За счет волнометрирования возможно отбивать уровни жидко-
сти по затрубному пространству на любой глубине при давлении
газа выше 0,05 МПа. Относительная погрешность метода не пре-
вышает 5%.
При отсутствии в скважине репера расстояние до динамиче-
ского уровня скважины можно определить по общей формуле
/1Д — ГДд, (IV. 1)
где vr — скорость движения звука в газовой среде, определяемая
при помощи трубки Кундга, м/с; /д — среднее время движения
одной отраженной волны, которое находят при помощи секундо-
мера и водяного или ртутного манометра в данном случае /д = 2 с.
Для более точных подсчетов находят среднее время движения
одной отраженной волны /ср и среднее квадратическое отклонение
для каждого отсчета (в %). Для этого средние арифметические
отклонения возводят в квадрат и заносят в таблицу наблюдений.
Затем квадратические отклонения отдельных замеров суммируют,
найденную сумму делят на число замеров и из частного извлекают
квадратный корень. Среднее квадратическое отклонение всех
замеров не должно превышать 1,5%.
Для определения отношения скоростей движения звука в газо-
вой и воздушной средах по трубке Кундта находят длину полу-
волны в газе (АД и в воздухе (Ав). Для этого расстояние между
пробками делят на число полуволн и находят отношение Аг/Ав =
= 0,14 (для данного газа).
Скорость движения звука в газовой среде определяется по
формуле
vr = 332 Пзатр) RIV.2)
где 332 — скорость звука в воздухе, м/с; Тср — средняя темпе-
ратура газа в скважине (от динамического уровня до устья),
Т’ср = 313 К; Т = 273 К; T)saiP = 0,91 — коэффициент, учиты-
вающий сопротивление движению газа в затрубном пространстве,
зависящий от соотношения между диаметрами эксплуатационной
и подъемной колонн.
По формуле (IV.2) имеем
vr - 332 -0,14 1/-^- 0,94 = 46,6 м/с.
Следовательно, по формуле (IV. 1) получим
йд = цг/д = 46,6-2 — 93,2 м.
2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ I
Задача 24. Фонтанная скважина исследована на приток путем
изменения режима работы сменой штуцера и замера дебита и за-
бойного давления при
Рис. IV.3. Индикаторная линия О f (Др)
каждом режиме.
Исходные данные: эф-
фективная мощность пла-
ста h = 10 м; условный
радиус контура питания
RK = 250 м; радиус забоя
скважины (по долоту)
гс =~ 0,124 м; относитель-
ная плотность нефти
рн = 0,85; динамическая
вязкость нефти в пла-
стовых условиях р. =
= 1,2 мПа-с; объемный
коэффициент нефти Ьи =
= 1,3; коэффициент, учи-
тывающий гидродинамиче-
ское несовершенство сква-
жины по кривым В. И. Щу-
рова, С = 11,2; пластовое
давление рпл = 28 МПа.
Требуется определить
коэффициент продуктивно-
сти скважины, коэффици-
ент проницаемости приза-
бойной зоны, параметр подвижности нефти и гидропроводность
пласта. Данные исследования скважины сведены в табл. IV. 1.
По данным табл. IV. 1 строим индикаторную линию в прямо-
угольной системе координат (рис. IV.3).
Находим коэффициент продуктивности скважины.
Таблица IV. 1
Данные исследования скважины при стационарных режимах фильтрации
Режим фон- танирования скважины Диаметр штуцера d, мм Дебит нефти Q, т/сут Забойное давление р3, МПа Депрессия = Рпл-Р=' МПа
I 3,0 62,5 27,0 1,о
II 3,5 160,0 25,7 2,3
III 4,5 275,0 23,9 4,1
IV 5,0 327,5 23,1 4,9
Для этого можно взять любую точку на индикаторной линии.
Например, при Др =-3,7 МПа имеем
Хп = Q/Ap = 250/3,7 68 т/сут- МПа.
Зная коэффициент продуктивности скважин, можно определить
коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта по формуле
43Шрн X ' С /
Подставляя значения величин в формулу (IV.3), получим коэф-
фициент проницаемости
68.10-^1,3-1,2jr 7 } _250_ Ч _
к 86 400-2-3,14• 10-0,85 V’ й 0,124
-= 0,433-1<Г12 м2.
Метод определения проницаемости призабойной зоны скважины
по коэффициенту продуктивности имеет большое практическое
значение. Однако этим методом можно пользоваться только при
условии, когда р3 > рнас и когда нефть безводная.
Теперь найдем подвижность нефти k/]i и гидропроводность
пласта kh/[i
£/р = 0,433-10’12/1,2ПО"3 = 0,362-1(Гв м2/Па-с;
Шр = 0,433-10’12-10/1,2-10-3 = 3,62-Ю’9 м3/Па-с.
Задача 25. Глубиннонасосная скважина исследована на приток
при трех установившихся режимах ее работы, которые получены
путем изменения длины хода полированного штока насосной
установки. Для каждого режима при помощи эхолота замерены
дебит и динамический уровень. Требуется определить коэффи-
циент продуктивности скважины.
Данные исследования скважины приведены в табл. IV.2.
Таблица IV.2
Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации
Режим работы скважины Дебит жидкости Q, т/сут Динамический уровень (от устья) Лд, и Статический уровень Лст, м Депрессия дЛ = Лд-Лст, м ст жид
I 3,0 590 500 90
II 5,5 670 500 170
III 8,5 760 500 260
По данным табл. IV.2 строим индикаторную линию (рис. IV.4).
Нулевая точка соответствует положению статического уровня.
В этом случае уравнение полученной индикаторной линии имеет
вид
Q = т/сут.
Коэффициент продуктивности скважины равен
Яп = - 5,5/(670 - 500) = 0,032 т/(сут-м).
Следовательно, уравнение притока исследуемой скважины
имеет вид
Q = 0,032 (Лд - 500), т/сут.
Исследование глубиннонасосных скважин путем замера дина-
мических уровней жидкости ограничивается газовым фактором,
который по опытным данным не должен быть выше 50 м3/т. При бо-
лее высоком газовом факторе изменение положения динамического
уровня в скважине не соответствует изменению дебита, так как
в этом случае верхняя часть затрубного пространства занята
газонефтяной смесью пе-
Рис. IV.4. Индикаторная линия Q = f (АЛ)
ременной плотности.
Задача 26. Фонтанная
скважина исследована на
приток при шести разных
режимах ее работы путем
установки штуцеров раз-
ного диаметра. Забойные
давления замерялись глу-
бинным регистрирующим
манометром.
Исходные данные: пла-
стовое давление рпЛ —
16,85 МПа; давление на-
сыщения рнас = 12,5 МПа;
расстояние от скважины
до контура питания RK = 250 м; эффективная мощность пласта
h = 15 м; радиус забоя скважины (по долоту) гс = 12,4 см; вяз-
кость нефти в пластовых условиях р = 1,1 мПа-с; объемный коэф-
фициент нефти Ья = 1,4; относительная плотность нефти р =
= 0,82; общий коэффициент, учитывающий гидродинамическое
несовершенство скважины, С = 11.
Требуется определить коэффициенты двучленного уравнения
притоков, коэффициент проницаемости призабойной зоны сква-
жины, подвижность нефти и гидропроводность пласта.
Данные исследования скважины приведены в табл. IV.3.
По данным табл. IV.3 строим индикаторную линию (рис. IV.5).
Получилась выпуклая к оси дебитов кривая. Следовательно,
Таблица IV.3
Данные исследования скважины при стационарных режимах фильтрации
режимы фонтани рования скважины Забойное давление р3, МПа Депрессия Др, МПа Дебит нефти Q, т/сут Др/О, кПа. су т/т
I 16,13 0,72 19 38
II 15,41 1,44 32 45
III 14,81 2,00 40 50
£<?!= 91 £ (Ap/Qi) =
= 133
IV 14,10 2,75 50 55
V 13,31 3,54 59 60
VI 11,67 3,18 75 69
£<?Л = 184 2 (Ар/<2)ц =
= 184
фильтрация жидкости в пласте происходит по нелинейному
закону, который выражается двучленной формулой
\р = aQ + bQ2. (IV.4)
В формуле (IV.4) первый член правой части aQ выражает по-
тери напора за счет трения жидкости, которые пропорциональны
Рис. IV.6. Индикаторная линия Q =
= f (Ap/Q)
вязкости жидкости и дебиту в первой степени. Второй член bQ2
выражает потери напора, обусловленные инерционными свой-
ствами жидкости, пропорциональные ее плотности и дебиту во вто-
рой степени.
По данным табл. IV.3 строим индикаторную линию в коорди-
натах Q — Ap/Q (рис. IV.6). Получилась прямая, уравнение
которой
Ap/Q = а + bQ. (IV.5)
Эта прямая отсекает на оси ординат отрезок а. Тангенс угла
наклона ее к оси дебитов равен Ь.
Как видно из рис. IV.6, отрезок а -= 28 кПа-сут/т.
Для более точного определения коэффициента b разобьем
шесть режимов исследования скважин на две группы (по три
режима в каждой группе) и найдем суммарные значения Q и Ap/Q
для каждой группы (см. графы 4 и 5 в табл. IV.3). По сумме значе-
ний этих параметров находим коэффициент b из выражения
/, _ 2 - S <A^i , (184- 133) 10* _
184-91
Следовательно, уравнение притока нефти к скважине имеет вид
Ар = 28 OOCQ + 548Q2, Па. (IV.6)
Определим коэффициент проницаемости призабойной зоны
по формуле
а2лЛ
(IV.7)
/г
1'4-I’1-i°'3(2’31g'oS-+11)
28000-86 400-0,82-2-3,14-15
= 0,1535- КГ12 м2.
Определим параметр подвижности нефти
&/р = 0,1535-10'12/1,1-1(Г3 = 139,5-10’12 м2/Па-с.
Найдем гидропроводность пласта
Шц = 0,1535• 101а-15/1,1- 10 3 -= 2,09- Ю'9 м3/Па-с.
Задача 27. Скважина, оборудованная центробежным погруж-
ным электронасосом ЭЦН8-700-300, исследована на приток.
Содержание воды в жидкости 99,5%, газа очень мало, плот-
ность жидкости рж = 1000 кг/м3. Статический уровень жидкости
/гст = 150 м.
Требуется построить индикаторную линию и определить коэф-
фициент продуктивности скважины.
Исследование скважин, эксплуатируемых центробежными
электронасосами, основано на свойстве этих насосов при одинако-
вых числе оборотов, вязкости и фазовом составе откачиваемой
газожидкостной смеси развивать при закрытой выкидной линии
(режим нулевой подачи) одинаковый напор. Этот напор склады-
вается из двух величин: высоты подъема жидкости от статического
уровня до устья скважины и манометрического давления на устье
перед задвижкой.
Режим работы скважины меняют от большего дебита к мень-
шему путем уменьшения проходного сечения задвижки или смены
штуцера на выкидной линии.
При работе скважины на установившемся режиме постепенно
(во избежание гидравлического удара) полностью закрывают
выкидную задвижку на устье. При этом на устье создается постоян-
ное давление.
Считая, что динамический уровень жидкости за время закры-
тия задвижки изменяется незначительно по сравнению с устано-
вившимся уровнем при работе насоса, можно написать следующее
равенство:
Яо = Лди.. + -£Ь (IV.8)
Гб
где Но — напор насоса при Q = 0, м; йдИН — динамический уро-
вень (в м) при подаче насоса = 600 м3/сут; = 2 МПа — пока-
зание манометра на устье скважины при первом режиме после
закрытия задвижки.
Затем задвижку частично открывают для получения дебиуа",
меньшего, чем при первом режиме. При установившемся режиме
замеряют дебит Q2 = 400 м3/сут, вновь закрывают задвижку
и фиксируют давление на устье р2 = 4 МПа.
Для второго режима можно написать аналогичное равенство:
//о = /г;ин + ^-, (IV.9)
где йдИН — динамический уровень при втором режиме, м.
Так как плотность откачиваемой жидкости при обоих режимах
можно считать одинаковой, то, приравнивая правые части равен-
ства (IV.8) и (IV.9), найдем разность устьевых давлений
Р“2 Р\== Рё (^ДИН ^ДИн)'
Коэффициент продуктивности скважины (при показателе сте-
пени в уравнении притока я = 1)
„ Q1 _ Q 600 — 400 1ПП , ,дгг
= -7—^- = 74Т_2)> = 100 т/сут. МПа.
Для получения третьей точки задвижку вновь частично
открывают и при установившемся режиме замеряют дебит
Q3 = 300 м3/сут, а после закрытия задвижки определяют устьевое
давление р3 = 5 МПа.
Для второго и третьего режимов находят коэффициент продук-
тивности
= =100 т^т‘МПа-
Коэффициенты продуктивности и К2 получились одина-
ковыми. Это говорит о том, что фильтрация жидкости происходит
по линейному закону.
По дебиту Q и устьевому давлению ру строят индикаторную
линию"притока жидкости в скважину (рис. IV.7).
Задача 28. Компрессорная скважина исследована на приток
методом установившихся отборов (по способу АЗНИИ), т. е.
Рис. IV.7. Индикаторная линия
Q = f (Ру)
путем изменения расхода рабочего
агента при постоянном противо-
давлении на устье.
Исходные данные: текущее пла-
стовое давление р1]Л = 3,14 МПа.
Однорядный подъемник длиной
L = 1000 м спущен в скважину
до верхних отверстий фильтра.
Относительная плотность рабо-
чего агента рот — 0,8.
Требуется построить индика-
торную линию, найти уравнение
притока, построить регулировоч-
ные кривые и установить оптималь-
ный режим работы подъемника.
Результаты наблюдений за
скважиной и вычисленные данные
сведены в табл. IV.4.
В графах 2, 3 и 4 табл. IV.4 помещены данные наблюдений.
Так как подъемные трубы спущены до фильтра, то забойное
Таблица IV.4
Результаты наблюдений и вычисленные данные
Режимы рабо- ты скважины Абсолютное ра- бочее давление р МПа Раск г рабочее агента V, м’/сут Фактический । дебит нефти I $ф, т/сут Абсолютное за- бойное давле- ние р3, МПа Депрессия Рпл — Рз ~ ^Р» МПа ’в’ СУ ЬХ) Ig Др Удельный рас- ход рабочего агента Ro, м3/т Расчетный де- бит нефти Q , т/сут р
I 2,350 8 300 30,5 2,58 0,56 1,484 —0,252 272 30,9
II 1,856 9 600 40,0 2,04 1,10 1,608 0,041 240 40,8
III 1,710 10 400 42,0 1,88 1,26 1,623 0,Ю0 248 43,2
IV 1,635 12 500 45,3 1,80 1,34 1,643 1].= = 6,358 0,127 Li = = 0,016 275 44,3
V 1,471 13 000 42,6 1,620 1,520 1,665 0,182 281 46,6
VI 1,380 15 300 47,6 1,520 1,620 1,678 0,212 321 47,8
VII 1,250 18 000 48,4 1,375 1,765 1,685 0,247 372 48,2
VIII 1,410 24 000 47,6 1,555 1,585 1,687 Еп= = 6,715 0,253 Еп= = 0,894 504 50,0
давление равно давлению у башмака, которое для однорядного
подъемника можно определить по формуле
/’3 = Рбаш = РРабе1’2-1’°-^р, МПа, (IVЛО)
где L — длина подъемника, м; р — относительная плотность
газа.
Величину р3 при первом режиме определим по формуле (IV. 10)
р3 = 2,35-2,7181-2'10"4'1000'0’8 = 2,58 МПа.
Аналогично определим забойные давления при остальных
режимах работы скважины и значения их заносим в графу 5
табл. IV.4.
Находим разности ме- 0
жду пластовым и забой-
ным давлениями (депрес-
сию) и вносим их вели- о,5
чины в графу 6 табл. IV.4.
В графах 7 и 8 даны
значения десятичных ло-
гарифмов величин и
Ар, в графе 9 — удельный J5
расход рабочего агента ’
/?0 = V/Q$, м3/сут. По
данным граф 4 и 6 строим 2,0
индикаторную линию
<2ф = f (Ар), отвечающую Ар,
уравнению притока Q =
= /С Арл (рис. IV.8). Да-
Рис. IV.8. Индикаторная линия Q* — / (Др)
лее необходимо найти
в этом уравнении значения показателя степени п и коэффици-
ента пропорциональности К- Для этого разбиваем все значения
и 1g Ар на две равные группы (по четыре в каждой), на-
ходим их сумму и составляем два уравнения
Si 1g Зф = «11g .К 4- n Sj 1g Ар;
Su 1g Q* = «21g А' + 1g Ар,
(IV. 11)
(IV.12)
в которых пх и и2 — число входящих в сумму значений 1g
и 1g Ар соответственно.
Подставляем в полученную систему уравнений (IV. 11) и (IV. 12)
значения S 1g Q* и S 1g Ар из табл. IV.4. Тогда
6,358 = 41gK + 0,016n;
6,715 = 41g К + 0,894л.
(IV. 13)
(IV. 14)
Решая совместно уравнения (IV. 13) и (IV. 14), находим
(0,894 - 0,016)п = 6,715 - 6,358,
откуда п = 0,407.
Теперь можем определить коэффициент пропорциональности
Для этого воспользуемся уравнением (IV 13)
1g К~- (6>358 - °’407 0Д16)= 1,547,
откуда К = 38,6
Уравнение индикаторной линии
Q = 38,6 Др0 407
(IV 15)
Пользуясь уравнением притока (IV 15), находим расчетные
дебиты для принятых режимов и вносим их значения в графу 10
табл IV 4 Задаваясь
более низкими депрес-
сиями (<0,56 МПа),
можно продолжить ин-
дикаторную линию до
начала координат
Как видим из срав-
нения цифр в графах
4 и 10, фактические де-
биты очень близки к
расчетным, полученным
по уравнению притока
Следовательно, найден-
ное уравнение притока
(IV 15) отвечает реаль-
ным условиямдвижения
Рис IV 9 Регулировочные кривые компрес- жидкости В пласте
сорной скважины TL
Для установления
оптимального режима
работы подъемника построим регулировочные кривые зависи-
мости дебита и удельного расхода газа от общего расхода газа
(рис IV 9)
Касательная, проведенная через начало координат к кривой
Q = f (V), определит оптимальный дебит скважины QonT =
= 37,5 т/сут при удельном расходе газа /?0 = 375 м3/т Касатель-
ная, проведенная к кривой Ro = f (V) перпендикулярно к оси
ординат, определяет минимальный расход рабочего агента ROnun =
= 240 м3/сут Максимальный дебит скважины Qmax = 48,4 т/сут
возможен при удельном расходе рабочего агента Ro — 484 м3/т
Дальнейшее увеличение расхода рабочего агента ведет к снижению
дебита и росту рабочего давления Выгодные режимы работы,
очевидно, будут между QonT и Qmax
Задача 29 В целях установления оптимального технологиче-
ского режима работы скважин в промысловой практике широко
применяют исследование фонтанно-компрессорных скважин с по-
строением регулировочных кривых.
Таблица IV.5
Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации
Диаметр штуцера d, мм Газовый фактор Go, м3/т Дебит газа Qr, м’/сут Депрессия Др, МПа Дебит нефти QH, т/сут Содержание песка 0, %
.—'—— 1 148 3 108 1,2 21
2 145 4 785 2,0 33 0,07
3 147 6 468 2,7 44 0,15
4 149 8 190 3,3 55 0,25
5 150 10 650 4,2 71 0,50
Пусть фонтанная скважина работает в условиях, когда забой-
ное давление больше давления насыщения (р3 > pFac). Пластовое
давление рпЛ = 28,3 МПа, давление насыщения рнас = 22,4 МПа.
Рис. IV. 10. Регулировоч-
ные кривые работы фон-
танной скважины.
1 - f 2 -
= Н</ШТ); з - дР =
= f «шт>; 4 - Q„ = f
5 - 0 = 1 Ушт
);
Требуется построить регулировочные кривые зависимости
дебита нефти QH, дебита газа Qr, газового фактора Go, содержания
песка 0 и депрессии Ар от диаметра штуцера, а также установить
оптимальный технологический режим фонтанирования.
Данные исследования скважины сведены в табл. IV.5.
Строим в прямоугольной системе координат на общем графике
регулировочные кривые изменения газового фактора, дебита газа,
Депрессии, дебита нефти и процента содержания песка в зависи-
мости от диаметра штуцера (рис. IV. 10). По этим кривым и уста-
навливается оптимальный режим работы скважины, который
Должен обеспечить ограниченный вынос песка и получение макси-
мально возможного дебита нефти при наименьшем газовом факторе.
Рассматривая регулировочные кривые, видим, что газовый
фактор при всех режимах работы скважины изменяется незначи-
тельно, так как р3 > рнас, а содержание в нефти песка резко
(в два раза) возрастает при переходе с 4-мм на 5-мм штуцер.
Таким образом, единственный критерий установления оптималь-
ного режима работы скважины — допускаемый вынос песка.
С этой точки зрения оптимальным диаметром штуцера в данном
случае будет d = 4 мм, что соответствует депрессии Ар = 3,3 МПа.
При этой депрессии значительно увеличивается межремонтный
период работы скважины и удлиняется срок службы подземного
и наземного оборудования.
Основной метод борьбы с осложнениями, вызываемыми со-
держанием песка в добываемой жидкости, — ограничение отбора
жидкости из пласта путем создания на забое скважины оптималь-
ной депрессии. При р3 < рнас, особенно при режиме растворенного
газа, с увеличением до определенного предела диаметра штуцера
газовый фактор сначала снижается, а затем при дальнейшем
увеличении диаметра штуцера начинает повышаться. В таких
случаях оптимальный режим следует устанавливать по минималь-
ному газовому фактору. При обводнении нефти пластовой водой
до 80% режим работы скважины и оптимальный дебит следует
устанавливать с учетом допустимого процента обводнения.
Обычно опытным путем устанавливаются предельно допустимые
нормы по всем факторам, ограничивающим дебит скважины (газ,
вода, песок). Тогда режим работы скважины устанавливают
с учетом всех этих показателей.
Задача 30. Газовая скважина исследована на приток на четы-
рех режимах работы. Текущее пластовое давление определено по
статическому давлению на устье закрытой скважины, рпЛ —
~ 24,79 МПа, забойное давление вычислено также по затрубному
давлению на устье скважины.
Результаты исследования обработаны графическим методом
по двучленной формуле
= + (IV. 16)
Таблица IV.6
Результаты наблюдений и вычисленные данные
Режим работы сква- жины ^пл’ 10» Па . Рг- 10s Па Q. тыс. м*/сут р2 пл "з р2 —р2 ПЛ 3 р2 -Р2 ПЛ 3
Q
I 247,9 238,6 200,5 61 500 57 000 4 500 22,5
п 247,9 234,2 284,0 61 500 55 000 6 500 23,3
ш 247,9 210,2 643,0 61 500 44 200 17 300 26,9
IV 247,9 197,6 794,0 61 500 39 000 22 500 28,3
где Q — суточный дебит; а и b — постоянные коэффициенты, зави-
сящие от конструкции забоя скважины и параметров пласта.
Результаты наблюдений и вычисленные данные приведены
в табл. IV.6.
Поданнымтабл. IV.6
строится график зави-
симости (Рпл— Pl)/Q от
Q, по которому опреде-
ляются коэффициенты
уравнения притока а и
b (рис. IV. 11).
Если текущее пла-
стовое давление невоз-
можно замерить в связи
с опасностью разрыва
эксплуатационной ко-
лонны в случае высо-
кого статического да-
вления или вследствие
большой длительности
периода восстановления
забойного давления до
пластового, то пласто-
вое давление вычисляют
Рис. IV.11. Графики зависимости
(Рпл-^)/3°т <2(;) и (Рэ г-Рз.п)/(^-
- <?!) от Qn + Q£ (2)
Таблица IV.7
Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации
Режим работы сква- жины 9 р п, (105 Па)2 ТЫС. м3/сут 2 2 ₽31“РЗЛ, (10» Па)2 ТЫС. м8/сут <2Л+ <2Г тыс. м8/сут р2 —р2 31 зп г2 -Р2 'з2 рзп' (10» Па)2
I 57 000 200,5 401,0
II 55 000 284,0 2 000 83,5 484,5 24,0 —
III 44 200 643,0 12 800 442,5 843,5 28,9 10 800
IV 39 000 794,0 18 000 593,5 994,5 30,3 16 000
Продолжение таблицы IV.7
Режим работы сква- жины тыс. м8/сут Qn+ q2, тыс. м3/сут Ч 9 рз2~рзп РзЗ—рзп' (10s Па)2 тыс. М8/суТ ®п + Q.3’ тыс. м3/сут р2 __р2 изЗ изп
Qn~Q3
I —— —
II — —~ — — —
III 359 927 30,1 — — — —
IV 570 1078 31,4 5200 151 1437 34,4
по результатам исследования скважины на различных режи-
мах работы (табл. IV.7).
По полученным данным построим совмещенный с первым гра-
фик в координатах (р|( — pl„)/(Q„ — Q() — Qn + Qt (см.
рис. IV. 11), где i = 1, 2, 3, 4; п — порядковый номер режима.
Как видно из этого графика, указанные зависимости выра-
жаются прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, равный
а = 20-1010 и имеющий наклон к оси абсцисс b = 0,01 • 1010.
Оба графика совмещаются и дают одинаковые результаты.
По известным значениям р3 и найденным значениям а и b
можно определить текущее пластовое давление при любом режиме
Q t ть'с м3/суг
Рис. IV. 12. График зависимости
рпл от Q
исследования скважины по пре-
образованной формуле (IV. 16)
рпл = Vpl -t- aQ + bQ2 =
= /(238,62+ 20-200,5 +
+ 0,01-200,52) 1010 =
= 250-105 Па.
Для определения пластового
давления при малых дебитах
можно применить приближенный
строим график зависимости р2пл
метод. Пренебрегая в двучленной
формуле величиной bQ2, получим
линейную зависимость между р3
и дебитом Q. В этом случае по
полученным значениям р3 и Q
от Q (рис. IV. 12). Величина р„л =
= 630 МПа2 находится в точке пересечения полученной прямой
с осью ординат, откуда рп„ = 25,1 МПа. Таким образом, резуль-
таты определения пластового давления обоими методами почти
совпали.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО
СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН
Коэффициент совершенства скважины можно определить по
методу В. И. Щурова или путем нахождения приведенного ра-
диуса скважины по результатам исследования ее методом восста-
новления забойного давления.
При методе В. И. Щурова в формулу Дюпюи вводится безраз-
мерная величина С, учитывающая увеличение фильтрационных
сопротивлений, которые дополнительно возникают вследствие
несовершенства вскрытия пласта.
Дебит скважины Q определяется по формуле
<2nkh (ьр
Q- p (ln-^ + c) ’ (IV. 17)
где k — проницаемость пласта, м2; h — эффективная мощность
пласта, м; Ар — депрессия, Па; ц — динамическая вязкость
жидкости в пластовых условиях, мПа-c; А?к — радиус контура
питания, м; гс — радиус скважины по долоту, м; С — коэффи-
циент несовершенства вскрытия пласта.
Величина С = С\ + С2, где Сг — учитывает несовершенство
скважины по характеру вскрытия пласта, которое зависит от
диаметра, длины и числа
перфорационных отверстий
на 1 м фильтра, а С2 — не-
совершенство скважины по
степени вскрытия, которое
зависит от относительной
вскрытой мощности пласта.
Для определения Сг не-
обходимо иметь следующие
данные.
1. Число отверстий на
1 м фильтра
и = Njh,
где N — общее число отвер-
стий; h — общая вскрытая
мощность пласта, м.
2. Произведение числа
отверстий п на диаметр сква-
жины по долоту D, м.
3. Отношение диаметра
пуль (отверстий) d' (в см)
к диаметру скважины D
(в см), т. е. а = d'ID.
4. Отношение средней эф-
фективной длины пулевых
каналов в породе пласта I'
(в см) к диаметру скважины
D (в см), т. е. I = l'/D.
коэффициента несовершенства скважин
по качеству вскрытия для / = 0,1.
а 1 — 0,03, 2 — 0,04, 3 — 0,05, 4 — 0,06,
5 — 0,07, 6 — 0,08, 7 — 0,09
Величина С\ определяется по графику (рис. IV. 13), составлен-
ному для значения /= 0,1. Здесь на оси абсцисс отложены значе-
ния параметра nD, а на оси ординат — значения Сг. График
состоит из семейства кривых, построенных для разных значений а.
По параметру а выбирают соответствующую кривую. Для
определения величины С2 необходимо иметь следующие данные.
1. Отношение вскрытой мощности пласта г к полной его мощ-
ности h в % (6 = zlOO/й).
2. Отношение полной мощности пласта к диаметру скважины
а = h/D.
Для определения С2 следует на рис. IV. 14 найти на оси абсцисс
значение 6, затем провести вертикаль до пересечения с кривой,
соответствующей значению а. Ордината полученной точки опреде-
ляет значение С2.
Задача 31. Определить действительный дебит скважины, имея
следующие данные: проницаемость коллектора k — 0,5-1СГ12 ма;
установившийся перепад давления в скважине Ар — 1 МПа;
динамическая вязкость нефти в пластовых условиях р, = 3 мПа-с;
Рис. IV. 14. График для определения коэф-
фициента несовершенства скважины по сте-
пени вскрытия С2
общая мощность пласта
h = 15 м; перфорирован-
ная мошность пласта
z = 10 м; расстояние до
контура питания RK ~
= 10 км; радиус ствола
скважины по долоту гс =
= 0,124 м; число простре-
лов V = 112; средняя дли-
на пулевых каналов /' =
= 4 см; диаметр пуль
d' = 1,1 см.
Определяем параметры,
необходимые для нахож-
дения коэффициента несо-
вершенства вскрытия сква-
жины:
n = Nlh — 112/15=7,5;
nD = 7,5(0,124-2) =
= 1,875;
/=/'/£>=4/24,8 = 0,162,
а = (/'/£>= 1,1/24,8 =
= 0,04;
& = z!h = 10-100/15 = 66,6%; а = й/£> = 15/0,248 = 60.
Для нахождения Сх из точки nD = 1,875 (см. рис. IV. 13) вос-
ставим перпендикуляр до пересечения с кривой 2, соответству-
ющей значению а = 0,04 и далее влево от оси ординат находим
значение Сг = 12,9.
Для определения значения С2 воспользуемся графиком (см.
рис. IV. 14), на котором на оси абсцисс берем значение 6 = 66,6%.
Из этой точки восставим перпендикуляр до кривой а = 60, затем
на оси ординат справа находим С2 = 1,6. Суммарный поправоч-
ный коэффициент несовершенства скважины равен
С = Сх + Сг = 12,9+ 1,6 = 14,5.
Находим по формуле (IV. 17) действительный дебит гидродина-
мически несовершенной скважины
2 3,14 0,5 10~12 15 1-10°
3.10-3 (2,3 1g -^0.+ 14,5)
==0,61-10 3 м3/с или 5,3 м3/сут.
Коэффициент совершенства вскрытия ф определяется из от-
ношения
2,31g -^2-
f с
ф =--------D------•
2,31g—^~ +С
Г с
(IV. 18)
Подставляя численные
значения в (IV. 18), имеем
= 0,438.
Для определения при-
веденного радиуса сква-
жины воспользуемся гра-
фиком (рис. IV. 15). При
значении С = 14,5 пара-
метр р = 23-105.
Следовательно,
Gip — гс/Р =
= 0,124/23- 105 =
= 5,39-10-* м.
Рис. IV.15. График для определения при-
веденного радиуса совершенной скважины
По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического
совершенства скважины равен
Ф =
Как
выми.
1g ж 1g 10 000
ё Ге = ё О.!24 __
lg i ]g .. 10000 0’438'
ё гпр ё 5,39 10-8
видим, значения ф по обоим методам оказались одинако*
4. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Задача 32. Фонтанная скважина после остановки исследована
на приток путем снятия кривой восстановления давления на забое.
Забойное давление больше давления насыщения. Данные иссле-
Результаты исследования скважины
Номер точки Время t, КС lg t Дрз, МПа Номер точки Время t КС lg t Лр3, МПа
1 0,03 1,477 0,002 10 18,5 4,267 2,24
2 0,06 1,776 0,035 11 30,0 4,477 2,32
3 0,30 2,477 0,170 12 70,0 4,845 2,46
4 0,90 2,954 0,570 13 98,0 4,998 2,55
5 1,70 3,230 1,150 14 120,0 5,079 2,56
6 1,25 3,398 1,400 15 150,0 5,176 2,60
7 4,00 3,602 1,750 16 185,0 5,270 2,63
8 7,70 3,886 2,020 17 234,0 5,369 2,68
9 10,1 4,000 2,120 18 265,0 5,423 2,70
дования обработаны без учета дополнительного притока жидкости
за время остановки скважины.
Исходные данные: дебит нефти до остановки скважины Q =
=- 80 т/сут; забойное давление р3 = 2,7 МПа; эффективная мощ-
ность пласта h = 8 м; объемный коэффициент нефти Ьи = 1,1;
относительная плотность нефти в атмосферных условиях ри =
= 0,86; вязкость нефти
Рис. IV. 16. Кривая восстановления забойного
давления в газовой скважине Др = f (lg t)
рн = 4,5 мПа-с; коэффи-
циент пористости т = 0,2;
коэффициент сжимаемости
нефти |3Н=9,42-10“10 1/Па;
коэффициент сжимаемости
породы р„=3,6-10-10 1/Па;
радиус условного кон-
тура питания /?,. = 200 м;
радиус скважины на за-
бое (по долоту) гс= 12,4 см.
Требуется определить
коэффициенты проница-
емости, пьезопроводности
и гидропроводности пла-
ста, приведенный радиус скважины, коэффициент продуктивности
и коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
Данные исследования скважин представлены в табл. IV.8.
По полученным данным строим кривую восстановления давле-
ния в полулогарифмических координатах Ар и lg t (рис. IV. 16).
Определение параметров пласта. Найдем наклон i прямолиней-
ного участка этой кривой к оси абсцисс (tg а) по двум крайним
точкам прямой (18 и 9, см. табл. IV.8):
Я , 5
; _ t2а - _ (2,7-2,12)10* _ 5
l-Iga- lgz18_ igZe “ 5,423-4,0 W-
Так как масштабы на осях ординат взяты разные, то геометри-
ческая величина угла на графике не соответствует найденному
наклону i прямолинейного участка кривой.
Измерим отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения
этой оси с продолжением прямолинейного участка кривой восста-
новления давления (А •= 0,5 МПа).
Определим коэффициент проницаемости пласта в радиусе
контура питания по формуле
^, = 0,183-5^, (IV.19)
где Q — дебит нефти, м3/с.
Следовательно,
® = 0,86-86 400 = 1 ,07° ’ 10 3 М^С’
Подставив в (IV. 19) значения входящих величин, получим
, n 1Q9 1 -076-10~3-4,5-10"3-1,1 Л . ,Л_12 2
k = 0,183--------ГТКП)-------= 0,304 • 10 12 м2. /
Коэффициент пьезопроводности
k 0,304-10"’2 п 1ОО ,,2/
Z Цн(т₽н + ₽п) ~ 4,5-10-3 (0,2-9,42 4-3,6) 10-1» — U,123M/Cy
Гидропроводность пласта
kh/p. = 0,304 • 1О'12 • 8/4,5 • 10"3 = 0,54 10'9 м3/Па • с.
Приведенный радиус скважины
' 2,25и _ f 2,25-0,123
10л/1 ~ |/ 105/4
= 0,124 м.
Коэффициент продуктивности скважины определяется по фор-
муле
' &(lg/?K — lgrnp) ’ '
* = TrS'oo-igVm) = 31’7'10’12 Т/Па'с = 2’74 WT-МПа.
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины
= 1g Rk — lg rc lg 200 — 1g 0,124 .
Ig^K—IgTnp lg 200 — lg 0,124 ’
т. e. скважина гидродинамически совершенна.
Задача 33. Газовая скважина продолжительное время (45 ч)
эксплуатировалась по фонтанным трубам на установившемся
режиме с дебитом Q = 1,3-10е м3/сут. Затем скважину закрыли
и сняли кривую восстановления забойного давления во времени.
Абсолютное пластовое давление рпЛ = 24,3 МПа.
Таблица IV.9
Результаты наблюдений и вычисленные данные
t, с lg t р3, 10‘ Па р2, 10‘“ Па2 3 Др2 = р2 -р’ ПЛ 3 1g Др2
0 69,6 4 844 54 160 4,73
30 1,48 111,0 12 320 37 680 4,58
120 2,08 202,0 40 800 18 200 4,26
300 2,48 222,0 49 280 9 720 3,99
900 2,95 229,0 52 440 6 560 3,82
3 600 3,56 232,0 53 820 5 180 3,71
7 200 3,86 232,8 54 290 4 710 3,67
14 400 4,16 234,2 54 860 4 140 3,62
21 600 4,33 234,7 55 100 3 900 3,59
25 200 4,40 234,8 55 170 3 830 3,58
101 000 5,00 238,4 56 640 2 360 3,37
183 500 5,26 240,0 57 600 1 400 3,15
244 000 5,39 240,4 57 800 1 200 3,08
417 000 5,62 240,8 57 960 1 040 3,02
507 000 5,70 242,1 58 600 400 2,60
590 000 5,77 242,3 58 680 320 2,50
676 000 5,83 242,6 58 810 190 2,28
1 030 000 6,01 242,9 58 930 70 1,84
1 205 000 6,08 243,0 59 050 0 —
Требуется определить параметры пласта, не зависящие от
состояния призабойной зоны скважины, а именно: гидропровод-
ность, проницаемость, объем дренирования.
Результаты наблюдений и обработки материалов исследования
скважины представлены в табл. IV.9.
На основе данных табл. IV.9 построены кривые восстановле-
ния давления в координатах pi — lg t и 1g Ар2 — t, которые
на конечных участках представлены прямыми линиями (рис. IV. 17,
IV. 18). Угловые коэффициенты Р и р2 определяют наклон прямо-
линейных участков кривых к оси абсцисс. Они равны
Р = (52 500 - 46 000)/3 = 2170;
= (3,4 - 2,5)/6-105 = 1,5-10-®.
По найденному значению коэффициента р находят гидропро-
водность пласта по формуле
— •= 0,366 тЯ- ф2- - (IV.21)
И РРо ‘ ср
Из формулы (IV.21) найдем проницаемость пласта
k = 0,366
(IV.22)
pQT* пл
ЛрРо?' ср
где р— вязкость нефти, мПа-c; h — эффективная мощность
пласта, м; р0 — атмосферное давление, равное 106 Па; Тпя —
пластовая температура, К; Тср — средняя температура в сква-
жине, К.
В нашей задаче эти величины равны: р = 2,5 мПа-с; h =
= 20 м; Т,„ = 350 К и Тср = 323 К. С учетом этих величин по
формуле (IV.22) получим
, посс 2,5-10-3 1,3-10» 350 о .. 1П_12 ,
k— 0,36 6 20 86 400-2170-106 323 ~ 3,44-10 М.
Следовательно, гидропроводность пласта
JL = ^^.-lo-^o. = 2>74.10_8 м3/Па.с_
Объем дренирования скважины определим по формуле
V =
V =
2,09Qpr[J1T пл .
PPlPo^cp ’
2,09-1,3-10»-24-3-10» 350 _ 4 .П5 3
86 400-2170-1,5•10"»-106 323 ’
(IV.23)
5. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ГАЗА В ГАЗОПРОВОДЕ
Для учета расхода газа в трубопроводе применяют объемные
расходомеры двух типов.
1. Жидкостные поплавковые дифференциальные манометры
для измерения больших расходов газа.
2. Шайбные измерители для периодического измерения не-
больших расходов газа. Для этой цели наиболее подходят само-
пишущие расходомеры типа ДП-430.
Поправка р на неостроту входной кромки диаграммы
и шероховатость трубопровода
d/D Поправка 0 для D, см
5 10 20
0,20 1,024 1,018 1,011
0,25 1,024 1,018 1,010
0,30 1,023 1,017 1,009
0,35 1,023 1,016 1,007
0,40 1,023 1,015 1,006
0,45 1,023 1,014 1,005
0,50 1,023 . 1,014 1,005
Статическое давление в приборе ДП-430 определяется при
помощи манометрической пружины — геликса. Дифференциаль-
ное давление измеряют ртутным поплавковым дифференциальным
ления значения поправочного
коэффициента
манометром. Количество газа опре-
деляется по формуле
Q = 62,67сфе/гД2 V Урр - ,
Г 1 Рг. от^
м3/сут, (IV.24)
где а — коэффициент расхода, за-
висящий от отношения d2ID2 (d —
диаметр отверстия диафрагмы, см,
D — внутренний диаметр трубопро-
вода, см); Р — поправочный коэф-
фициент на неостроту входной кромки
диафрагмы и шероховатость газо-
провода в зависимости от отноше-
ния d/D (значение |3 определяется
по табл. IV. 10); е — поправочный
коэффициент на расширение струи
газа на выходе из диафрагмы, зависящий от модуля т =
= d2ID2 и отношения Ьр!р, где Др — перепад давления в диаф-
рагме, мм рт. ст.; р — абсолютное статическое давление газа
в газопроводе перед диафрагмой, мм рт. ст.; значение е опре-
деляется по графику (рис. IV. 19); kt — коэффициент теплового
расширения диафрагмы (для температурных условий в промысло-
вых газопроводах принимают kt =1); Т — абсолютная темпе-
ратура газа в газопроводе, К; рг. — относительная плотность
газа (по воздуху); z — коэффициент сжимаемости газа, учитыва-
ющий отклонение фактического состояния газа от идеального,
обычно определяется по кривым Брауна или по формулам
А. 3. Истомина.
Т а б л и ц а IV. 11
Коэффициент суточ’ного расхода газа К = 62, Glad2
(при Т = 293 К и рг. от — 0,8)
1/"— —L-
' Рг, от
Величина К для d, см
d/D 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0
0,20 2,45 5,50 9,79 15,3 22,0 30,0 39,2 49,6 61,2 74,0 88,1
0,25 2,45 5,51 9,80 15,3 22,1 30,0 39,2 49,6 61,3 74,2 88,3
0,30 2,46 5,52 9,82 15,4 22,1 30,1 39,3 49,7 61,4 74,3 88,4
0,35 2,47 5,57 9,90 15,5 22,3 30,3 39,6 50,1 61,9 74,3 89,2
0,40 2,49 5,61 9,97 15,6 22,4 30,5 39,9 50,5 62,3 75,4 89,7
0,45 2,52 5,66 10,1 15,7 22,6 30,8 40,3 51,0 62,9 76,1 90,6
0,50 2,56 5,76 10,2 16,0 23,0 31,3 40,9 51,8 63,9 77,4 92,1
В случае измерения расхода газа при 293 К и рг.от = 0,8
формула (IV.24) имеет упрощенный вид
Q = (,1V.25)
где К — коэффициент суточного расхода газа,
M^ 62,67ad2
Г 1 Рг. от
Величину К можно определить по табл. IV. 11.
Очевидно, что при замере расхода газа с температурой выше
или ниже 293 Кис относительной плотностью больше или меньше
0,8 в формулу (IV.25) необходимо внести температурную по-
правку АТ = р'ДЭЗ/Т’ и поправку на плотность газа Арг =
= /ож.
Расход газа при измерении его шайбным измерителем с вы-
пуском газа в атмосферу при количестве газа, не превышающем
5000 м3/сут, и избыточном давлении в трубопроводе не выше
500 мм вод. ст. определяется по формуле
Q = 0,172d2 1/-^-, (IV.26)
г Рг. от
где d — диаметр отверстия шайбы, мм; Ар — перепад давления
в шайбе, мм вод. ст.; рг.от — относительная плотность газа.
Задача 34,. Определить суточный расход газа в газопроводе,
который замеряется стационарным самопишущим расходомером
ДП-430, если диаметр газопровода D = 20 см, диаметр отверстия
диафрагмы d = 6 см, статическое давление в газопроводе р =
= 4080 мм рт. ст. (~0,3 МПа), перепад давления в дифферен-
циальном манометре Ар = 160 мм рт. сг., температура газа Т =
= 280 К, относительная плотность газа рг. от = 0,85. Для d/D =
= 0,3 при D — 20 см по табл. IV. 10 определим поправочный
коэффициент р = 1,009.
Имея значения отношений Ар/р = 160/4080 — 0,04 и т =
= (PID2 = 62/202 = 0,09, находим по графику (см. рис. IV. 19)
величину е = 0,985; Kt = 1.
Для d/D = 0,3 при d = 6,0 см по табл. IV. 11 берем коэффи-
циент суточного расхода К = 88,4. Температурная поправка
АТ — ]/293/273 = 1,034; поправка на плотность газа Арг =
= /0,8/0,85 = 0,97.
Коэффициент сжимаемости газа z определим по формулам
А. 3. Истомина \ полученным для изменения приведенного давле-
ния от 0 до 3.
Вначале определим среднекритические давление и темпера-
туру
Рср. Кр = (4,937 - 0,464рг. от) 10° =
= (4,937 - 0,464 • 0,85) 10е = 4,628 МПа;
Гер. кр = 171,5рг. от 0,97 = 171,5 • 0,85 + 0,97 = 242.8К.
Следовательно, приведенные давление и температура имеют
величину
Рпр = ЖР. кР = 3 106/4,628 • 10е = 0,657,
Гпр = Т/Тср.кр = 280/242,8= 1,15.
Коэффициент сжимаемости газа г будет
2=1- Ю~2 (0,76Тпр - 9,36Тпр + 13) (8 - рпр) Рпр =
= 1 - 10-2(0,76-1,153 — 9,36-1,15+ 13) X
X (8 -0,657)0,657 = 0,844.
Подставив полученные величины в формулу (IV.25) и внеся
поправки, имеем суточный расход газа
Q = 1,009• 0,985• 1 У 88,4-1,034• 0,97 = 76•103 м3/сут.
Задача 35. Определить количество добываемого из скважин
попутного газа путем замера его на выходе из сепаратора шайб-
ным измерителем, если диаметр отверстия шайбы d = 16 мм, пере-
пад давления Ар = 600 мм вод. ст. и относительная плотность
газа рг. от = 0,8.
По формуле (IV.26) находим:
Qr = 0,172+j/Ap/pr.OT = 0,172-162/600/0,8 = 1200 м3/сут
— в нормальных условиях.
хИстомин А. 3. Дисс, на соиск. уч. степ. канд. техн, наук, М.,
МИНХ и ГП, 1976, 197 с,
6. аналитическое определение забойного давления
В фонтанных скважинах
В фонтанных скважинах, работающих при р3 > рн, потери
давления при подъеме газонефтяной смеси складываются из
потерь на трех участках подъемных труб \
Первый участок — от забоя до глубины начала выде-
ления из нефти свободного газа (до давления насыщения рв),
где нефть находится в однофазном состоянии.
Второй участок — от рн до р, где р — давление пере-
хода первой (эмульсионной) структурной формы движения смеси
во вторую (неточную). Здесь движется двухфазная смесь с не-
большим скольжением фаз, которое в практических расчетах
можно не учитывать. Для приближенного определения р рекомен-
дуется формула
р =--------, (IV.27)
106а + 0,25 4-0,05—у-
чн
где а — коэффициент растворимости газа, м8/(м3-Па); ра — давле-
ние насыщения нефти газом, Па; f — площадь поперечного сече-
ния подъемных труб, м2; QH — объемный расход нефти (дебит
скважины), м3/с.
Третий участок — от р до ру, где наблюдается вторая
(неточная) структурная форма движения смеси, при которой учи-
тывается относительное движение газа, так как оно существенно
влияет на изменение плотности газонефтяной смеси.
Забойное давление р3 определяется как сумма, состоящая из
давления насыщения ра и потерь давления на первом участке подъ-
емника Др], т. е.
P3 = PH + ^Pi- (IV.28)
Для определения потерь давления Ар, пользуются уравне-
нием движения жидкости в подъемнике
Aa==PhI£(#-M^+*h-2^J> (IV.29)
где рн1 — плотность насыщенной газом нефти в условиях сква-
жины, т. е. с учетом среднего давления и средней температуры
на первом участке подъемника; рн1 определяется по номограмме
Стендинга (рис. IV.20); g — ускорение свободного падения, рав-
ное 9,81 м/с2; Н — глубина скважины, м; 7Н — коэффициент
гидравлических сопротивлений при движении нефти, который
определяется по Блазиусу; сн — средняя скорость движения на
первом участке, м/с; d — внутренний диаметр подъемных труб
jHctomhh А. 3. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн, наук,
М., МИНХ и ГП, 1976. 197 с.
lt0 I 02 I 03 I Ob IDS 1 08 Z I
ОЬьем! t/а коэффициент / нфгпц
Рис. IV.20. Номограмма для определения объемного коэффициента нефти
ЕВ' ЕЕЕ Е°Е7 ЕЕЕ ЕёВИ6 СО7
Рис IV 21. График для определения величины гидравлического ук-
лона.
1 — газонефтяная смесь, 2 — нефть, скважина 5 — 17, 4 — 59, 5 — 84,
6 — 98, 7 — 138
на первом участке, м, величину гидравлического уклона =
с2
=. —т- можно определить по специальному графику (рис. IV.21),
построенному по расчетным данным нескольких скважин данного
нефтяного месторождения; hc — высота столба газированной нефти
(смеси) от устья скважины до глубины, где давление равно давле-
нию насыщения.
йс = ^cii+^сш, (IV.30)
где hc п и hc ш — высоты столбов смеси на втором и третьем расчет-
ных участках подъемника, м. Эти величины находят по формуле,
полученной из уравнения движения смеси:
hc =--------(IV.31)
/ с6 \
„ 1 I Л С СР I
Pc. с pg I 1 + 2gd }
где Др — потери давления на расчетных (II или III) участках
подъемника, Па; сс. ср— средняя скорость движения смеси на
участках, м/с; Л.с — коэффициент гидравлического трения смеси;
гидравлический уклон cv/2gd также определяется по графику
(см. рис. IV.21), построенному по расчетным данным нескольких
скважин данного нефтяного месторождения; рс. ср — средняя
плотность смеси на II и III участках, кг/м3.
Эти величины определяются по формуле
РСр
Рс. ср = Рн. ср Н (рн. ср Рг. ср), (IV.32)
/сг. ср
где Рн. ср и Рг. ср — средние плотности нефти и газа на II и III
расчетных участках подъемника, кг/м3; сг. ср — средняя скорость
движения газа на II и III расчетных участках, м/с.
Как отмечено выше, на изменение плотности смеси на III уча-
стке подъемника влияет скольжение газа. Чтобы учесть величину
этого влияния, используется следующее соотношение между ско-
ростью движения газа сг и скоростью движения смеси ес:
сс = с?/(сг+1). (IV.33)
Скорость движения смеси на II и III участках определяется
по формуле
= (Qcp + Уср)/Л (IV.34)
где Qcp и Vcp — средние объемные скорости движения нефти
и газа на II и III участках подъемника, м3/с; f — площадь попе-
речного сечения подъемных труб на II и III участках подъем-
ника, м2.
Величины |ZcP для расчетных участков определяются по изве-
стной формуле А. П. Крылова
_ rcpQHp0 In -g +-loS-
ср“ Р1_Р2
(IV.35)
где Pi и р2 — давления на расчетных участках, Па.
При расчетном определении hcll под р± понимается рн, а при
расчете йсШ—Р> т. е. давление в зоне перехода эмульсионного
в неточный J режим течения смеси, определенное по формуле
(IV.27); под;р2 понимается в первом случае р, а во втором — р
т. е. давление на устье скважины; Гср — средний эффективный
газовый фактор на II и III участках подъемника, м3/м3:
г
•* ср
Г пп V ?
1 о аЛср 293 z
(IV.36)
где Го — газовый фактор в нормальных условиях, м3/м3; а —
коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3Па; рср — среднее
давление на II и III расчетных участках, Па; z — коэффициент
сжимаемости газа на расчетных участках, который определяется
по кривым Брауна. При этом требуется знать среднюю темпера-
туру Тер на участках подъемника.
Приближенно считая изменение температуры и давления по
длине фонтанного подъемника линейными, температуру Т в любом
сечении подъемника определяют по формуле
т = Irzli р + ВРу.~ГуРз, (iv.37)
рз— Ру к Ру — Рз
где Ту и Т3 — температура соответственно на устье и забое сква-
жины, К; Ру и р3 — давление соответственно на устье и забое
скважины, Па.
Следует отметить, что при определении плотности смеси необ-
ходимо на каждом расчетном участке подъемника в отдельности
предварительно определить среднюю плотность нефти с учетом ее
объемного коэффициента, т. е. с учетом изменения ее объема в усло-
виях скважины в зависимости от давления, температуры и рас-
творенного газа. Объемный коэффициент нефти в этом случае
также определяется по номограмме Стендинга (см. IV.20).
Задача 36. Определить аналитически забойное давление в фон-
танной скважине Западно-Тэбукского нефтяного месторождения
при следующих данных: дебит Q = 277 т/сут; газовый фактор
Го — 88,4 м3/м3; избыточное давление на устье скважины ру =
= 2,1 МПа; давление насыщения рн = 12,2 МПа; плотность де-
газированной нефти рн — 852 кг/м3; замеренное забойное давле-
ние р3 = 14,61 МПа; плотность газа рг — 1,385 кг/м3; температура
на устье скважины Ту — 325 К; температура на забое скважины
Т3 = 347 К; внутренний диаметр подъемных труб d = 62 мм;
площадь проходного сечения подъемных труб f = 0,00302 м2;
коэффициент растворимости газа а = 7,23 м3/м3-МПа; глуби.'
скважины Н — 1907 м.
Определим остаточный газовый фактор (за вычетом выделив-
шегося газа) на устье скважины
Гост — ару = 7,23-10“6-2,1 • 106 = 15,2 м3/м3.
Масса газа, растворенного в 1 м3 нефти, на устье скважины
Gr. раст = ЛстРг = 15,2-1,385 = 21 кг/м3.
Количество полностью растворенного газа па участке I
GIpacr = ГоРг = 88,4-1,385 = 122,4 кг/м3.
Плотность насыщенной газом нефти на устье скважины состоит
из суммы
Рн. у = Рн “Г Gr. рас1 = 852 -ф- 21 = 873 кг/м3.
Плотность насыщенной газом нефти на участке I (от ра до р3)
Рн! = Рн + Gipac-r = 852 + 122,4 = 974,4 кг/м3.
Определим температуру в скважине на глубине рн по фор-
муле (IV.37)
т _ 347-325 0 . 6 , (347-2,1 —325-14,61) 10» _ „
(14,61—2,1) 10° ' (2,1 — 14,61)10»
Объемные коэффициенты нефти на устье скважины, на глу-
бине рн и на забое находим по номограмме Стендинга (см. IV.20)
в зависимости от значений Г, р,, рн и Т. Они равны:
£>„=1,07; Ь.} = 1,34; Ь3 1,345.
Плотность нефти с учетом объемного коэффициента:
на устье скважины
Ру = Рн.у/^у == 873/1,07 = 816 кг/м3;
на глубине начала насыщения нефти газом
РРн = Рп1/ЬРи = 974,4/1,34 = 727 кг/м3;
на забое скважины
Рз = Р„А = 974,4/1,345 = 724 кг/м3.
Определяем на участке подъемника от ру до рн среднюю плот-
ность нефти
Рср = (РРн + Ру)/2 = (727 + 816)/2 = 772 кг/м3;
средний объемный расход нефти
977.1П3
Qep = QH/Pep86 400 = = 4,16- IO’3 м3/с;
Пользуясь формулой (IV.27), определим давление на глубине
перехода первой структуры смеси во вторую
105-7,23-10-6-12,2- 10е
Р =
10..7.23.10-' +0.25 +0,05
= 8,7 МПа.
При давлении 8,7 МПа имеем температуру в зоне перехода по
формуле (IV.37) = 337 К-
Аналогично предыдущему определим сначала плотность нефти
с учетом растворенного газа в точке р, объемный коэффициент
нефти в этой точке Ьр, а затем с учетом &р плотность нефти, которая
равна рр = 765 кг/м3.
Средние значения рср на I, II и III участках подъемника соот-
ветственно будут: 726, 746 и 791 кг/м3. Далее находим для всех
трех участков величины QH, ср, равные: Qcp j = 4,42-10~3 м3/с;
Qcp п = 4,29-10-3 м3/с и Qcp 1п= 4,06-10"3 м3/с. Средняя темпера-
тура на участках подъемника Tcpi = 345,5 К; Тсри = 340,5 К
и Лр ш — 331 К.
На II и III участках подъемника средние давления равны
Рср. п = (8,7 + 12,2)-106/2 = 10,45 МПа;
Рср. ш = (2,1 + 8,7) 10е/2 = 5,4 МПа.
Коэффициенты сжимаемости газа по кривым Брауна равны
гп = 0,54; иш = 0,72.
Значения средней плотности газа будут
Рср. II 7ср. п ~
Рг. ср. п = Рг 293 1 =
. оог. 10,45- 10е 340,5 п е. , ,
= 1,385 -0 1.106-29F'0,54==9 кг/м ’
, оо_ 5,4-Ю6 331 Л „„ ,3
рг. ср. ш = 1,385 ojTioT- 293 -0,72 = 61 кг/м3.
Средний газовый фактор (за вычетом растворенного в нефти
газа) на II и III участках подъемника определим по формуле
(IV.36)
Гп = (88,4 - 7,23- НГ6-10,45- 10е) -0,54 = 8,02 м3/м3;
Гш = (88,4 - 7,23-10'6-5,4- 10е) ^--0,72 = 40,2 м3/м3.
Zc7<J
Объемные скорости газа на участках подъемника определим
по формуле (IV.35)
8,02-4,29-10-М,Ы06 In
Vcp.. п =------(12,27—8,7)10*" ' = °’329 • 10-8 м3/с;
40,2-4,06-Ю-з.0,1-106 In
Vcp. in -------(8,7-2,1) Юз-----~ = 3,44 - IO"3 м3/с.
На II участке подъемника, где скольжением газа пренебре-
гаем, скорости движения газа и смеси равны. Они определяются
по формуле (IV.34).
(4,29 + 0,329) 10-3 . ,
сгц Ссц з 02-10-3 1,53 м/с.
Плотность смеси на II участке подъемника определим по фор-
муле (IV.32)
Реп == 746 - Т-?231^з°ТТ3- (746 - 91) = 700 кг/м3.
По графику (см. рис. IV.21, кривая /), выполненному по
расчетным данным нескольких скважин Западно-Тэбукского неф-
тяного месторождения, имеем гидравлический уклон для II уча-
стка
K:nccii/2gd = 0,033.
Высоту столба смеси эмульсионной структуры определим по
формуле (IV.31)
, _ (12,2 —8,7) 106 .Q9
Пс11 — 700-9,81 (1 +0,033) ~ М'
По формуле (IV.34) определим скорость движения смеси
на III участке подъемника
(4,06 +3,44) 10-3 о .о ,
^сш 3,02-10-з 2,48 м/с.
Скорость газа на этом участке находим из формулы (IV.33), ’
решая квадратное уравнение, сгШ = 3,25 м/с.
Плотность смеси с учетом скольжения газа на III участке
подъемника определим по формуле (IV.32)
Реш = 791 - -^444^(791 - 61) = 535 кг/м3.
По графику (см. рис. IV.21, кривая 7) найдем для III участка
величину гидравлического уклона
^сщС2 сш/2gd = 0,095.
Высота столба смеси при второй структуре потока по формуле
(IV.31) составит
, (8,7 — 2,1)10» , 14С
«ЫН — 535.д181 (1 +0,095) ~' 114(3 М’
Суммарная высота столбов смеси на участках II и ПГпо фор-
муле (IV.30)
hc = hcU -Ь ЛсШ = 492 + 1146 = 1638 м.
Определим скорость движения нефти на I участке подъемника
сн1 == Qcpi/f = 4,42 • 10-3/3,02 -10-3= 1,46 м/с.
По графику (см. рис. IV.21, кривая 2) найдем гидравлический
уклон для первого участка
^nic2»i/2gd = 0,035.
Потери давления на I участке определим по формуле (IV.29)
А/>! = 726-9,81 (1907- 1638) (1 + 0,035) = 1,98-106 Па.
Величина забойного давления по формуле (IV.28) составит
ps = (12,2 + 1,98) 10е = 14,18- 10е Па.
По сравнению с замеренным давлением абсолютная погреш-
ность составляет 14,61— 14,18 = 0,43 МПа; относительная по-
грешность
-^—^-100= 2,9%.
Такая погрешность вполне допустима для расчетного метода.
7. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Все существующие способы освоения скважин основаны на
принципе снижения забойного давления. При этом создаются
условия для притока жидкости из пласта к забою скважины.
Забойное давление определяется по формуле
Рз = Рж^ + Ру, Па, (IV.38)
где Н — высота столба жидкости в скважине, м; рж — плотность
жидкости, кг/м3; ру — давление на устье скважины, Па.
Видно, что от этих трех параметров зависит забойное давление.
Поэтому в скважинах с высоким и средним пластовым давлением
желаемого результата можно достигнуть путем понижения устье-
вого давления до нуля, и затем путем постепенного снижения
плотности жидкости в скважине за счет перехода с глинистого
раствора вначале на воду, а потом на нефть и аэрированную
жидкость. Применяют также снижение уровня жидкости компрес-
сорным способом. В случае очень низкого пластового давления
применяется метод поршневания скважины.
Задача 37. Определить забойное давление при освоении сква-
жины разными способами.
Исходные данные: глубина скважины Н = 1700 м; пластовое
давление рпл = 18 МПа; плотность заполняющей скважину жидко-
сти рж = 1200 кг/м3; диаметр эксплуатационной колонны D =
= 0,15 м; давление на устье скважины ру = 1 МПа.
Рассмотрим возможные способы снижения забойного давления
при освоении данной скважины.
1. Снижение устьевого давления до нуля. В этом случае в фор-
муле (IV.38) второе слагаемое ру = 0. Следовательно, забойное
давление в скважине будет
р3 = РжёН = 1200 • 9,81 • 1700 = 20 • 106 Па.
Видим, что р3 > р11Л. При этом условии притока жидкости из
пласта в скважину еще нет. Поэтому применим следующий способ.
2. Снижение плотности жидкости в скважине. Этого можно
достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрирован-
ной нефти. В первом случае при рж = 850 кг/м3 забойное давле-
ние составит
р3 = 850-9,81 -1700 -= 14,2-106 Па.
Во втором случае при газированной нефти плотностью рж =
= 500 кг/м3 забойное давление снизится до
рз = 500-9,81 • 1700 = 8,33 106 Па.
3. Компрессорный способ. Максимальное забойное давление
при этом способе будет равно сумме рабочего давления воздуха
(газа) у башмака подъемных труб и давления столба жидкости
от башмака до забоя, т. е.
Р3 = PBgL + Ржё (Н — L), (1V.39)
где L — глубина спуска подъемных труб, равная 1500 м; рв —
плотность воды, заполняющей подъемные трубы, равная
1000 кг/м3.
По формуле (IV.39) имеем
р3= 1000-9,81-1500+ 1200-9,81-(1700- 1500) =
= 18,05-106 Па.
4. Поршневание скважины. Определим приближенно, через
сколько времени можно вызвать приток жидкости из пласта
в скважину без учета поступления жидкости на забой в процессе
поршневания.
Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи
поршня, можно определить по формуле
Q, = 0,785D+CT, (IV.40)
где йст — статический уровень жидкости, равный 500 м.
По формуле (IV.40) имеем
Qx = 0,785-0,152-500 = 8,85 м3.
Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня,
определяется по формуле
Q2 = л (d? — d2K)h/4, , (IV.41)
где dT — внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
dK — диаметр каната, м; h — среднее погружение поршня под
уровень, м.
В данном примере эти величины равны: dT = 0,05 м; dK =
= 0,0185 и h = 150 м.
Следовательно, по формуле (IV.41) получим
Q, = л (0,052 - 0.01852) • 150/4 = 0,255 м3.
Средняя глубина спуска поршня
hcp = /iCT + 0,5/i = 500 + 0,5-150 = 575 м.
При средних скоростях спуска и подъема поршня соответ-
ственно v± = 2 м/с и и2 = 5 м/с найдем необходимое время:
на спуск поршня*
t± = = 575/2 = 287 с;
на подъем поршня
Л-СГ)
/2 = —= 575/5 = 115 с.
v2
Время на один рейс с учетом 30 с на процессы замедления
скоростей в начале пуска поршня вниз и при подходе поршня
к устью скважины
t = t2 4- 30 = 287 4- 115 4- 30 = 432 с или 7,2 мин.
Общее время на откачку всего столба жидкости до статиче-
ского уровня
Т — t = 7,2 = 2500 мин или 41 ч 40 мин.
42 О,ZOO
Только после этого начнется движение жидкости из пласта
в скважину. Для стабильности дебита необходимо создать опре-
деленную депрессию путем дальнейшего понижения уровня ниже
статического.
V. ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНЫХ И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА В ПОДЪЕМНЫХ ТРУБАХ
ФОНТАННЫХ СКВАЖИН, ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ И К. П. Д.
ПОДЪЕМНИКА
Задача 38. Скважина фонтанирует за счет гидростатического
напора без выделения свободного газа в подъемных трубах.
Требуется определить гидравлические потери напора, забойное
давление и к. п. д. подъемника при фонтанировании по подъемным
трубам и по эксплуатационной колонне.
Исходные данные: глубина скважины Н = 2900 м; внутренний
диаметр эксплуатационной колонны D = 150 мм; подъемные
трубы с внутренним диаметром d = 62 мм спущены до верхних
перфорационных отверстий; дебит скважины Q — 320 т/сут; рабо-
чее давление на устье скважины при фонтанировании по 62-мм
трубам Ру — 11,5 МПа; коэффициент продуктивности скважины
К = ИО т/сут-МПа; плотность нефти р = 860 кг/м3 (0,86 т/м8);
кинематическая вязкость нефти при средней температуре в сква-
жине 383 К v = 10-10'8 м2/с.
Фонтанирование по 62-мм подъемным трубам
Средняя скорость движения нефти
Q
' nd2
р 86 400
г 4
320-4
0,86-3,14-0,0622-86 400 == М3 М/С.
Критерий Рейнольдса
Re = vKd/v = 1,43 • 0,062/10 • IO'6 = 8860.
Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопроти-
вления
0,3164
4 __
КRe
0,3164
8860°’25
= 0,0327.
Гидравлические потери напора при движении нефти в 62-мщ
колонне труб
1 Р А лоо-7 2900-1,432 860
ргр = 0,0327------2-----
= 1,34-10е Па = 1,34 МПа.
Гидростатическое давление столба нефти в скважине
рст = pgH = 860-9,81 -2900 - 24,5- 106 Па -= 24,5 МПа.
Потери скоростного напора при va = 1,43 м/с ничтожно малы,
поэтому ими пренебрегаем.
Забойное давление
Р, = Рт₽-f-Рст + Ру = 1,34 4-24,5 4 11,5 = 37,34 МПа.
К. п. д. подъемника при фонтанировании по 62-мм колонне
____ 1 ! - о
1 ~~ /.7 , 0,0327 1,432_’
Н2-9,81-0,062
Перепад давления на забое
Др = Q/K = 320/110 • 10 6 =2,91-10е Па = 2,91 МПа.
Пластовое давление
Рпл = Рз + Ар — 37,34 4-2,91 = 40,25 МПа.
Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта
на поверхность)
Лобщ = Рст/Рпл = 24,5/40,25 = 0,61.
Фонтанирование по 150-мм эксплуатационной
колонне
При фонтанировании скважины при том же дебите и забойном
давлении по 150-мм эксплуатационной колонне уменьшатся гидра-
влические сопротивления и повысится устьевое давление.
Средняя скорость движения нефти
vH = 320• 4/0,86• 3,14 0,152• 86 400 = 0,244 м/с.
Критерий Рейнольдса
Re = 0,244-0,15/10-10-6 = 3660.
Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопро-
тивления
А = 0,3164/36600'25 = 0,0407.
Устьевое давление
Ру Ра Pct Р гр
= 37,34 - 24,5 - 12>64 МПа.
U, 10^ 1и°
К. п д. подъемника при фонтанировании по 150-мм эксплуата-
ционной колонне (без учета потерь энергии в штуцере)
11 = 0,0407 0,2442 = °’992
1 + 2 9,81 0,15
Из рассмотренного примера видно, что при фонтанировании
по эксплуатационной колонне вследствие уменьшения гидравли-
ческих сопротивлений буферное давление повышается на 1,14 МПа,
в результате чего удлиняется период фонтанирования и создается
возможность увеличения депрессии и дебита скважины. Но прак-
тически это возможно только в частном случае, когда для освоения
скважины не требуется спускать фонтанные трубы (из-за высокого
пластового давления в условиях водонапорного режима), отсут-
ствует вынос песка и забойное давление больше давления насыще-
ния нефти газом
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ СТОЛБА НЕФТИ В МЕЖТРУБНОМ
ПРОСТРАНСТВЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН (при р3 < рнас)
Задача 39. В фонтанных скважинах при р3 < р„ас газ попадает
в межтрубное пространство, где находится под давлением, часто
близким к давлению у башмака рблт. В таких случаях столб нефти
в межтрубном пространстве постепенно оттесняется до башмака
Если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра,
то забойное давление можно определить по формуле
1,2 10 4рг 0 L
Рз = Рбэш = рме , (VI)
где рм — избыточное (манометрическое) давление на устье меж-
трубного пространства, Па, е — основание натурального лога-
рифма; рг. от — относительная плотность газа, L — длина колонны
подъемных труб, м.
При негерметичности подъемных груб (плохое свинчивание,
трещины, растяжение резьбового соединения при большом весе
труб и т. д ) газ частично проникает из межтрубного пространства
в подъемные трубы Этот газ совершает меньшую работу, чем газ,
поступающий в подъемник через башмак
При установившемся движении нефти в подъемных трубах
давление у башмака подъемника уравновешивается в межтрубном
пространстве суммой давления на устье р№ и давлений от веса
столба газа hr и столба нефти Лн. В этом случае забойное давление
можно определить по формуле
„ „ J’2 10’4pr.oThr -1-Рн — hr), Па,
г з г баш — гм^
(V.2)
где hr — высота столба газа, м; р — плотность нефти, кг/м3.
Определив рбаш глубинным манометром, можно приближенно
найти высоту столбов газа hr и нефти ha в межтрубном пространстве.
По формуле (V.2), преобразуя ее, найдем графическим методом
высоту столба газа в межтрубном пространстве скважины. Если
Рз = Рбаш = 6,63 МПа; рм =
= 4 МПа; рг = 1; ри =
~ 848 кг/м3; L = 1824 м, то
Рис. V.I. График для определения высоты
столба газа в межтрубном пространстве
фонтанной скважины
имеем
. 1,2-10~4Л
4-106-2,718 г =
= 6,63-10~8-
-848-9,81 (1824 — Лг).
(V.3)
Обозначим левую часть
равенства (V.3) через q?x, а
правую — через ф2. Зада-
ваясь для hr значениями
1500, 1600 и 1700 м, находим
соответствующие им значе-
ния <рх и <р2 и строим график
(рис. V.1). Точка пересечения
линий фг и <р2 на графике и определит высоту столба газа в меж-
трубном пространстве hr — 1610 м.
Для проверки подставим это значение hr в исходную формулу
(V.2):
6,63-106 = 4-106-2,7181,2 1,г4'1 1610 + 848-9,81 (1824 - 1610).
Вычисляя, получим тождество
6,63-10е = 6,63-10е.
Это подтверждает правильность найденного значения hr.
Высота столба нефти в межтрубном пространстве будет
hH == L - hr = 1824 - 1610 = 214 м.
При больших утечках газа из межтрубного пространства по-
грешности определения hr и h„ могут быть большими.
3. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА (при р3 > р„ас)
Известно, что продолжительность периода фонтанирования
скважины зависит не только от применяемых методов поддержа-
ния пластового давления, но и от конструкции и размеров фон-
тайного подъемника. Подъемник должен обеспечить длительный
оптимальный дебит нефти при минимальном удельном расходе
энергии. К сожалению, различные рекомендуемые методы расчета
подъемника далеко не всегда удовлетворяют данному требованию.
Это в основном объясняется тем, что параметры работы фонтанных
скважин на разных месторождениях СССР изменяются в широком
диапазоне. Например, скважины сильно отличаются по величи-
нам дебита, газового фактора, коэффициента растворимости газа,
давления насыщения нефти газом, плотности и вязкости нефтей,
начального и конечного давления и температуры и т. д. С целью
создания универсальной методики расчета смоделировать и иссле-
довать работу фонтанного подъемника по всем названным пара-
метрам в лабораторных условиях практически невозможно. По-
этому А. 3. Истомин создал расчетную методику на основе обобще-
ния данных исследования большого количества различных по
параметрам работы фонтанных скважин 16 крупных нефтяных
месторождений страны.
В результате рекомендована следующая формула:
4=«(тпт + H>4Vp") [1+к <lcw 1)14-.
(V.4)
где Ар = рп — Ру/ра — давление насыщения нефти газом, Па;
Ру — давление на устье скважины, Па; L — длина расчетного
участка подъемника, где движется двухфазная газонефтяная
смесь, м; ct — коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3 X
X Па); g — ускорение свободного падения, м/с2; d — диаметр
подъемника, м; Хс — коэффициент гидравлического трения газо-
нефтяной смеси, который можно определить по формулам разных
авторов; сн — скорость движения нефти в фонтанном подъемнике
(м/с), приведенная к нормальным условиям, которая определяется
из равенства сн = QH/F, где F — площадь проходного сечения
подъемника, м2; Qn — объемная скорость движения нефти, м3/с.
Она равна QH = Q/10~3pH, где Q — дебит нефти, т/сут; р — плот-
ность нефти в нормальных условиях, кг/м3. Следовательно,
103<2 , пт кч
~ 86 400/ф ’ М^С'
Формула (V.4) пригодна для непосредственных расчетов.
Задаваясь, например, рядом различных дебитов при разном фикси-
рованном диаметре подъемника или наоборот, можно быстро
вычислить \p/L, а следовательно, L при известном А/?. Затем
в целях нахождения оптимального диаметра подъемника рекомен-
дуется применить графоаналитический способ, о чем будет ска-
зано ниже при решении задачи.
Задача 40. Рассчитать фонтанный подъемник для скважины,
если дебит нефти Q = 300 т/сут, рпл = 17 МПа, pHdc — 9,65 МПа,
ру = 0,3 МПа, а = 0,75-1O'S м3/м3-Па, р = 860 кг/м3, динами-
ческая вязкость нефти в условиях подъемника р = 1,12 мПа-с
глубина спуска фонтанных труб Н — 2067 м, коэффициент про-
дуктивности скважины К = 3,5 т/сут-МПа.
Для определения оптимального диаметра фонтанного подъем-
ника применим графоаналитический способ. Вначале зададимся
внутренним диаметром подъемника d = 50,3 мм и дебитом нефти
Q„ = 150 т/сут. Для этого случая определим приведенную ско-
рость движения нефти в подъемнике по формуле (V.5)
_ 103-150 __ . „
Сн ~ 86 400-0,00198-860 М/С‘
Коэффициент гидравлического трения газонефтяной смеси Хс
можно определить по формулам различных авторов. В данном
случае мы его определим по полученной А. 3. Истоминым простой
эмпирической формуле
Хс +(0’015 _ 103а)^ 103Н’
(V.6)
, _ 0,0165
с ~~ 1,022/3 + 0,5
4- (0,015- 103-7,5-10-°)-'|/'103- 1,12- 10~3 = 0,0184.
По формуле (V.4) определим потери напора па длине подъем-
ника, равной одному метру,
ДГ = 9,81 (1,023 1-1 + 105 0,75 1 0-6-1-2 '86°) Х
X (1 +0,0184 |10».(0.-5-10--)>+ 1Р
= 6,58-103 Па/м.
Далее, задаваясь при этом же диаметре подъемника дебитами
200, 250, 300, 350 и 400 т/сут, соответственно получим величины
&p!L равными 6,44; 6,46; 6,59; 6,79 и 7,06 кПа/м.
Аналогичный расчет выполним для 62-мм труб при дебитах
от 200 до 600 т/сут (через каждые 100 т/сут). В этом случае удель-
ные перепады давлений соответственно равны 6,64; 6,37; 6,35;
6,50 и 6,74 кПа/м.
По полученным данным построим две кривые, откладывая
на графике по оси абсцисс величины Q, а по оси ординат значе-
76
ния \p!L (рис. V.2). Кривые имеют точки минимума, которые
соответствуют \p!L, равным 6,43 и 6,34 кПа/м при дебитах 225
и 370 т/сут соответственно. Кривые такого типа можно было бы
построить и для труб других диаметров, но в нашей задаче необ-
ходимости в этом нет.
Кривые на рис. V.2 наглядно характеризуют пропускную
способность фонтанных труб применительно к данной газонефтя-
ной смеси. Они показывают, что с ростом скорости смеси суммар-
ные потери напора в подъемнике вначале уменьшаются, достигают
своего минимума, а затем на-
чинают увеличиваться. Такое
специфическое изменение сум-
марных потерь напора, объяс-
нимое изменением их составля-
ющих, означает, что одному
и тому же градиенту давления
соответствуют два разных де-
бита. Очевидно, диаметр подъ-
емника следует считать опти-
мальным в том случае, если
дебит скважины соответствует
участку кривой несколько пра-
вее точки минимума, где кривая
начинает резко подниматься.
Следовательно, для дебита по-
рядка 450 т/сут оптимальный
диаметр подъемника d=62 мм,
а для дебита порядка 290 т/сут —
d = 50,3 мм, что почти соот-
Рис. V.2. График зависимости градиен-
та давления от дебита скважины.
Подъемник d, мм 1 — 50,3; 2 — 62
ветствует условиям задачи (см.
рис. V.2, кривая 1). Теперь, пользуясь этой кривой, определим
градиент при оптимальном режиме работы подъемника &p!L =
= 6,57 кПа/м, откуда определим длину участка подъемника,
занятого двухфазной нефтегазовой смесью,
г ___ Риис — Ру
6,57-Ю3
(9,65 — 0,3) 10е
6,57-103
1420 м.
Таким образом, высота однофазного столба нефти в нижней
части подъемника будет
l = H -L = 2067 - 1420 = 647 м.
Перепады давлений на участках подъемника равны.
1. Однофазное движение. Потери давления на этом участке
определим по известной формуле Дарси — Вейсбаха
/ \
(V.7)
где рн — плотность нефти в условиях подъемника, равная
793 кг/м3; Хн — коэффициент гидравлического трения нефтг,
определенный по Блазиусу, равен 0,019; сн — средняя скорость
движения однофазной нефти, которая равна 2,21 м/с, определена
по формуле (V.5).
Следовательно, имеем по формуле (V.7):
Ар, = 793-9,81-647 (1 + 0,019 = 5-5-10е Па.
\ 2’У,о1 • U,UoUo /
2. Двухфазное движение
Арп = /’нас ~ Ру = (9,65 - 0,3) 106 = 9,35- 10е Па.
Забойное давление определится как сумма
Рз = Ар, + Ари + ру = (5,5 + 9,35 4- 0,3) 10е = 15,15- 10е Па.
Получилось р3 > рнас, что соответствует нашему условию.
Депрессия в пласте
Ар'= (17 — 15,15)-10е = 1,85 МПа.
Очевидно, что при такой депрессии и заданном коэффициенте
продуктивности К приток нефти из пласта к забою скважины
будет обеспечен с избытком.
4. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ПО КОНЕЧНЫМ
И НАЧАЛЬНЫМ УСЛОВИЯМ ФОНТАНИРОВАНИЯ
Задача 41. Исходные данные: внутренний диаметр эксплуата-
ционной колонны D = 0,15 м; подъемные трубы спущены до
верхних отверстий фильтра; L = 2000 м; начальный дебит сква-
жины QH = 350 т/сут; конечный дебит скважины QK = 90 т/сут;
начальный газовый фактор GH = 500 м3/т; абсолютное начальное
забойное давление (давление у башмака) р1н = 15 МПа; абсолют-
ное конечное забойное давление р1к = 12,5 МПа; абсолютное
конечное давление на устье р2к = 0,5 МПа; плотность нефти р =
= 900 кг/м3. Требуется определить оптимальный диаметр фонтан-
ного подъемника.
При расчете диаметра фонтанных труб нужно стремиться
к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила
получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтани-
рования.
Для этого находим оптимальный диаметр подъемника по конеч-
ным условиям фонтанирования скважины по формуле А. П. Кры-
лова:
d = 188 V —У— 9^9------------------- , мм, (V.8)
г Р1к Ргк г PS/- — (Р1к — Рак)
где обозначения и размерности соответствуют указанным в усло-
вии задачи.
Подставляя в формулу (V.8) значения входящих величин,
получим
4 , qq j f 900-2000 -,У 90-9,81-2000
d— loo |/ (12,5 —0,5) 106 V 900-9,81-2000 —(12,5 —0,5) 10е
= 48,8 мм.
Принимаем ближайший стандартный d = 50,3 мм.
Рис. V.3. График для определения давления на устье фон-
танного подъемника
Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную
пропускную способность по формуле
г; ____ 15,2-10 8d3 (Рт—Ран)1,5 /ту п-]
Чгаах— 0,5 ,1,5 ' ' '
Р ь
В этой формуле (V.9) неизвестная величина — давление на
устье скважины в начале фонтанирования р2н, которое можно
определить из выражения
(Ан ~ Ан) 1g — (V-10)
1^1н гм s рзн d°’sGH
Для облегчения нахождения р2п можно воспользоваться гра-
фиком (рис. V.3), но для этого надо найти значение абсциссы:
3,88pL- 3,88-900-20002 Л ч л
d°'5Gtt ~~ 50,30,5-500 = 3,94-10.
По этому графику находим абсолютное давление на устье
р2н = 5,8 МПа, при забойном давлении в начале фонтанирования
р1н = 15 МПа.
Находим максимальную пропускную способность подъемника
диаметром 50,3 мм по формуле (V.9)
п 15,2-10-8-50,33 [(15 — 5,8) 106]2 о„о ,
Qmax = -----------------— = 208 Т/СУТ.
9ОО0’5-2000м
Найденный диаметр подъемника не может пропустить более
высокий начальный дебит скважины (<?н = 350 т/сут), а поэтому
следует определить необходимый диаметр подъемника по началь-
ным условиям фонтанирования скважины из расчета его работы
на максимальном режиме, используя формулу
^—188 / —(V.11)
Следовательно,
z з _________________________
d== 188 35O-9OO0’5 = 60,5 мм.
Г (15 — 5,8)10" v
В этом случае можно принять одноступенчатый подъемник
с d = 62 мм или эквивалентный полученному расчетом с нестан-
дартным диаметром двухступенчатый подъемник из труб с диа-
метром в нижней части 50,3 мм и в верхней — 62 мм. Такой подъ-
емник не будет работать с максимальным к. п. д. в конце фонтани-
рования, поэтому фонтанирование скважины прекратится не-
сколько раньше.
Подъемник принятого диаметра можно спустить в эксплуата-
ционную колонну D = 0,15 м, так как d < 0,5D (dHap = 73 мм).
5. РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ СПУСКА
ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ ПРИ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
Задача 42. Исходя из условий прочности насосно-компрессор-
ных труб на разрыв в опасном сечении, на страгивающие нагрузки
в резьбовом соединении и на внутреннее давление, определить
максимальную глубину спуска ступенчатой колонны гладких
насосно-компрессорных труб из стали группы прочности Д для
фонтанирующей скважины, имеющей диаметр обсадной колонны
D = 0,15 м. Возбуждение скважины намечается осуществить мето-
дом постепенного снижения плотности жидкости. Колонна должна
состоять из труб наружным диаметром 60, 73 и 89 мм.
При расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидко-
сти, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве во
время работы скважины может быть оттеснен до башмака колонны
труб или находиться вблизи него.
Растягивающие нагрузки, вызывающие напряжения в опасном
сечении, равные пределу текучести материала, определяются по
формуле
G = -f(^-^)oTeK, (V.12)
где с?! — диаметр трубы по впадине нарезки в корне первого
витка, см; d2 — внутренний диаметр трубы, см; отек — предел
текучести материала труб группы прочности Д, отек = 372 МПа.
По формуле (V.12) предельные нагрузки равны:
для 60-мм труб
G, (5,74а - 5,ОЗ2)- ИГ4-372-106 223 • 103 Н,
для 73-мм труб
G2 ^~4-(7,ОГ2 - 6,22)-ЬТ4-372- 10е -= 313-103 И;
для 89-мм труб
G3 = -Ц^(8,62 — 7,592)-10~4-372-10е = 477-103 Н.
Длину каждой ступени насосно-компрессорных труб по усло-
виям прочности на разрыв определим по формулам:
(V.13)
/? = (Gz - G>?3; (V.14)
/3 = (G3-GJ/^3. (V.15)
Здесь а — коэффициент запаса по отношению к пределу теку-
чести материала, принимаем его равным 1,5; q — вес 1 м длины
труб с муфтами, Н/м; q3 = 68,7 Н/м, q2 = 94,2 Н/м и q:t = 134 Н/м
(см. прил. 3).
Длина 60-мм труб по формуле (V.13)
h -= 223 103/1,5 • 68,7 = 2170 м.
Длина 70-мм труб по формуле (V.14)
/2 •= (313 — 223) 103/1,5-94,2 -=637 м.
Длина 89-мм труб по формуле (V.15)
, (477 — 313) 103 Q1C
1,5-134 ^816 м-
Общая максимальная глубина спуска трехступенчатой ко-
лонны труб
Д = + /2 + /3 = 2170 + 637 + 816 = 3623 м.
Выполним проверочный расчет принятой колонны гладких
насосно-компрессорных труб из стали группы прочности Д на
расстройство муфтовых соединений по формуле Яковлева
Рстр =----, н> (V16)
1 + -gf ctg (а + <р)
где D — средний диаметр трубы в основной плоскости резьбы
(по первой полной нитке), см; б — толщина стенки трубы по
впадине первой полной нитки, см; I — полезная длина нарезки
(нитки с полным профилем), см; а = 60° — угол между гранью
нарезки и осью трубы; ф = 18° — угол трения металла по ме-
таллу.
По формуле (V.16) вычислим страгивающие усилия:
для 60-мм труб
Р
* стр
3,14 -5,758 • 0,368 • 10-4• 372 • 10б
'+riSct8<60 + 18>'
для 73-мм труб
стр
3,14-7,028-0,415-10-4-372-10б
= 205-103 Н;
*
= 287- 103Н;
1 +S?ctg(6o+18)'
для 89-мм труб
стр
3,14 8,615-0,52-10-4-372-106
1 +Й&С^(6О + 18)0
& • *1, / о
= 452-10® Н.
Предельная длина труб каждой ступени из стали группы проч-
ности Д из расчета допустимого страгивающего усилия по фор-
мулам (V.13), (V.14) и (V.15):
для 60-мм труб
/, = 205-1071,5-68,7= 1992 м;
для 73-мм труб
4 = (287 - 205) 1071,5 • 94,2 = 583 м;
для 89-мм труб
. (452 —287) 103 оо„
/з== - 1,5-134 = 82° М‘
Общая максимальная длина спуска трехступенчатой колонны
труб с учетом страгивающих усилий
L = 4- /2 4- /3 = 1992 4- 583 + 820 = 3395 м.
Допускаемое внутреннее давление по формуле Барлоу равно
Рдоп == (V.17)
где 6 и dH — соответственно толщина стенки и наружный диаметр
трубы, мм (см. прил. 4); а — запас прочности, который прини-
мается равным 2.
По формуле (V.17) имеем допускаемые внутренние давления:
для 60-мм труб
Рдоп = 2 • 3,68 372 • 10760,3 • 2 = 22,7 • 10е Па;
для 73-мм труб
Рдоп = 2-4,15-372-10773-2 = 21,2- 10е Па;
для 89-мм труб
/+„ = 2-5,2-372-10789-2 = 21,7-106 Па.
При рассчитанных предельных глубинах спуска насосно-
компрессорные трубы из стали группы прочности Д будут испыты-
вать внутренние давления (при плотности воды рв = 1000 кг/м3):
89-мм трубы
рвё/3= 1000-9,81-820 = 8,04-106 Па;
73-мм трубы
pBg(4 + 4)-= 1000-9,81 (583 + 820)= 13,75-106 Па;
60-мм трубы
pBgZ.= 1000-9,81-3395 = 33,3-10е Па.
ГОСТ 3845—75 для гидравлических испытаний труб предусма-
тривает следующие давления (табл. V.1).
Как видно из табл. V.1, трубы диаметром 60 мм из стали
группы прочности Д не удовлетворяют требованию гидравли-
ческого испытания (фактическое давление 33,3 МПа, а допу-
скаемое 25,5 МПа).
Фактические страгивающие усилия для трехступенчатой ко-
лонны (3395 м) ниже разрывных усилий (3623 м), что вполне
нормально.
Т а б л и ц а V. 1
Давления для гидравлических испытаний труб (в МПа)
Условный диаметр труб, мм Группа прочности стали
д К Е Л, М
До 73 25,5 30 30 30
89 24,5 29 30 30
102, 114 21,0 25 27 30
6. РАСЧЕТ КОМПРЕССОРНОГО ПОДЪЕМНИКА
Задача 43. Рассчитать компрессорный подъемник (т. е. опре-
делить его диаметр, длину и потребный расход газа) по А. П. Кры-
лову для скважины, работающей с ограниченным отбором
жидкости. ।
Исходные данные: глубина скважины Н = 1320 м; внутрен-
ний диаметр эксплуатационной колонны D — 0,15 м; пластовое
давление рпЛ = 5 МПа; коэффициент продуктивности К =
= 80 т/сут-МПа; максимально допустимая депрессия Др =
= 1,2 МПа; плотность нефти рн = 900 кг/м3; средняя плотность
смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб рс= 871 кг/м3;
газовый фактор скважины G = 30 м3/т; коэффициент раствори-
мости газа в нефти а = 5 1/МПа; располагаемое абсолютное рабо-
чее давление рр = 2,85 МПа; абсолютное давление на устье (вы-
киде) ру— 0,12 МПа. Приток нефти в скважину происходит по
линейному закону. Воды и песка в нефти нет.
Допускаемый отбор нефти (дебит скважины)
Сдоп = А Ар = 80 • 10'6 • 1,2 • 106 = 96 т/сут.
Забойное давление при данном дебите
Рз = Рпл ~ Ар = (5 - 1,2) 106 = 3,8 • 10е Па.
Так как забойное давление выше, чем рабочее, и поступления
песка в скважину нет, длина подъемника будет определяться
не глубиной скважины, а располагаемым рабочим давлением
по формуле
L — Н — (V18)
Peg 7
где рбаш — давление у башмака подъемных труб, Па.
Принимая потери напора при движении газа от компрессора
до башмака труб (по опытным данным) равными 0,4 МПа, получим
Рбаш = (2,85 - 0,4) 106 -= 2,45- 10е Па.
Длина подъемника по формуле (V.18) *
, пол (3,8 — 2,45)10»
L = 1320 - --87TW— = 1163 м-
Диаметр подъемника при работе на режиме QOIIT определится
по формуле А. П. Крылова
donl -= 188 1/ —У---------------------• (V.19)
П ' Рбаш—Ру ' PHgL —(Рбаш —Ру)
. _ 1й« |/ 900-1163
«от Юб у (2,45 — 0,12)10» Х
vzi/ 96-9,81 -1163 ct-
Х У 903-9,81-1163 —(2,45 —0,12) 10» " 65 мм-
Принимаем ближайшие стандартные трубы с внутренним
диаметром 62 мм.
Оптимальный полный удельный расход газа (включая соб-
ственный газ скважины) определяется по формуле
У пол
9-ю-3/. (1 — g)
^0,5 j„ Рбаш
Ру
(V.20)
где £ — относительное погружение подъемных труб, определя-
емое из выражения
,_ Рбаш — Ру
— pHgL
(V.21)
Подставляя в формулу (V.21) входящие значения величин,
имеем
(2,45 — 0,12) 106
900-9,81-1163 '
= 0,227.
Следовательно, по формуле (V.20) получим
ПОЛ
9-10~3-J163-(1 0,227)
620,5 -0,2271g
2,45-10е
0,12-10®
=- 146 м3/т.
Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости
газа составит
г> г> ( п Рбаш +
+iar ''пол (О СХ д
ис Гоп с ш-6 (2,45 + 0,12)10® "I з
= 146— 30-5-10 6 —----------—------ =123 М7Т.
Суточный расход газа будет
^нагФдоп = 123-96 = 11800 м8/сут.
Для облегчения и ускорения расчетов определим, используя
те же исходные данные, диаметр подъемных труб и удельный
расход газа по номограмме А. П. Крылова (рис. V.4). Для этого
имеем: дебит скважины фдоп = 96 т/сут; относительное погруже-
ние подъемных труб £ = 0,225 (или 22,5%); абсолютное давление
у башмака подъемника рбаш = 2,45 МПа; приведенный динами-
ческий уровень, который определяется по формуле
, , Рбаш—Ру (2,45 — 0,12)10® ПГ|А
= - .... 900--9;8/---= 900 м.
Для определения диаметра подъемника на номограмме ог
точки 22,5 (процент погружения подъемных труб) на оси ординат
первого квадранта восставим перпендикуляр вправо, а из точки
Q = 96 т/сут на оси абсцисс этого же квадранта — вверх. Пере-
сечение этих линий определит диаметр подъемника d = 62 мм
в условиях оптимального режима.
Для определения удельного расхода газа из точки 22,5%
на оси ординат первого квадранта восставим перпендикуляр влево
до пересечения с линией рбаш = 2,45 МПа во втором квадранте,
после чего восставим перпендикуляр до пересечения с линией
h0 = 906 м в третьем квадранте. От точки пересечения восставим
перпендикуляр вправо до линии, соответствующей условному
Рис. V 4 Номограмма А П. Крылова для расчета компрессорного
подъемника (принято ру = 20 кПа, р = 900 кг/м3).
^опт’ ^тах
диаметру труб d = 73 мм в четвертом квадранте и, наконец,
восставим перпендикуляр вверх до пересечения с осью абсцисс,
на которой находим удельный расход газа /% = 146 м3/т.
Задача 44. Рассчитать и подобрать подъемник для компрессор-
ной скважины, допускающей практически неограниченный отбор
жидкости.
Исходные данные: глубина скважины Н = 920 м; длина филь-
тра h — 20 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны
D = 0,15 м; пластовое давление р|1Л = 2,8 МПа; плотность нефти
р = 850 кг/м3; газовый фактор G = 75 м3/т; коэффициент продук-
86
тивности к = 50 т/сут-МПа. Индикаторная линия притока вы-
ражается прямой; допустимый удельный расход нагнетаемого
газа /?наг = 400 м3/т; абсолютное давление на устье ру = 0,2 МПа.
Искомыми параметрами в данном случае будут размеры подъем-
ника (L и d), дебит скважины и расход газа.
Так как отбор жидкости не ограничен, то для получения наи-
меньшего давления на забое скважины длину подъемника берем
равной глубине’’скважины до верхних отверстий фильтра, т. е.
L = Н — 20 = 900 м.
Рис V 5. График зависи-
мости давления у башма-
ка подъемных труб от уде-
льного расхода газа
Полный удельный
задачи,
«ПОл = «наг + G = 400 + 75 = 475 м3/т.
Для определения давления у башмака, а следовательно, и
у забоя скважины воспользуемся графиком (рис. V.5), выража-
ющим зависимость между давлением у башмака и удельным рас-
ходом газа. Для этого от точки R = 475 м3/т на оси абсцисс восста-
вим перпендикуляр до линии L = 900 м и повернем влево. На оси
ординат получаем приближенное значение избыточного давления
у башмака рбаш = 1 МПа (абсолютное давление рбаШ = 1,1 МПа).
Дебит скважины определяем по уравнению притока, принимая
/? = «(//1Л-//,) =-50-1O’’G(2,8- 1)-10° =- 90 т/сут.
Диаметр подъемника определим по формуле А. П. Крылова
(V.8) ______________ ____________________________
, 1ОО 1/ 850-900 3/ 90 9,81 900
d— 1»О |/ (1 _0,2)106 У 850-9,81-900 —(1,1 —0,2) 10“ —
= 86 мм.
Принимаем стандартный внутренний диаметр трубы d = 76 мм.
Часовой расход нагнетаемого газа с учетом поправочного
коэффициента k составит
D D Qk 400 90-0,912 3,
«ч = «наг ^4- = -----2Г----- = 1368 М /Ч-
Поправочный коэффициент k = 0,912 введен потому, что гра-
фики зависимости между давлением у башмака и удельным рас-
ходом газа (см. рис. V.5), которыми пользовались, составлены
для труб диаметром 62 мм, а мы приняли диаметр подъемных
труб равным 76 мм. Для подъемных труб диаметром 50,3 мм по-
правочный коэффициент составляет 1,12, а для труб диаметром
100,3 мм — 0,8.
7. РАСЧЕТ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ КОМПРЕССОРНОГО
ПОДЪЕМНИКА
Задача 45. Пусковое давление компрессорного подъемника
зависит от конструкции и системы подъемника, от высоты стати-
ческого уровня жидкости в скважине, а также от проницаемости
пласта и темпа продавливания жидкости в скважину в пусковой
период.
Определим пусковое давление для подъемника двух- и одно-,,
рядной конструкции кольцевой системы и для подъемника цен-
тральной системы в условиях отсутствия и наличия поглощения
жидкости пластом и различной высоты статического уровня
в скважине.
Исходные данные: внутренний диаметр эксплуатационной ко-
лонны D = 150 мм; внутренний диаметр наружного ряда подъем-
ных труб (/„ = 100,3 мм; внутренний диаметр внутреннего ряда
dB = 62 мм; статический уровень (от устья) /гст = 600 м; длина
подъемника L = 1000 м; плотность нефти р = 900 кг/м3. /
Для подъемника двух- или полуторарядной конструкции коль-
цевой системы при отсутствии поглощения жидкости пластом
(что возможно при быстром продавливании жидкости и очень
плохой проницаемости пласта) необходимое пусковое давление
находим по формуле
/’пуск — hCTpg——2 "2 - 2 > Па, (V.2z)
D ‘ — ан + ав
где глубина погружения подъемных труб под статический уровень
йсТ = L — h„= 1000 — 600 = 400 м.
По формуле (V.22) имеем
о Щ2
Рпуск = 400-900-9,81 q jg2_о,12-|-0,0б2а =
= 4,8-10» Па = 4,8 МПа.
В случае однорядной конструкции подъемника при диаметре
подъемных труб d = 62 мм и отсутствии поглощения жидкости
пластом
Рпуск = ~ = 400 • 900 9,81 = 20,7 10» Па.
В случае работы подъемника d -= 62 мм при центральной
системе
' па о 152
/’пуск = hcrPg = 400 • 900 -9,81 о(152_2"о,О62а ~
= 4,27-IO6 Па.
При полном поглощении пластом всей жидкости, вытесняемой
из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной
и подъемными трубами (случай редкий, возможный при медлен-
ном продавливании жидкости в скважину и хорошей проница-
емости пласта), пусковое давление зависит только от глубины
погружения подъемных труб под статический уровень
Рпуск = hCTpg = 400-900-9,81 = 3,53-106 Па.
При частичном поглощении жидкости пластом (наиболее ре-
альный на практике случай) в правую часть формулы следует
вводить коэффициент k№, учитывающий снижение столба жидко-
сти, вытесняемой в подъемные трубы вследствие поглощения ее
пластом. Значения этого коэффициента могут колебаться в широ-
ких пределах (от нуля до единицы), и их можно определить в каж-
дом случае только опытным путем. Поэтому пусковые давления
рассчитывают обычно без учета поглощения, что приводит к за-
вышению расчетного пускового давления и увеличению запаса
мощности компрессорных агрегатов.
При пуске в работу компрессорных скважин, оборудованных
однорядным подъемником кольцевой системы, и при высоких
статических уровнях жидкости возможны случаи, когда не по-
требуется высокое пусковое давление, определенное расчетом.
Тогда вытесняемая из кольцевого пространства жидкость подни-
мается в подъемных трубах до устья скважины раньше, чем столб
жидкости целиком оттеснится от башмака подъемника. Макси-
мально возможное пусковое давление при этом равно гидростати-
ческому давлению столба жидкости в подъемных трубах, т. е.
в заданных условиях
Апах = Трн£= 1000•900 - 9,81 = 8,82•10е Па.
Из полученных результатов видно, что пусковое давление имеет
наименьшее значение при полном поглощении жидкости пластом,
затем в случае применения подъемника центральной системы
и двухрядного подъемника кольцевой системы.
8. РАСЧЕТ МЕСТА УСТАНОВКИ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ
ПРИ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Задача 46. Рассчитать для компрессорного подъемника одно-
рядной конструкции кольцевой системы установку пусковых
клапанов У-1-М конструкции Г. В. Исакова и А. П. Крылова.
Исходные данные: глубина скважины Н — 1800 м; диаметр
эксплуатационной колонны D = 0,15 м; диаметр подъемных труб
d = 62 мм; длина подъемных труб L = 1500 м; статический уро-
вень от устья /гст = 800 м; плотность жидкости р = 900 кг/м3;
давление в пусковой линии у устья скважины рпуск = 4,6 МПа;
давление у башмака подъемника во время его нормальной работы
Рис. V.6. Номограмма для расчета размещения пусковых клапанов
Рбаш = 2,8 МПа; расход газа при нормальной работе скважины
V = 500 м3/ч.
Для пуска в работу данной скважины путем продавливания
жидкости из затрубного пространства через башмак потребова-
лось бы следующее максимальное пусковое давление:
PnycK = pgL = 900-9,81-1500-= 13,3-106 Па.
Давление газа 4,6 МПа недостаточно для пуска скважины
в работу, а поэтому необходимо снабдить колонну подъемных труб
пусковыми клапанами.
Определяем место установки первого клапана
U = h„ + -g- - 20 = 800 +
, 4,6-100 0,0622 оп осп
+ 900-9,81 ' 0,152 " М’
Для определения места установки второго клапана воспользуемся
номограммой (рис. V.6), по которой находим максимальный пере-
пад давления на уровне первого клапана. Он же будет и закры-
вающим перепадом давления первого клапана. Из точки 869 м
на верхней горизонтальной оси номограммы опускаем вертикаль
до кривой V — 500 м3/ч. Полученная точка оказалась ниже гори-
зонтальной штрихпунктирной линии, соответствующей пусковому
давлению 4,6 МПа. В связи с этим для клапанов У-1-М необходимо
не доходя до этой точки повернуть вправо от пересечения вер-
тикали со штрихпунктирной линией пускового давления 4,6 МПа
(точка а) и найти точку пересечения этой линии с кривой пуско-
вого давления 4,6 МПа (точка б). Далее ведем наклонную линию
влево вниз и на оси абсцисс находим точку в, соответствующую
перепаду 3,65 МПа. Следовательно, закрывающий перепад давле-
ния Лрх = 3,65 МПа.
Глубину установки второго клапана определим по формуле
= 10 = 869+ 10 = 1272 м.
Закрывающий перепад давления второго клапана находим
аналогично по той же номограмме. В данном случае вертикаль
из точки 1272 м на верхней горизонтальной оси опущена до пере-
сечения с кривой V = 500 м3/ч. Находим Др2 = 2,95 МПа.
Глубина установки третьего клапана
L, = L, + - 10 = 1272 + _ ю = 1597 м.
Учитывая, что L3 = 1597 м > 1500 м, ограничимся двумя
клапанами.
Однако следует отметить, что расчет пусковых клапанов воз-
можен по указанной формуле и номограмме до тех пор, пока спра-
ведливо неравенство
+> /iCT -j-
Рпуск
pg ’
т. е. пока в процессе пуска скважины р3 > рп„ и, следовательно,
отсутствует приток жидкости из пласта.
В данном случае мы имеем
L3 = 1597 > /гст + - 800 + ^6^1 ~ 1322 м’
а поэтому местоположение третьего клапана по номограмме найти
нельзя. Следовательно, закрывающий перепад давления Др2
следует находить по формуле
Д№= РпусК-р1-^- = 4,6-106 - 2,8-106-}Sh =
L, 1 Ovv
— 2,22-10® Па.
Глубину установки третьего клапана определим пересчетом
по вновь найденному значению закрывающего перепада давления
Л3 = Л2 + - 10 = 1272 + -д0().9-81 - - 10 - 1513 м.
Третий клапан оказался немного ниже башмака подъемной
колонны.
В связи с тем, что рабочее давление уменьшится на величину
перепада давления в клапане, третий клапан от расчетной глу-
бины 1513 м следует приподнять примерно на 20 м (до 1493 м).
При наличии в струе жидкости песка хвостовик опускают
ниже башмака подъемной колонны до фильтра, а при отсутствии
песка спускают хвостовик длиной 30—40 м для устранения пуль-
сации скважины.
Для более равномерной нагрузки на клапаны второй клапан
также рекомендуется приподнять в данном случае примерно на
10 м (до 1262 м).
После перестановки клапанов следует внести поправки на
закрывающие перепады давлений, которые будут равны
Ap; = pg(L2-Li)+ 105 = 900-9,81 (1262 - 869)+ 105 =
= 3,57-10® Па;
Д/?2 — pg (Ьз — Гг) + Ю5 = 900-9,81 >(1493 — 1262) + 105 =
= 2,14- 10е Па;
AP3 = pg(L -Д)+ 105 = 900-9,81 (1500 - 1493) + 10б ==
= 0,16-10е Па.
9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Задача 47. Дебит газовой скважины Q = 250-103 м8/сут; за-
бойное давление р3 = 9,7 МПа; пластовая температура Т —
= 305 К- Требуется определить диаметр подъемных труб.
При номинальной скорости газового потока в подъемных тру-
бах 10 м/с, которая обеспечивает вынос воды, конденсата и меха-
нических примесей, диаметр ’фонтанных труб находят по формуле
d = 72,1 I/ см, (V.23)
г Рз
где Q — дебит скважины, тыс. м3/сут (в нормальных условиях);
Т — пластовая температура, К; р3 — забойное давление, Па;
г — коэффициент сжимаемости газа, принимаем z = 1.
Подставляя значения величин в формулу (V.23), находим
внутренний диаметр фонтанных труб
d=72,l V см-
Принимаем по ГОСТ 3845—75 трубы с условным диаметром 73 мм.
В случае, если вследствие изменения условий притока газа к сква-
жине эти трубы не обеспечат получение заданного дебита, а также
в целях уменьшения гидравлических потерь на трение, можно
применить одновременную эксплуатацию скважины по фонтанным
трубам и затрубному пространству.
Задача 48. Определить максимально возможный дебит газо-
вой скважины (пропускную способность) при отборе газа через
фонтанные трубы и через обсадную колонну.
Исходные данные: внутренний диаметр фонтанных труб d =
— 62 мм (площадь сечения f = 0,00302 м2); диаметр обсадной
колонны D = 127 мм (площадь сечения F = 0,0128 м2); глубина
скважины Н = 1000 м; забойное давление р3 — 10 МПа; темпе-
ратура газа на устье Т = 300 К.
Максимальный дебит может быть при критической скорости
газа в трубах на устье при давлении 0,1 МПа. Критическая ско-
рость газа определяется по формуле
щкр = 3,33/КТ, м/с, (V.24)
где R —универсальная газовая постоянная, равная 51,5.
По формуле (V.24) имеем
щкр= 3,33/51,5-300 = 415 м/с.
Максимальный суточный дебит газа при отборе его через
фонтанные трубы равен
= дакр/86400 = 86 400 • 415 0,00302 = 108 300 м8/сут.
Максимальный суточный дебит газа при отборе его через
эксплуатационную колонну
<2экс = 86 400шкрГ = 86 400 • 415- 0,0128 = 458 • 103 м3/сут.
Задача 49. Рассчитать для газовой скважины диаметр штуцера,
если дебит скважины Q = 250-103 м3/сут, а давление на устье
ру = 9 МПа.
Диаметр штуцера определяется по формуле
d = 83,4 У Q/p-Py, мм, (V.25)
где [л — коэффициент расхода, равный 0,96.
Подставив в формулу (V.25) данные, получим
d== 83,4]/2500-103/0,96-9- 10е = 14,2 мм.
V* *
VI. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДАЧИ И ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ
ШТАНГОВОГО НАСОСА
Задача 50. Подача глубиннонасосной установки опреде-
ляется по следующей формуле:
^5= 1440-^ - S6npTi, т/сут, (VI.1)
где 1440 — число минут в сутках; D — диаметр плунжера на-
соса, м; 5б — длина хода головки балансира (сальникового штока),
м; п — число качаний (двойных ходов) в минуту, р — относитель-
ная плотность жидкости; ц — коэффициент подачи насосной уста-
новки.
Формула (VI. 1) связывает пять переменных параметров, из
которых можно определить любой при известных четырех других.
Для ускорения и облегчения расчетов по определению подачи
штанговых насосов можно пользоваться специальной таблицей
(см. прил. 5) или номограммой Иванова (рис. VI. 1), перестроен-
ной для стандартных диаметров насосов и длин хода сальникового
штока в соответствии с ГОСТ 5866—76 на станки-качалки. На
практике чаще всего приходится определять Q, D и т], ПРИ этом
произведение длины хода сальникового штока S на число качаний
в минуту п принимают таким, чтобы оно не выходило из пределов,
указанных в технических характеристиках станков-качалок. Сле-
дует ориентироваться на Smax, при котором Sn, изменяется от 22,5
до 4,5, что соответствует скорости движения плунжера 0,75 —
1,5 м/с.
Определим по номограмме (см. рис. VI. 1) фактическую подачу
насоса <2ф при следующих условиях: D = 68 мм, 5 = 1,8 м,
п = 15, 1] = 0,75 и р = 900 кг/м3. Для этого на левой ветви оси
абсцисс найдем точку, соответствующую заданному значению п,
затем проведем вертикаль вверх до значения S, а из полученной
точки проведем горизонталь вправо до пересечения с лучом D,
после чего опустим вертикаль до луча ц в четвертом квадранте
и, наконец, проведем горизонталь влево до оси ординат, где и най-
дем фактическую подачу = 105 м3/сут или 95 т/сут.
Для определения диаметра плунжера D (при известных п, S,
QT и т]) берем точку фактической подачи в нижней части оси орди-
нат и точку числа качаний п в левой половине оси абсцисс и про-
ектируем их — первую вправо до пересечения с линией заданного
значения т] и далее вверх, а вторую вверх до пересечения с ли-
нией, соответствующей длине хода сальникового штока S. Затем
из найденной точки проведем горизонталь вправо Пересечение
этих линий в правой верхней части номограммы и определит
Рис VI 1 Номограмма для определения параметров работы штаыового насоса
диаметр плунжера насоса Когда найденная точка попадет в про-
межуток между двумя лучами D, диаметр плунжера находят путем
интерполирования, и если он окажется' нестандартным, тогда
беруг ближайший стандартный диаметр, а для получения задан-
ной подачи соответственно изменяют значения параметров S и п
При этом, если принять больший диаметр, то следует в первую
очередь уменьшать п и только при невозможности выполнить это
надо уменьшить S, если же принять меньший диаметр, то следует
увеличить S и только при отсутствии такой возможности увели-
чить п
При известных п, S, D и Q по номограмме можно определить
коэффициент подачи насосной установки т).
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОДАЧИ НАСОСНОЙ
УСТАНОВКИ
Определение коэффициента подачи насоса, учитывающего упру-
гие удлинения насосных труб и штанг, требует длительных расче-
тов. Для облегчения и ускорения расчетов можно пользоваться
номограммами1 (рис. VI 2, VI 3), построенными с использованием
следующих формул.
Рис VI 2 Номограмма для определения коэффициента подачи насоса щ
1. Коэффициента подачи, учитывающего упругие удлинения
насосных труб и штанг от действия статических сил,
Т]1= 1
105ЛД /V 1 1 \
S6E fT /
(VI 2)
'Зубков Н В Номограмма для определения коэффициента наполне-
ния глубинного насоса. — «Нефть и газ», 1969, № 7, с 34—37
2. Коэффициента подачи, учитывающего выигрыш хода за счет
инерционных сил,
т]2 = 225А2«2/1012.
(VI.3)
Общий коэффициент подачи т] = ть + т|2.
В формулах (VI.2), (VI.3) L — глубина спуска насоса, м;
— длина хода головки балансира, м; п — число ходов насоса
S
Рис. VI 3. Номограмма для определе-
ния коэффициента подачи насоса т]2
в минуту; Рж — вес столба
жидкости над плунжером на-
соса, Н; /ш — сечение насосных
штанг, см2; /т — площадь се-
чения насосных труб, см2; Е —
модуль упругости металла,Па;
£1//ш—сумма значений 1//ш
для ступенчатой колонны на-
сосных штанг.
Номограммы на рис. VI 2,
VI.3 дают возможность опреде-
лять отдельно значения т]1 и т]2.
Номограмма на рис. VI.2 по-
строена следующим образом:
на оси абсцисс квадранта I
отложены значения 1//ш. В ква-
дранте I нанесены линии, соот-
ветствующие разным диаметрам
насосных труб, а в квадранте
II — величинам Рж, в квад-
ранте III приведены значения
S6 и в квадранте IV — вели-
чины L и Th-
В номограмме на рис. VI.3 нанесены значения п и L для опре-
деления Т|2-
В случае применения ступенчатой колонны штанг необходимо
вычислить среднюю площадь сечения штанг /ср и найти 1//ср.
Вес жидкости определяется
по формуле
Лк = (Рг~ Рв)^+ S GTp
или
(VI.4)
P^h^gF, (VI. 5)
где рт — давление жидкости в насосных трубах над плунжером,
Па; рв — давление всасывания насоса, Па; F — площадь сечения
плунжера насоса, м2; ^GTp— сумма сил гидравлического трения
в трубах и трения плунжера в цилиндре насоса, Н; 1гд — глубина
до динамического уровня, м; рж — плотность жидкости, кг/м3.
Задача 51. Определить % и т|2 и общий коэффициент подачи
насосной установки т], работающей в следующих условиях: глу-
бина спуска насоса L == 1500 м; глубина скважины Н = 1600 м;
диаметр насоса D,, = 32 мм; диаметр насосных штанг = 19 мм;
внутренний диаметр насосных труб dT = 50,3 мм; забойное давле-
ние р3 — 3 МПа; плотность жидкости рж = 850 кг/м3; процентное
содержание воды пв = 25%; длина хода головки балансира 5б =
= 1,8 м; число ходов в минуту п = 10.
Выполним сначала предварительные вычисления.
Плотность жидкости
рж = 850-0,75+ 1000-0,25 = 887 кг/м3.
Расстояние до динамического уровня
-н1600-тйяг- 1255 “•
Вес жидкости по формуле (VI.5)
лО/, 0 0.Ч92 .4 14
1255-887-9,81 ^^2 = 8,8-103 Н.
Для насосных штанг диаметром 19 мм 1//ш = 0,352. На
.рис. VI.2 она обозначена на оси абсцисс точкой а. Далее для
определения величины щ проводим из точки а вертикаль до пере-
сечения с линией диаметра насосных труб (точка Ь), затем гори-
зонталь влево до пересечения с линией = 8,8 кН. Из этой
точки проводим вертикаль вниз до пересечения с линией S6 =
= 1,8 м в квадранте III (точка d) и горизонталь вправо до пере-
сечения с линией L = 1500 м в квадранте IV (точка е). Вертикаль,
проведенная из точки е вниз, определит точку k, которая соответ-
ствует значению тц = 0,82.
Зная п и L, по номограмме (см. рис. VI.3) находим т]2 = 0,05.
Общий коэффициент подачи
"Ч = Л1 + Ла = 0,82 0,05 = 0,87.
Упругие удлинения насосных труб и штанг
^уд = 5б(1 — л.) = 1,8(1 — 0,82) = 0,324 м.
Увеличение длины хода плунжера за счет инерционных сил
%и = 5бП2 = 1,8-0,05 = 0,09.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОГРУЖЕНИЯ НАСОСА
ПОД ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ
Задача 52. Рассчитать минимальное погружение насоса под
динамический уровень без учета влияния газа при следующих
условиях работы: диаметр плунжера насоса D = 56 мм; клапаны
одинарные, нормального исполнения, открытого типа; диаметр
отверстия в седле всасывающего клапана d0 = 26 мм; длина хода
сальникового штока S = 1,8 м; число качаний в минуту п = 10;
кинематическая вязкость нефти v = 10~Б м2/с; упругость паров
откачиваемой нефти ру = 35 кПа; плотность нефти р = 860 кг/м3;
атмосферное давление рат = 0,1 МПа.
Минимальное погружение насоса под динамический уровень
h - Ру — Рат । $ 1 Г2 (W
“mln pg pg ~r 2 729р.3 f g
(VI.6)
где F — площадь сечения плунжера, м2; f0 — площадь сечения
отверстия в седле всасывающего клапана, м2; р — коэффициент
расхода, характеризующий пропускную способность клапана
и являющийся функцией числа Рейнольдса; значение р находят
по графику (рис. VI.4).
Рис. VI.4. График для определения коэффициента рас-
хода для различных клапанов штанговых насосов
Клапаны. 1 — завода им. Дзержинского; 2 — нормального
исполнения; 3 — закрытого типа
Число Рейнольдса
Re = dow/v, (VI.7)
где v — максимальная скорость жидкости в седле клапана, м/с:
F nnS D* nnS I 0,056 V 3,14-10-1,8 . ,
V = -7--“60-=^r -6-0-= (^026") -----------60----= 4’37 М/С-
По формуле (VI .7) получим
Re = 0,026-4,37/1СГ5 = 11 350.
По кривой р = f (Re) (см. рис. VI.4) для одинарных клапанов
нормального исполнения открытого типа находим р = 0,27.
Следовательно, по формуле (VI.6)
, _ 35-Ю3 10е 1,8 .
«нпнп 860-9,81 860-9,81 + 2 +
. 1 / °,°56 V (1.8 10)2 .. R К9 м
' 729-0,272 \ 0,026 / ' 9,81 “ °’ '
Таким образом, при погружении насоса более чем на 6,62 м
будет обеспечено условие, необходимое для поступления жидкости
в цилиндр насоса.
Задача 53. Определить с учетом влияния газа и упругих удли-
нений насосных штанг рациональную глубину погружения насоса
под динамический уровень, при которой насосная установка будет
работать с наиболее высоким коэффициентом подачи.
Исходные данные: глубина скважины Н = 1500 м; внутренний
диаметр эксплуатационной колонны D = 150 мм (F = 177 см2);
диаметр плунжера насоса D,i;I = 28 мм; наружный диаметр встав-
ного насоса D„ ~ 46 мм (F = 16,6 см2); расстояние от устья до
динамического уровня /гд = 890 м; длина хода сальникового
штока S = 1,8 м; относительное вредное пространство в насосе
т — 0,1; газовый фактор G = 200 м3/м3; коэффициент раствори-
мости газа а = 7 м8/м3 МПа; нефть безводная (пн = 1); плотность
нефти р = 850 кг/м8; колонна насосных штанг двухступенчатая
диаметром 22 мм (28%) и 19 мм (72%).
В газовом якоре сепарируется 80% поступающего в скважину
газа. Поэтому на прием насоса попадает всего 20% газа
VLE = G- 20/100 = 200 • 20/100 = 40 м3/м3.
Для полного устранения влияния свободного газа на наполне-
ние насоса (когда т}г-с. = 1) необходимо весь газ перевести в рас-
творенное состояние. Для этого потребуется давление
рр = G/a = 200/7• 10~6 = 28,6• 106 Па,
или погружение насоса под динамический уровень на
h = pplpg = 28,6 • 10e/850- 9,81 =3430 м.
Учитывая, что при ограниченной глубине скважины такое
погружение насоса под динамический уровень невозможно и во
всех случаях неэкономично, для определения рациональной
глубины погружения насоса с учетом совместного проявления
влияния газа и упругих удлинений штанг найдем общий коэф-
фициент подачи насосной установки по формуле1
п' = Г______(р + 105) (1 Ч~ т)____1 /₽ _ kP\ (VI.8)
1 L(G — ap)-0,25-108F0nH + p-|-106 JV g / 1 1
или
Tf = Пг. сПуд,
где
11г- с = [ (G - ар) 0^25- р + 10s т ] ’
F пл^л
? = 1 — khjfi-, k =----------, м2/кг;
д! г.ыо^ЗАп’
’Зубков Н. В. О рациональной глубине погружения насоса под ди-
намический уровень. — «Нефтяное хозяйство», 1963, № 4, с. 46—48.
т]г. с — коэффициент подачи, зависящий от свободного газа; цуд—
коэффициент подачи, зависящий от удлинения колонны насосных
штанг; Fnn = 6,15 см2 — площадь сечения плунжера (см. прил. 3),
/ш — площадь сечения штанг, см2; р — давление на приеме на-
соса, МПа. Остальные обозначения даны в условии задачи.
Для двухступенчатой колонны средневзвешенный диаметр
штанг (
dcp = 2,2-28 -j- 1,9-72/100= 1,98 см;
/ш = 0,785-1,982 = 3,08 см2.
Определим значения коэффициентов k и
k = 6,15-890/2,1 • 1010 -1,8-3,08 == 4,71 • 10“8 м2/кг;
| = 1 - 4,71 • 10^-890-850 = 0,964;
р __ I Рпл _________ 6,15 , 6,15_____О П7Ч
0 р ' F — FH ~ 177' 177—16,6 —
Задавшись глубиной погружения насоса под динамический
уровень h — 1060 м, при которой давление на приеме насоса р —
= 9 МПа, определим общий коэффициент подачи по формуле
(VI.8)
П' = 11г.с-11уд =
(90+ 1) 106 (1 +0,1)
(200 — 7- 10-®-9- 10е) 0,25- 10s-0,073-1 +
+ (90+1) 10s
— 0,1 X
X (0,964 - 4,71-10*8 =0,^66.
Выполним аналогичные расчеты для следующих давлений на
приеме насоса: 8; 7; 6; 5; 4; 3; 2 и 1 МПа. Полученные результаты
сведем в табл. VI. 1.
Из табл. VI. 1 видно, что с уменьшением р коэффициент цг. с
уменьшается, тогда как т)уд увеличивается. При р == 9 МПа общий
коэффициент подачи ц' = 0,866, а при р = 3 МПа т/ = 0,844.
Разница между ними составляет всего 0,022 (2,6%). Поэтому нет
смысла спускать насос на большую глубину под уровень жидкости,
Результаты расчетов т)'
Таблица VI.1
Р, МПа с П' | р, МПа Vc ’’уд Л'
9 0,970 0,893 0,866 4 0,925 0,933 0,864
8 0,967 0,901 0,871 3 0,897 0,940 0,844
7 0,958 0,909 0,870 2 0,848 0,948 0,804
6 0,950 0,917 0,870 1 0,734 0,956 0,702
5 0,937 0,925 0,867
а рационально опустить его на глубину, где давление равно 3 МПа,
что обеспечивает нормальную работу насоса. Тогда общая глу-
бина спуска насоса определится по формуле
£-^ + ^-890 + -5ilgT=1250 м.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМЕ
ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
Задача 54. Непосредственный замер давления на приеме
штанговых глубинных насосов связан с большими трудностями
(необходимостью спуска под насос глубинного манометра или
замера динамического уровня по затрубному пространству). Эту
задачу можно решить, используя динамограмму работы насоса1-
Для этого надо получить запись нагрузок в верхней (Рв.м.т)
и нижней (Рн. м. т) мертвых точках хода сальникового штока.
В верхней точке действует нагрузка от веса столба жидкости в на-
сосных трубах и веса насосных штанг в жидкости, а в нижней
точке действует только вес погруженных в жидкость насосных
штанг.
Давление на приеме глубинного насоса
Р„ = Я„рД1 -Т-) - Р‘ ~F~P° • (VI .9)
\ / "пл
где Нсл — глубина спуска насоса, м; Рш— вес колонны насосных
штанг в воздухе, Н; Р'ш— то же в жидкости, Н; РБ.к.у—
нагрузка, действующая на головку балансира в верхней мертвой
точке, Н; Д,л — площадь сечения плунжера насоса, м2.
Для определения давления на приеме насоса примем следу-
ющие исходные данные: Рш = 24,6 кН; Рш = 21,9 кН; РБ. м. т =
= 29 кН; диаметр плунжера насоса DH = 56 мм; Нсп = 900 м.
Для ускорения расчета можно воспользоваться номограммой
(рис. VI.5). В ней в квадранте I приведена нагрузка в верхней
мертвой точке Рв.м. т, в квадранте II —диаметр плунжера насоса
Da, в квадранте II — глубина спуска насоса Ясп и в квадранте
IV — вес насосных штанг в воздухе Рш. По оси абсцисс квадранта I
показан вес насосных штанг в жидкости Р'ш и по оси абсцисс ква-
дрантов II и III —давление, создаваемое насосом рн, и давление
на приеме насоса рпр.
Для решения этой задачи надо провести вертикальную пря-
мую из точки а (р'ш = 21,9 кН) до точки б квадранта I (Рв. м. т =
= 29 кН). Затем из этой точки провести влево горизонталь до
пересечения с линией DH = 56 мм в квадранте II (точка в). Из
этой точки опустить перпендикуляр до пересечения с осью давле-
1 Тищенко И. Т., Ишемгужин С. Б. Экспресс-метод опреде-
ления давления на приеме штанговых глубинных насосов. — «Нефтепромысловое
дело», 1971, № 1, с. 18—21.
ний рн и определить создаваемое насосом давление ра (точка г),
равное 3 МПа. Далее, из точки а провести вертикаль до пересе-
чения с линией Рш = 24,6 кН в квадранте IV (точка д). Из нее
провести горизонталь влево до пересечения с линией Нси = 900 м
в квадранте III (точка ё). Из этой точки восставить перпендику-
ляр к оси абсцисс, где и определится в точке ж давление на приеме
глубинного насоса pnf> = 7,8 МПа.
Рис. VI.5. Номограмма для определения давления на приеме штанговых глу-
бинных насосов
Следовательно, глубинный насос в данном случае имеет очень
большое погружение под динамический уровень, поскольку /?пр
в нормальных условиях работы насоса не должно превышать
3 МПа.
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ ХОДА И ДИАМЕТРА ПЛУНЖЕРА,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МАКСИМАЛЬНУЮ ПОДАЧУ НАСОСА
Задача 55. Определить длину хода плунжера по статической
(элементарной) и динамической теории (по формулам И. А. Пар-
ного и Л. С. Лейбензона) и сравнить полученные результаты.
104
Исходные данные: диаметр плунжера насоса £)пл = 43 мм;
диаметр насосных штанг <7Ш = 22 мм; диаметр насосных труб
dT = 62 мм; глубина спуска насоса L = 1500 м; длина хода саль-
никового штока S = 2,1 м; число качаний в минуту п = 9 и 15;
плотность жидкости р — 900 кг/м3.
1. Длина хода плунжера по статической теории определяется
по формуле
_ о / , । 225++ \ . „ / 225++ \
^пл — (J + JQ12 у луд — Г IQJ2 у ~
__ FnnPgL2 (/щ + /т) 10)
ЕЫт
где Худ — потери хода от удлинений насосных штанг и труб, м;
ЕпЛ — площадь сечения плунжера; /ш — площадь поперечного
сечения штанг; Д. — площадь поперечного сечения тела труб;
Е — модуль упругости стали.
Эти величины в нашем примере равны: Fn„ = 14,6 см2; [ш =
= 3,8 см2; /т = 11,7 см2; Е = 0,21 ТПа. Подставляя в формулу
(VI. 10) значения входящих величин, имеем:
при п = 9
о __ 9 , / , , 225-15002-92\ 14,6-900-9,81-15002 (3,8+ 11,7)
^пл 4,1 (^1 + 1()12 ) о,21 • 1013--3,8-11,7
==2,1 (1 + 0,041) - 0,49 = 1,69 м;
при п = 15
с о 1 / , , 225-15002-152 \ .. , ос
Зпл = 2,1(1 ---------------- ) - 0,49 = 1,85 м.
2. Длина хода плунжера по динамической теории
при п = 9:
а) по формуле И. А. Парного
^ = 75^ <VL11>
где ср — угол сдвига фаз в движении плунжера и сальникового
штока в радианах:
ср = ыЕ/а, (VI. 12)
где св — угловая скорость, со = лп/30 = 3,14-9/30 = 0,94; а —
скорость звука в материале штанг, а = 5100 м/с.
Следовательно, по формуле (VI.12)
ср = 0,94-1500/5100 = 0,276 рад. или 180-0,276/3,14= 15,8°;
cos ср = cos 15,8° -= cos 15°48' = 0,962;
^1 = 4- Чд= 4 0,49 = 0,33.
С учетом полученных величин имеем по формуле (VI. 11)
3..^ 1.54 м;
б) по формуле Л. С. Лейбензона — А. С. Вирновского
Зпл = —----Чд = -^raU- - °-49 = 1 >69 М-
пл coscp 5Д 0,962 ’ ’
При п = 15:
а) по формуле И. А. Чар кого
ю = 3,14-15/30= 1,57;
Ф= 1,57; 1500/5100 = 0,461 рад. или 26°24';
cos ср = cos 26°24 = 0,896;
/1+(^-У-^Во,896 _ 1,7. м;
б) по формуле Л. С. Лейбензона — А. С. ВирновскЬго
3„л ~n!ir- 0’49= 1’86 м-
Полученные длины хода плунжера 5пЛ сведем в табл. VI.2.
Как видно из этой таблицы, значения $пл по статической тео-
рии и по формуле Л. С. Лейбензона — А. С. Вирновского почти
совпадают, а по формуле И. А. Парного они несколько ниже. При
глубинах установки насоса более 1500 м и при большем числе
качаний расчет по динамической теории дает большие значения
длины хода, чем расчет по статической теории.
В большинстве случаев (при L < 1500 м) можно пользоваться
более простой формулой статической теории или формулой Лей-
бензона — Вирновского. При малых числах качаний (до шести —
восьми в минуту) можно определить значение SnjI по статической
теории без учета фактора выигрыша хода 4--------1()12 т, е.
с учетом только упругих удлинений насосных штанг и труб.
Длина хода плунжера (в м)
Таблица VI.2
Теория расчета л «= 9 п = 15
Статическая Динамическая по Чарному i Динамическая по Лейбензону—Вир- новскому 1,69 1,54 1,69 1,85 1,71 1,86
В случае применения ступенчатой колонны насосных штанг
общее удлинение Луд будет слагаться из удлинений отдельных
ступеней.
Принимая в данном случае (L = 1500 м) двухступенчатую
колонну штанг диаметром 22 мм (43%) и 19 мм (57%), общее удли-
нение всей колонны определим по формуле [11]
х = -Z?ypg4!lg±-fa.L, (v 1.13)
Efi
где Л и /2 — соответственно площади поперечного сечения штанг
диаметрами 22 и 19 мм, следовательно, Д = 3,8 см2; /2 = 2,83 см2;
а и b — доли длины штанг диаметрами соответственно 22 и 19 мм
(а = 0,43; b = 0,57); х = fjf2 = 3,8/2,83 = 1,34.
После подстановки численных значений в формулу (VI. 13)
найдем удлинение
%уд =---0>21.10кз|8----(°>43 + °>57'1 >34) = °>435 м-
Следовательно, при двухступенчатой колонне насосных штанг
потери хода из-за упругих удлинений насосных труб и штанг для
заданных условий будут на 0,055 м меньше, чем при одноступенча-
той колонне штанг, что способствует повышению подачи насоса.
Задача 56. Для любой глубины спуска насоса существует неко-
торый предельный диаметр плунжера, при котором можно полу-
чить максимальную подачу.
Максимальная подача насоса достигается при таком диаметре
плунжера, при котором потери хода от упругих деформаций равны
половине хода сальникового штока.
Определим диаметр плунжера, обеспечивающего максималь-
ную подачу насоса, если длина хода сальникового штока S = 1,8 м;
глубина установки насоса L = 1000 м; расстояние от устья сква-
жины до динамического уровня /гд = 950 м; плотность нефти
р = 900 кг/м3; внутренний диаметр насосных труб dr = 62 мм;
диаметр насосных штанг dm = 19 мм; модуль упругости для
стали Е = 0,21 ТПа.
В большинстве случаев насосные трубы находятся на весу
(не заякорены). Для этих условий максимальная площадь сечения
плунжера определяется по формуле
Дпах =-------~-------ру, см2 (VI. 14)
2pghflL I —-1—-— )
\ /ш /т /
(где и /т — площади живого сечения штанг и труб соответст-
венно, см2)
Fmax
1,8-0,21 -1012 о
/1 1 \ 3 ,3
2 • 900 • 9,81 • 950 • 1000 ( )
\ 2,00 11,/ /
см2.
Откуда
О',.. -1/1
4-51,3
3,14
= 8,08 см = 81 мм.
Следует принять ближайший стандартный диаметр плунжера
Dnn = 82 мм.
Если насосные трубы заякорены, то они не испытывают упру-
гих деформаций. Поэтому формула для определения поперечного
сечения плунжера, обеспечивающего максимальную подачу насоса,
имеет вид:
max
SEfm
2pghaL
1,8-0,21 • 1012-2,83
2-900-9,81-950-1000
= 63,8 CM2.
(VI. 15)
Следовательно,
1/ 4-63,8
V 3,14
--= 9,09 см = 90,9’ мм.
Можно принять стандартный максимальный диаметр плунжера
равным 93 мм.
Из приведенного расчета видно, что предельная глубина спуска
насоса (или высота подъема жидкости) и длина хода сальникового
штока находятся между собой в прямой зависимости. Следова-
тельно, при больших глубинах спуска надо для сохранения подачи
насоса при постоянном диаметре увеличить длину хода сальни-
кового штока.
Расчеты показывают, что область применения насосов больших
диаметров при малой длине хода сальникового штока ограничи-
вается только небольшими глубинами спуска насоса. За преде-
лами этих глубин большие упругие деформации не компенсируются
при малой длине хода, что уменьшает подачу насосов.
6. ПОДБОР ОСНОВНОГО ГЛУБИННОНАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ НАСОСА
Задача 57. Подобрать тип станка-качалки (см. прил. 6), диаметр
и тип насоса, диаметр насосных труб и штанг и установить режим-
ные параметры работы насоса для следующих условий: дебит
скважины Q = 36 т/сут; плотность нефти р = 900 кг/м3; глубина
спуска насоса L = 1400 м; динамический уровень находится
у приема насоса; коэффициент подачи насосной установки ц = 0.7.
Задачу решим сначала графическим методом при помощи/
диаграммы АзНИИ (А. Н. Адонина), а затем аналитическим
методом. По диаграмме АзНИИ (рис. VI.6), составленной для
станков-качалок ГОСТ 5866—76, для получения подачи насоса
Q = 36 т/сут или 36 ; 0,9 = 40 м3/сут, рассчитанной при коэффи-
циенте подачи 1] = 0,7 и глубине установки насоса L = 1400 м,
рекомендуется станок-качалка СКН10-2115. Его находим на пере-
108
сечении линий, проведенных от дебита скважины и глубины спуска
насоса. Это же пересечение определяет диаметр плунжера насоса
d = 43 мм г.
Тип насоса выбирают в зависимости от глубины его работы:
при глубине более 1200 м следует применять вставные насосы.
Для заданной глубины принимаем насос НГВ-1.
0,
о _ 1000 . 2000 L, м
'ис. VI.6. Диаграмма АзНИИ для подбора станков-кача-
лок
1 — СКН2-615; 2 — СКНЗ-915; 3 — СКН5-1812; 4 —
СКН10-2115
Диаметр насосных труб зависит от типа и диаметра насоса. Для
насоса НГВ-1 диаметром 43 мм требуются 62-мм насосные трубы.
Диаметр насосных штанг зависит от группы прочности стали,
диаметра насоса и глубины его работы. В заданных условиях
(ЭпЛ = 43 мм, L = 1400 м) следует принять штанги d ~ 22 мм,
но для облегчения их собственного веса лучше взять двухступенча-
тую колонну насосных штанг. 'Для штанг из углеродистой стали
40%-ное количество штанг верхней ступени практически близко
к диаметру плунжера в мм (так, например, для плунжера D =
= 28 мм при двухступенчатой колонне требуется 28% штанг
диаметром 22 мм).
х Для выбора нового глубиннонасосного оборудования (ГОСТ 5866—76)
необходимо пользоваться диаграммой, изображенной на рис. 39 справочника
мастера по добыче нефти [8].
Для штанг из другой стали длину ступеней находят по спе-
циальным таблицам (прил. 10, 11, 12). В данном случае-надо
взять штанги с d = 22 мм длиной 1400-0,43 = 602 м и штанги
с d = 19 мм длиной 798 м.
Станок-качалка СКН10-2115 имеет ход головки балансира
1,2; 1,5; 1,8 и 2,1 м и число качаний 9; 12 и 15 в минуту.
Для установления оптимального режима работы 'скважины
надо знать допускаемый дебит или забойное давление. В скважи-
нах с ограниченным дебитом оптимальный режим устанавливается
на основе предельно допускаемого дебита или забойного давления.
В малодебитных скважинах отбор жидкости определяется потен-
циальными возможностями пласта, а в скважинах с неограничен-
ным отбором (с очень большим обводнением) отбор определяется
мощностью имеющегося на скважине оборудования.
Практически проще всего устанавливать необходимый режим
работы скважины путем подбора параметров насосной установки
(длины хода и числа качаний) по диаграмме АзНИИ. Чтобы обеспе-
чить спокойную продолжительную работу станка-качалки, следует
для получения заданного дебита Q. = 40 м3/сут принять макси-''
мальную длину хода и найти по диаграмме АзНИИ максимальную
подачу насоса диаметром 43 Мм, которую можно получить при
работе станка-качалки с максимальными параметрами (S = 2,1 м
и п = 15 качаний в минуту). Для этого надо найти точку пересе-
чения вертикальной линии от оси абсцисс (глубины спуска насоса)
с верхней пунктирной линией, ограничивающей область примене-
ния насоса диаметром 43 мм.
Затем снести эту точку на вертикальную ось, где получим
Стах = 50 М3/сут.
Необходимое для получения заданного дебита число качаний
при S = 2,1 м равно
Q 40
H = nmaxvr—— 15-кп- = 12 качаний в минуту.
Чтах oU
Для получения этого числа качаний надо установить на быстроход-
ном электродвигателе стандартный шкив диаметром 240 мм.
L Аналитический метод решения этой задачи состоит в определе-
нии для принятого типа станка-качалки диаметра плунжера
£>пл, длины хода сальникового штока S и числа качаний п. Тип
станка-качалки можно выбрать и позже, после определения ДпЛ,
S, п и нагрузки на голову балансира.
При выборе оптимального режима работы насоса следует
исходить из условия получения минимальных напряжений в штан-
гах, а следовательно, и минимальной нагрузки на головку балан-
сира с последующей проверкой прочности штанг на разрыв и
выносливость (частотность обрыва), j
ПО '
\Для указанного условия (минимума напряжений в штангах)
основные параметры работы насоса связаны между собой следую-
щей зависимостью:
л,л = 0,29(VI. 17)
где qcp — средний вес 1 м принятых двухступенчатых штанг
диаметром 22 и 19 мм;
^1-3±120^5-)9-"81- = 26,4 Н/м. <
Для определения наивыгоднейшего режима, соответствующего
минимальному напряжению в штангах, возьмем ряд возможных
режимов. Вначале задаемся для принятого типа станка-качалки
СКН10-2115 возможными значениями S и находим по формуле
(VI. 16) соответствующие им значения п.
L Площадь сечения плунжера РпЛ (в см2) находим для принятых
значений S и вычисленных значений п по формуле для подачи
насоса:
Fu„=UQ/Sn, (VI.18)
где Q — подача насоса, м3/сут.
По площади плунжера находим его диаметр
^ = /^/0,785.
Затем задаемся стандартными значениями п и находим по
формуле (VI. 17) соответствующие им значения Fnn. На основе
вычисленный значений Fn„ и принятых значений h находим по
формуле (VI. 18) величину S = 1 lQ/FnJin.
Результаты вычислений сведем в табл. VI.3.
‘ Таблица VI.3
Режимные параметры работы штангового насоса
Номер режима S, м п FrirT, см2 пл °пл’ см
- При стандартных зн ачениях S
1 1,2 19,.1 19,20 4,95
2 1,5 16,5 17,80 4,75
3 1,8 14,6 16,80 4,62
4 2,1 13,2 15,80 4,48
При стан дартных значениях п
5 9 5,35 9,15 3,41
6 12 3,49 10,50 3,65
7 15 2,48 11,80 3,87
Из таблицы видно, что заданным условиям удовлетворяют
третий и четвертый, так как только при этих режимах Sun нахо-
дятся в возможных для станка-качалки СКН10-2115 пределах:
S с 3,3 м, п с 15 качаний в минуту.
Для выбора самого выгодного режима определим для третьего
и четвертого режимов максимальные значения нагрузок в точке
подвески штанг по формуле
Ртах = + qcvLg (Ь + , (VI. 19)
где b — коэффициент потери веса штанг в жидкости, который
равен (рш — р)/рш, где рш — плотность материала насосных штанг
(стали), рш = 7850 кг/м3.
b = (7850 - 900)/7850 = 0,885:
5и2/1440 — фактор динамичности.
Для третьего режима по формуле (VI. 19)
Pmaxrn - + 2,69-1400-9,81 =
= 63,6-103 Н.
Для четвертого режима
п 15,8-900-9,81 • 1400 ,
‘ max IV--------Г
+ 2,69-1400 9,81 (0,885 += 6l,6-103 Н.
Следовательно, самый выгодный режим — четвертый, так как
при нем нагрузка в точке подвески штанг наименьшая (Ргаах 1V =
= 61,6 кН).
При этом режиме максимальное напряжение в штангах с dm =
= 22 мм будет
„ Р max
°max f >
/ш
где fm — площадь сечения штанг диаметром 22 мм, которая
равна 3,8 10“4 м3.
Тогда
°тах = = I62 • Ю6 Па-
Такое высокое напряжение допустимо для штанг из легирован-
ной стали 20 НМ.
Проверим третий и четвертый режимы на выносливость штанг,
характеризуемую частотой их обрыва.
Частоту обрыва штанг на скважино-год можно определить по
формуле А. С. Вирновского
х^-Вп (VI.20)
где В — коэффициент, зависящий от качества стали.
Так как качество стали и длина насосных штанг L для каждой
скважины постоянные величины, то частота обрыва штанг про-
порциональна параметру К, определяемому только переменными
величинами п, £>пЛ и dra.
Ввиду того, что наибольшее число обрывов (в среднем до 50%)
наблюдается, как правило, в верхней части колонны штанг,
расчет ведем для верхней ступени штанг с = 22 мм.
Для третьего режима
К.п = «(т^)’=14.6 (4^)’ —135.
Для четвертого режима
Kiv= 13,2(4у-)3= П2.
Следовательно, и с точки зрения частоты обрывов штанг четвер-
тый режим будет самым выгодным.
Полученные расчетным путем режимные параметры (£>пл и ri)
получились нестандартными. Принимая для четвертого режима
стандартный диаметр плунжера 43 мм, найдем необходимое число
качаний в минуту:
«=13-24ж=14-
Но так как принятый станок-качалка СКН10-2115 рассчитан на
стандартные числа качаний 9, 12 и 15, надо взять ближайшее
большее число качаний 15, при этом насос при коэффициенте
подачи 0,7 будет развивать дебит на 7% больше заданного. Если же
по режиму работы скважины это недопустимо, то необходимо
изготовить шкив соответствующего диаметра и установить его на
электродвигателе. Диаметр этого шкива определится по формуле
d31l = ndpi/n3ll = 14-990-29,75/1470 = 280 мм, (VI.21)
где п — 14 — число качаний в минуту; dp = 990 мм —диаметр
шкива редуктора; i = 29,75 — передаточное число редуктора;
пэл = 1470 — число оборотов вала электродвигателя в минуту.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА ГОЛОВКУ БАЛАНСИРА
СТАНКА-КАЧАЛКИ
Нагрузки, действующие при работе глубинного насоса в точке
подвески насосных штанг, состоят из:
1) статических нагрузок от веса насосных штанг и жидкости,
а также сил трения плунжера в цилиндре насоса и сил трения
насосных штанг о трубы;
2) динамических нагрузок, вызываемых силами инерции
движущихся масс насосных штанг в жидкости, а также вибрацией
штанг.
Нагрузки на штанги, вызванные этими причинами, действуют
одновременно, и для практических целей необходимо знать их
совокупное действие. Эти нагрузки можно определить расчетным
путем по формулам разных авторов. Но ввиду сложности расчет-
ных методов можно пользоваться более простым и точным спосо-
бом — непосредственным измерением этих нагрузок при помощи
динамографа.
Задача 58. Определить максимальную нагрузку на головку
балансира станка-качалки по формулам А. С. Вирновского,
И. А. Парного и А. Н. Адонина и сравнить полученные резуль-
таты.
Исходные данные: глубина подвески вставного насоса L =
= 1800 м; диаметр плунжера насоса Опл = 28 мм; внутренний
диаметр насосных труб dr == 50,3 мм; колонна насосных штанг
двухступенчатая — длина штанг верхней ступени с д.'ш = 22 мм
составляет 28%, или = 504 м, и длина штанг нижней ступени
с д.ш = 19 мм составляет 72%, или /2 = 1296 м; станок-качалка
СК.НЮ-2115; длина хода сальникового штока S = 2,1 м; число
качаний в минуту п = 12; плотность жидкости рж = 900 кг/м3;
модуль упругости для стали Е = 0,21 ТПа.
Максимальную нагрузку на головку балансира можно опре-
делить по различным формулам в зависимости от режима откачки
жидкости.
По статической теории расчета учитываются только стати-
ческие усилия (вес штанг и жидкости) и максимальное значение
сил инерции. По исследованиям А. Н. Адонина, граница между
статическим и динамическим режимами при откачке жидкости
с больших глубин находится в зоне значений параметров р =
= aLla — 0,35=0,45 (® — угловая скорость вращения криво-
шипов, рад; а — скорость распространения звука в металле
штанг, м/с).
В настоящее время применяются в основном режимы с р <5 0,5.
Указанные значения р ограничивают большую область стати-
ческого режима работы штанговых насосов на глубинах до 1000—
1200 м, а также тихоходную работу на больших глубинах. За
пределами этой области, т. е. при значительном увеличении глу-
бины и скорости откачки, следует применять динамическую теорию
расчета.
Определим угловую скорость кривошипов
о,-=лн/30== 3,14-12/30 = 1,26.
Скорость распространения звука а = 5100 м/с.
Параметр р, характеризующий режим откачки, будет •
р = оЯ_щ = 1,26-1800/5100 = 0,445.
Найденное значение р находится на границе между статиче-
ским и динамическим режимами откачки жидкости.
1. Максимальная нагрузка по элементарной (статической)
теории определяется по формуле
'Ртах = Рж + РшЛ + < - (VI.22)
где Рж — вес столба жидкости над плунжером высотой, равной
глубине установки насоса L (предусматривается наиболее слож-
ный случай, когда динамический уровень находится у приема
насоса):
Лк = Л1Л4>ж£7104,
где Рпл — площадь сечения плунжера, равная 6,15 см2.
Таким образом,
Рж -= = 9,8-10® Н.
Полный вес насосных штанг
Рш = qih + qik = 30,8 • 504 + 23,1 • 1296 = 45,5 • 10® Н.
Здесь qx и q2 — вес 1 м насосных штанг диаметром 22 и 19 мм
соответственно, Н.
Коэффициент потери веса штанг в жидкости b равен
b = (рш — рж)/рш = (7850 — 900)/7850 = 0,885.
Фактор динамичности т имеет величину
m — Sn2/1440 = 2,1 • 122/1440 = 0,21.
Следовательно, имеем максимальную нагрузку по формуле
(VI.22)
•Ртах = 9,8- ю® + 45,5-10® (0,885 -) 0,21) = 59,6-10® Н.
2. Максимальная нагрузка на основе динамической теории
А. С. Вирновского с учетом собственных колебаний колонны штанг
определяется по формуле
Ртах - РШ + Рж - Рж + Х
X (Рш + 0,ЗеРж) - А + + -gl рш (1 _ А) ~ 21).
(VI. 23)
Входящие в формулу величины имеют следующие значения:
Рш — полный вес колонны насосных штанг; Рж — вес столба
жидкости между плунжером и штангами, определяемый из выра-
жения
РЖ-Рж^(РплР-М1-Ш =
= 9,81 (6,15-1800 - 3,8-504 - 2,83-1296) = 4,86-10® Н;
Р'ж — вес столба жидкости от приема насоса до динамического
уровня, который равен нулю, так как уровень находится у приема
насоса; с1ш — средний диаметр колонны насосных штанг, экви-
валентный диаметрам двухступенчатой колонны с учетом их
процентного соотношения, следовательно,
dm = (22-28 + 19-72)/100 = 19,9 мм;
А — удлинение штанг от веса столба жидкости, определяемое
по формуле
J _ 6,15-900-9,81-180Э2 _ п „
Л Е[ш ~ 0,21 • 101а-3,1 —0,271 м,
где средняя площадь поперечного сечения штанг с = 19,9 мм,
fin = 0,785 t/ш = 0,785 1,992 = 3,1 см2; а и а2 — коэффициенты,
зависящие от кинематики станка-качалки: коэффициент а — отно-
шение угла поворота кривошипа л/2 к углу его поворота <р (считая
от начального неподвижного положения), при котором скорость
достигает максимума. Для СКН10-2115 при S 2,1 м а = 1,15;
коэффициент определяется из равенства
a1==2r/S= 2-0,86/2,1 =0,82.
(здесь г = 0,86 м — радиус кривошипа при S = 2,1 м);
s — отношение площадей просвета
g — ^пл ------ fin
fr fin
6,15 — 3,1
19,8 — 3,1
= 0,18
(где /т = 19,8 см2 — площадь проходного сечения 50-мм насосных
труб); ф — коэффициент, равный
Ф = /т/(/т 4 Ап) = 8,68/(8,68 + 3,1) = 0,74.
Здесь Д = 8,68 см3 — площадь сечения 60-мм труб по металлу.
Подставив в формулу А. С. Вирновского (VI.23) найденные
числовые величины, получим
Ршах = 45,5- ю3 + 4,86- ю3 +
/ 2>19,8Г (45,5-103 +0,3-0,18-4,86-103)х
х ]/^ 0,74 -4^1 4 45,5-103 (1 - X
х (о,82 - -4°4-gi ) = 63’5'103 Н-
На основе экспериментальных работ, проведенных в АзНИИ
А. Н. Адониным, были установлены пределы применимости фор-
мулы А. С. Вирновского:
|л = (f>L/a = 0,785.
Подставив вместо угловой скорости кривошипов ш ее значение
лл/30, найдем предельное число качаний
38500 „ 38500 „ .п
п------£------ 2 — -jgQQ--2 19 кач/мин
В нашей задаче р = 0,445 и п = 12. Поэтому формула Вирнов-
ского применима.
3. Максимальная нагрузка на основе динамической теории по
формуле И. А. Парного
Р.„ = Р. + (< + " ) (VI.24)
В этой формуле tg р/р — коэффициент, учитывающий вибра-
цию штанг, ар — параметр, характеризующий режим откачки,
равный 0,455 рад./с = 0,445 • 180/3,14 = 25,4 градус/с
tg р/р = tg 25,4/0,445 = 0,470/0,445 — 1,055.
Таким образом, по формуле (VI.24)
Ртах = 9,81 • 103 + 45,5-103 (о,885 + Шб) =
= 58,1-IO3 Н.
4. Максимальная нагрузка на основе динамической теории по
эмпирической формуле А. Н. Адонина
2.24-3.3L 10-
Ртах - Рш + Рж + (Рш + еР«) ~ 900-------Ь 2500S-
(VI.25)
где т — кинематический коэффициент, который для станка-
качалки СКН10-2115 при радиусе кривошипа г = 0,86 и длине
шатуна /ш = 3,3 м равен
Подставив в формулу (VI.25) найденные величины, получим
Ртах = 45,5 -ЮМ- 9,8 • 103 + (45,5 + 0,18- 9,8) 103 X
1,3-0,86-122’24"3’3'1800 10 *
900
4-2500-2,1 =64-103 Н.
Как видно из расчетных данных, наибольшие нагрузки на
головку балансира получаются при использовании формул дина-
мической теории А. С. Вирновского и А. Н. Адонина. По этим же
формулам получено наибольшее совпадение с результатами непо-
средственного замера динамографом нагрузок, действующих на
сальниковый шток.
Задача 59. Определить по динамограмме работы глубинного
штангового насоса (рис. VI.7) максимальную и минимальную
нагрузки на сальниковый шток, амплитуду колебаний нагрузки,
максимальное напряжение в верхней штанге и коэффициент подачи
насосной установки, если масштаб усилий динамографа составляет
800 Н на одно деление 100%-ной шкалы (1%), а масштаб хода
равен 1 : 30, /ш = 3,8 см1 2
(dUJ = 22 мм).
в
в
Рис. VI.7. Динамограмма работы штангового
насоса (масштаб 1 • 30, масштаб усилий —
800 Н на 1%)
Максимальное усилие
точке М и минимальное
точке А будут:
Ршах = 800-65==
= 52-Ю3 Н;
Ртах = 800-27 =
= 21,6-103 Н.
Амплитуда колебаний
нагрузки за один цикл
(ход вверх и вниз)
д__р _ р _______
г max г mln —
= (52 - 21,6) 103 =
= 30,4-103 Н.
Максимальное напряжение в верхней штанге диаметром 22 мм
и площадью сечения /ш = 3,8 см2
<%их = Лпах/Ав = 52-103-10'73,8 = 137-106 Па.
Потеря хода плунжера (см. рис. VI.7 отрезок В—Ь) вследствие
деформации насосных штанг и труб
X = (28 — 18)30 = 300 мм.
Коэффициент подачи насосной установки, учитывающий напол-
нение насоса и упругие удлинения штанг и труб, равен отношению
отрезков
т] = ВС/Ad = (110 - 28)/(110 - 18) 0,9.
Задача 60. Определить статические нагрузки и удлинение
насосных штанг и труб при помощи номограммы 7
Нагрузка от веса насосных штанг, погруженных в жидкость,
Рш = где q — вес 1 м штанг в жидкости, Н; L — глубина
спуска насоса, м.
1 Ибрагимов С. Г. Номограмма для обработки динамограмм глубин-
нонасосных скважин.— АНХ, 1970, №3, с. 32—33.
Нагрузка от веса жидкости Р,к = FLn/Kg, где F — площадь
сечения плунжера, м2; рж — плотность жидкости, кг/м3.
Удлинение насосных труб и штанг под действием нагрузки
от веса жидкости определяется по формуле
(VI.26)
где /ш — площадь сечения насосных штанг, м2; /т — площадь
живого сечения тела насосных труб, м2; Е — модуль упругости
стали, Па.
Рис. VI.8. Номограмма для определения статических нагрузок на
головку балансира станка-качалки
Для облегчения и ускорения вычисления Р'л, Рж и X предло-
жена номограмма (рис. VI.8). Применение ее поясним следующим
примером.
Определим Р’ш, Рж и X, если L = 1000 м, ОпЛ = 56 мм, £)т =
= 76 мм (внутренний), d,„ = 22 мм, рж = 900 кг/м3.
На оси абсцисс левой части номограммы из точки L = 1000 м
проводим вертикаль до пересечения ее с линиями плотности жидко-
сти рж = 900 кг/м3. От найденных точек проводим горизонталь
вправо до пересечения с линиями диаметра плунжера насоса и
насосных штанг в правой верхней части номограммы. Затем прово-
дим вертикаль вниз до пересечения с осью абсцисс Р. Точки пере-
сечения определят Рж = 21,8 кН и Р'ш = 28 кН. Далее, для
определения к проводим вертикаль вниз из точки Рж до пересече-
ния с линией глубины спуска насоса L. Из найденной точки
проводим горизонталь влево до пересечения с линиями диаметра
насосных труб и штанг. Из точек пересечения восставим перпен-
дикуляры до пересечения с осью деформации X и находим раз-
дельно = 265 мм и Хт= 70 мм. Суммарное удлинение будет
X = Хт = 265 70 — 335 мм.
8. РАСЧЕТ И ПОДБОР КОЛОНН НАСОСНЫХ ШТАНГ
Для подбора ступенчатых колонн насосных штанг можно при-
менять два способа. При первом способе отыскивают точку,
в которой напряжение будет равно максимально допустимому. При •
втором способе подбирают равнопрочную колонну ступенчатых
штанг, для которой максимальные напряжения в каждой ступени
штанг равны.
Задача 61.^. Подобрать двухступенчатую колонну насосных
штанг из углеродистой стали 40 (прил. 7) для работы вставного
насоса с Опл = 43 мм на глубине L = 1200 м при факторе динамич-
ности т = 0,2; плотность добываемой нефти р = 900 кг/м3; диа-
метры штанг 16 и 19 мм.
Расчет ведем первым способом, определяя точку, в которой
напряжение равно максимально допустимому.
Длина нижней ступени штанг (счет индексов сверху)
о/a Р ж
?2 (Ь + т)
(VI.27)
где о = 150 МПа — максимально допустимое напряжение; Рж —
вес столба жидкости над плунжером, который равен FVJ£gL =
= 14,6-Ю’4 900 9,81 1200 = 15,5 Ж Н (здесь FnJt ='14,6_Х
х 10 4 м2 — площадь сечения плунжера); b = (рш — р)/рш =
= (7850 — 900)/7850 = 0,885 — коэффициент потери веса штанг
в жидкости; f2 = 2 см2 — площадь сечения штанг диаметром 16 мм;
g2 = 16,4 Н — вес 1 м этих штанг.
По формуле (VI.27) находим
. _ 150-10’-2-10"4 — 15,5-Ю3
Za ~ 16,4(0,885 + 0,2) — 014 м.
Длина верхней ступени штанг
/ = <Н/1 + /а) __ 150-Ю3 (2,83 + 2) 10~* ,
1 91(e+m) 23,1 (0,885+ 0,2) ’
где /1 = 2,83-10-4 м2 — площадь сечения штанг диаметром 19 мм;
= 32,1 Н — вес 1 м этих штанг. +3
Общая длина двух ступеней (4 + /2 = 497 + 814 = 1311 м)
получилась несколько больше заданной глубийы подвески насоса,
следовательно, третья ступень не требуется. Для подвески насоса
на 1200 м следует уменьшить длину верхней ступени на 111 м, и
она будет равна 497 — 111 = 386 м.
Максимальное напряжение в точке подвески штанг
*^шах = ^max/Zl,
Рщах = Рж 4- Рш (Ь-\-т)^Рж-\ (q^ + q2l2) (b + т) ==
= 15,5-103 + (23,1 • 388 + 16,4-814) (0,885 + 0,2) = 39,7- 10s H.
Следовательно,
<jmax = 39,7• 103/2,83-10~4 = 140-106 Па.
Такое напряжение допустимо для штанг из стали 40.
Задача 62. Подобрать равнопрочную трехступенчатую_колонну
насосных штанг из стали 20 НМ диаметром 25, 22 и 19 мм для ра-
боты вставного насоса с £>пл = 32 мм на глубине L = 2500 м;
плотность нефти р = 950 кг/м3; фактор динамичности т = 0,3;
плотность стали рш = 7850 кг/м3.
Расчет ведем вторым способом, при котором максимальные
напряжения в каждой ступени штанг равны между собой.
Исходя из условий равнопрочности опасных сечений колонны
насосных штанг, определяем длину отдельных ступеней (счет
индексов сверху) по формулам-
l2 = L ^г + 41^ + ^)]I (У.21.1) ; (VI.28)
ад(3— ------(Ь + т)
__£ ?ж (-^ Ч~ У — 2г) 4- 41 (Ь -р т) . ^g^
Z1_L_(Z2 + /3); (VI.30)
где qiK — вес столба жидкости высотой 1 м над плунжером; b —
коэффициент потери веса штанг в жидкости; f2 и /3 — площади
поперечного сечения штанг; qlt q2 и q3 — вес 1 м штанг; х =
= fi/fi’ У ~ fdfs, z ~ fiJfs-
В нашей задаче эти величины равны:
q}K = 7,46- Н; b = (рш - р)/рш = (7850 - 950)/7850 = 0,88,
Штанги диаметром 25, 22 и 19 мм имеют сечение соответственно:
Д = 4,9 см2, f2 = 3,8 см2 и /з = 2,83 см2. Вес 1 м этих штанг
равен: q± = 40,2 Н; q2 = 30,8 Н и qs = 23,1 Н; х = 4,9/3,8 = 1,29;
у = 3,8/2,83 = 1,34; z = 4,9/2,83 = 1,73.
Подставив числовые значения величин в формулы (VI.28),
(VI.29) и (VI.30), найдем длину отдельных ступеней колонны штанг:
/, = 2500-»7-46 '-73 + <о-2<Э-88+,»-.3>1.а,34_-,) _455 М.
«,2.|.34(3-Т5?-тя-)(0.88+0,3)
_ 2500 29+1.34-20,73> + 40,2 (0.88 + 0,3) _ м
40,2(0,88 + 0,3) (3—Aj--—)
= 2500 - (455 + 1470) = 575 м.
Найдем максимальное напряжение в точке подвески штанг:
® max == Ртах/fl’ ГД ё
Р max — Рж-}- Р ш + т) = + (<714 + <7г4 + Q3/3) + ,п) =
= 7,46 • 2500 + (40,2 • 575 + 30,8 • 455 + 23,1-1470) х
X (0,88+ 0,3)= 102,3-103 Н.
Следовательно,
offlax = 102,3-103/4,9-10"4 = 209-106 Па.
Такое напряжение допустимо только для штанг из стали
20 НМ.
Задача 63. Подобрать по приведенному напряжению односту-
пенчатую колонну насосных штанг для работы насоса с Ппл = 93 мм
на глубине L = 500 м. Плотность добываемой нефти р = 850 кг/м3;
плотность материала штанг рш = 7850 кг/м3; длина хода сальни-
кового штока 5 = 2,1 м; число качаний в минуту п = 12.
Как показали исследования И. Л. Фаермана, насосные штанги
обычно разрушаются не вследствие статического перенапряжения,
а в результате усталости металла. Поэтому правильнее рассчиты-
вать колонну штанг не по максимальному напряжению в опасном
сечении, а по «приведенному напряжению», зависящему как от
максимального напряжения ошах, так и от предельной амплитуды
изменения напряжения оа.
А. С. Вирновский, пользуясь зависимостью И. А. Одинга, пред-
ложил на основе элементарной теории расчетное уравнение для
определения приведенных напряжений в любом сечении колонны
насосных штанг:
<Ар — '1///'<Т[Пах<Га’ (VI.31)
где <ттах — максимальное напряжение в опасном сечении колонны,
которое равно оср + оа. Здесь оср — среднее напряжение цикла,
действующее на верхнее сечение штанг, определяемое по формуле
Г / Ь2 \
<+> = Ьф(0,5-^---------1р-рш|. (VI.32)
Приняв предварительно диаметр штанг d = 22 мм, получим по
формуле (VI.32) ' ,
аср = 500-9,81 [850 (о,5~— 1) + 7850] = 71,8-10® Па;
Ga — Lg [575 -^- + /сРш-^\ . (VI.33)
\ “о /
Оа = 500-9,81 ( 575-^- + 1,05 7850 1 2-) = 57,9 • 10® Па,
\ 2^ л'<7,О1 /
где lc = 1,05 — средний кинематический коэффициент станка-
качалки; со = лп/30 = 3,14 12/30 = 1,255 — угловая скорость
кривошипов.
Следовательно,
атах = 71,8 4-57,9= 139,7- 10е Па.
По формуле (VI.31)
опр = V 139,7- 57,9 = 89,9• 106 Па.
Проверим напряжение в точке подвески штанг, для чего опре-
делим максимальную нагрузку на штанги, пользуясь статическим
методом по формуле (VI.22)
/’max =• РЖ + Лл ( Ь 4-1440 ) = Р^лРёР +
+ qmgL = 67,9-10"4- 850 - 9,81 • 500 +
+ 3,14-9,81-500 (—787о85° + = 45,35-10s Н,
где b — коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидко-
сти; РпЛ = 67,9 см2 — площадь сечения плунжера диаметром
93 мм; q,„ = 3,14 кг — масса 1 м штанг диаметром 22 мм с муфтами.
Максимальное напряжение в точке подвески штанг
сТтах = -Ртах//ш = 45,35-107з,8-10'4= 120-10® Па,
где /ш = 3,8 -10-4 м2 — площадь сечения штанг.
Подберем сталь для штанг, исходя из установленных норм
допускаемых приведенных напряжений сгпр.
В данном случае по приведенному напряжению подходят нор-
мализованные никельмолибденовые (НМ) штанги с dni = 22 мм.
Они же удовлетворяют требованию о максимально допустимом
напряжении (150 МПа). Следовательно, эти штанги соответствуют
условиям работы.
Задача 64. Подобрать марку стали для насосных штанг на основе
допускаемого приведенного напряжения в точке подвески штанг,
пользуясь номограммой Я. А. Грузинова (рис. VI.9).
Исходные данные: глубина спуска насоса L = 1000 м; диаметр
плунжера насоса Dnn = 43 мм; длина хода сальникового штока
S = 1,8 м; число качаний в минуту п = 12; диаметры ступеней
колонны dj = 19 мм и d2 = 22 мм; длина ступеней колонны
/х = 580 м (58%) и /2 = 420 м (42%).
Начальную точку номограммы (см. рис. VI.9) на оси абсцисс
соединим с точкой 19-мм штанг, находящейся на пунктирной
линии 43 (системы I), а конечную точку на той же оси, 2,5 км
соединим с точкой пересечения линий п = 12 и S = 1,8 м (системы
II). Через точку 1,0 км на оси абсцисс восставим перпендикуляр
(пунктирная линия) до пересечения с прямой 0—19 мм (пунктирная
линия) в точке А. Затем через полученную точку А проведем пря-
мую, параллельную линии 2,5 км, — Е. Из точки 0,42 км на оси
абсцисс (длина верхней ступени колонны штанг) восставим перпен-
дикуляр до пересечения его с указанной параллельной линией
в точке С. Точка С находится на горизонтали, соответствующей
приведенному напряжению опр = 66 МПа. Следовательно, нижняя
ступень штанг имеет это напряжение в точке подвески, что допу-
стимо для штанг из углеродистой стали 40.
Рис. VI 9. Номограмма Я. А. Грузинова для подбора колонн на-
сосных штанг
Для определения напряжения в точке подвески верхней сту-
пени штанг из точки С опускаемся вниз до точки Д на расстояние,
равное отрезку c'd' между осью ординат и линией 0—19—22 мм
(системы III).
Через точку Д проводим прямую ДВ, параллельную линии
2,5—Е, до ее пересечения с осью ординат. Точка В соответствует
приведенному напряжению <упр = 65 МПа.
Таким образом, для верхней ступени также вполне пригодны
штанги из углеродистой стали 40. При этом вся колонна штанг
будет равнопрочная, так как приведенное напряжение для обеих
ступеней практически одинаково.
9. РАСЧЕТ УТЯЖЕЛЕННОГО НИЗА КОЛОННЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ
Задача 65. Определить вес утяжеленного низа и необходимое
число утяжеленных штанг, если: диаметр трубного насоса Da =
= 56 мм; глубина подвески насоса L = 940 м; условный диаметр
насосно-компрессорных труб dr — 89 мм; диаметр нижней ступени
насосных штанг dm = 22,2 мм; длина хода полированного штока
S = 1,8 м; число двойных ходов в минуту п — 11; относительная
Рис. VI.10. Номограмма для подбора утяжеленного низа колонны
насосных штанг.
</ш, мм 1 — 22,2, 2 — 19
плотность добываемой жидкости рж = 0,92; динамическая вяз-
кость жидкости р = 18,8 мПа-с.
Для решения задачи можно использовать номограмму, соста-
ленную по методике Н. В. Зубкова (рис. VI. 10) х. В первом квад-
1 Тонконог В. М. Номограммы для подбора утяжеленного низа ко-
лонны штанг. — «Нефтепромысловое дело», 1975, Xs 7, 49 с.
ранте этой номограммы на оси абсцисс нанесены значения глубины
спуска насоса и ряд прямых наклонных линий, выражающих
величины S-п для нефти соответствующей вязкости (18,8 мПа-с) и
заданного диаметра нижней ступени насосных штанг. На оси орди-
нат первого квадранта нанесены значения изгибающих усилий
Сизг. Во втором квадранте нанесены линии диаметров насосно-
компрессорных труб для соответствующих диаметров насосных
штанг, а на оси абсцисс приведены значения необходимого веса
утяжеленного низа Gyr. В третьем квадранте нанесена линия
диаметра штанг, применяемого в качестве тяжелого низа, а на
оси ординат — необходимая их длина L. В четвертом квадранте
на оси абсцисс приведено потребное число тяжелых штанг. Номо-
грамма построена для относительной плотности жидкости рж = 1.
Чтобы определить потребное число тяжелых штанг при другой
плотности жидкости, достаточно найденное по номограмме число
штанг умножить на соответствующую плотность жидкости.
Для условий задачи согласно номограмме (ход решения пока-
зан стрелками) мы найдем вес утяжеленного низа GyT = 4,2 кН,
число утяжеленных штанг с dm =
= 25,4 мм — 14; с поправкой на
плотность жидкости А= 14-0,92=
= 12,9. Принимаем 13 штанг.
Рис. VI.11. График для определения
количества жидкости различной
вязкости, подливаемой в насосные
скважины.
V, м2/с. 1 — 1* 10~в (вода); 2 — 10» 10-в
(легкая нефть); 3 — 50 10'® (тяжелая
нефть)
10. РАСЧЕТ ПОДЛИВА ЖИДКОСТИ
В ЗАТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО
НАСОСНЫХ СКВАЖИН,
ОСЛОЖНЕННЫХ ПЕСКОМ [18]
Задача 66. Для определения
количества жидкости, необходимой
для выноса на поверхность раз-
личных фракций песка, рекомен-
дуется пользоваться графиком,
составленным АзНИИ по добыче
нефти (рис. VI. 11). На этом гра-
фике по оси абсцисс отложецы
диаметры песчинок б, а по оси
ординат — скорости взвешивания
песка в восходящем потоке жидкости (скорости свободного паде-
ния песчинок в неподвижной жидкости) w. Кривые соответствуют
жидкостям с различной вязкостью.
Для определения по этому графику скорости взвешивания
песка в восходящем потоке жидкости надо взять на оси абсцисс
точку, соответствующую расчетному диаметру наиболее крупных
песчинок, восставить из нее перпендикуляр до пересечения с соот-
ветствующей линией вязкости и через найденную точку восставить
перпендикуляр к оси ординат, на которой и находят искомую
скорость w.
Необходимое количество жидкости при v = 110 е м2/с и
6 = 0,3 мм
Q = л (£>в - d„) v • 86400/4 =
= 3,14 (0,062 — 0,0192) 2 -0,045 -86400/4 = 19,8 м3/сут,
где DB = 0,06 м — внутренний диаметр насосных труб; da =
= 0,019 м — наружный диаметр насосных штанг; и — скорость
восходящего потока жидкости, которая должна быть не менее, чем
в два раза выше скорости свободного падения песчинок в неподвиж-
ной жидкости (v = 2w = 2-0,045 м/с).
11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УТЕЧЕК ЖИДКОСТИ ИЗ НАСОСНЫХ ТРУБ
Задача 67. Определить утечку жидкости из насосных труб
путем динамометрирования глубиннонасосной установки.
Для этого снимают две динамограммы: одну после установив-
шегося режима работы насоса при полностью заполненных насос-
ных трубах и другую после остановки насоса на известный про-
межуток времени, т. е. при понижении уровня жидкости в насос-
ных трубах.
По динамограммам с учетом масштаба определяем нагрузки на
сальниковый шток при ходе плунжера вверх. Пусть эти нагрузки
составляют: до остановки насоса при полностью заполненных
трубах Р3 = 50 кН; после остановки насоса при неполностью
заполненных трубах Р„, 3 = 4,8 кН. Время остановки насоса
t = 2 ч. Внутренний диаметр насосных труб Дт = 62 мм; диаметр
насосных штанг dm = 22 мм; диаметр плунжера насоса £>пЛ =
— 56 мм; плотность жидкости р = 900 кг/м3; глубина скажины
Н = 1600 м.
Утечка жидкости из насосных труб составит
QyT = (P3-PH3)-fr~^ м3/сут, (VI.34)
где /т — площадь проходного сечения насосных труб; /ш, РпЛ —
площади поперечного сечения соответственно насосных штанг и
плунжера. В нашем примере /г = 30,2 см2; = 3,8 см2; Рпл =
= 24,6 см2.
Подставляя значения величин в формулу (VI.34), получим
Qyr = (50 — 4,8) 10s 24>6_3j8 900-9,81-2 = 3,4$ м3/сУт-
Найдем глубину, до которой опустится уровень жидкости
в насосных трубах (считая от устья скважины) за время остановки
насоса (2 ч):
Ly = Qyr/(/r - /ш) = 3,45/(0,00302 - 0,00038) = 1305 м.
Этот способ определения утечки жидкости можно применять
лишь в тех случаях, когда трубы негерметичны ниже найденной
глубины (1305 м). Расчет даст неточные результаты, если насосные
трубы негерметичны выше указанной глубины.
12. РАСЧЕТ И ПОДБОР ГАЗОВЫХ И ГАЗОПЕСОЧНЫХ ЯКОРЕЙ
Задача 68. Подобрать газовый якорь, определить его размеры
и коэффициент сепарации, если диаметр эксплуатационной ко-
лонны D = 168 мм; диаметр плунжера насоса £>пЛ = 43 мм; длина
хода сальникового штока S = 180 см; число качаний в минуту
п = 12; глубина погружения насоса под динамический уровень
h = 50 м; содержание воды в нефти 20%; плотность нефти р =
= 850 кг/м3; нефть легкая с кинематической вязкостью v =
= 15-Ю-6 м2/с; общий газовый фактор G = 520 м3/м3; трубный
газовый фактор От = 25 м3/м3; коэффициент растворимости газа
а = 5-10~6 м3/м3-Па; коэффициент использования объема якоря
а = 0,6; диаметр отделяющихся пузырьков газа 6 = 0,2 см.
Находим площадь сепарационного сечения якоря по формуле
Аллена
Fa = 65-10~5 Fn^n /ТбЧ, (VI.35)
где РпЛ = 14,6 см2 — площадь поперечного сечения плунжера
насоса диаметром 43 мм.
Подставляя значения величин в формулу (VI.35), получим
г, 65.10-5-14,6-180-12 3/-Г- . - Д-Дд
Д, =-------------------V Ю -15-10 6 = 91 см2.
Принимаем всасывающую трубу диаметром da =» 4,8 см.
Диаметр корпуса газового якоря
Пя = + d2H = 1/4-91/3,14 +4,82 == 11,8 см. ,
Такой якорь установить в скважине, имеющей диаметр колонны
168 мм, невозможно, поэтому необходимо применить многокорпус-
ный якорь. Принимая диаметр корпуса якоря Da = 10,2 см,
определим число корпусов
«к = ЛМ = 91/64 = 1,42,
где Fa — площадь сепарационного сечения газового якоря,
которая равна
Р'я = 0,785 [(Оя)2 - d2] = 0,785 (10,22 - 4,82) = 64 см2.
Принимаем двухкорпусный газовый якорь (пк = 2). Минималь-
ная длина рабочей части каждого корпуса якоря
/min = FnJIS/2aFa = 14,6 • 180/2 0,6 • 64 = 34 см.
Практически длина каждого корпуса якоря для его удовлетво-
рительной работы должна быть не менее
/ = 20Пя/2 .= 20-10,2/2 = 102 см.
Принимаем длину каждого корпуса якоря равной 100 см.
Коэффициент сепарации газового якоря определяется по
формуле
KC = (GH-GH)G„, (VI.36)
где GH — количество газа, проходящего через насос, м3/м3:
GH = (VI.37)
G., — количество газа, приходящееся на газовый якорь, м3/м3:
G„ 5-101
(G - Ctp)____Рпл____
р+ 105 р _р'п ’
1 1 СКВ 1 я ‘к
(VI.38)
где р = pgh = 850 9,81 -50 = 0,42 • 10е Па — избыточное давление
на приеме насоса; /\кв = 177 см2 — площадь сечения эксплуата-
ционной колонны.
По формулам (VI.37) и (VI.38) имеем
с 1П5 (25 -5-Ю-в-0,42.10е)
°" (0,42 4- 0,1) 10°
• = 4,4 м3/м3;
г _ 1П4 (520-5.10-8.0,42.108) 14,6
Ся 5 -10 (0,42 4-0,1)10» ' 177 — 64,2 14,8 М/м .
Коэффициент сепарации определим по формуле (VI.36)
/<с = (GH - GH)/GB = (14,8 - 4,4)/14,8 = 0,7.
13. РАСЧЕТ УРАВНОВЕШИВАНИЯ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Задача 69. Расчет уравновешивания новых станков-качалок
ведется по формулам АзИНМаша или по специальным номограм-
мам, а уравновешивание действующих установок обычно про-
веряется при помощи амперклещей.
Требуется подсчитать число пли г, которые надо установить на
хвосте балансира станка-качалки СКН2-615, если диаметр плун-
жера насоса d = 28 мм; площадь сечения плунжера АпЛ = 6,15 см2
(см. прил. 3); глубина спуска насоса Ад— 500 м; расстояние от
устья до динамического уровня /гд = 450 м; диаметр насосных
штанг dm = 16 мм; плотность жидкости рл = 900 кг/м3.
Вес колонны насосных штанг составит
Рш = qmLb, (VI.39)
где — вес 1 м штанг с муфтами, дш = 16,4 Н; b — коэффициент,
учитывающий потери веса штанг в жидкости, b = 0,875.
5 А. М. Юрчук
129
Таблица VI 4
Вес и число противовесов для станков-качалок
Тип станка качалки Вес одного противовеса на кривошипе <7Н- Н Вес одной плиты на ба- лансире qA, Н ° Максимальное число противо весов на криво- шипах пк Максимальное число плит на балансире
СКН-615 . 353 22
СКНЗ-915 2 750 358 4 16
2 060 353 4 15
СКН5-1812 5 700 324 4 18
СКН10-2115 11 100, 7 360, — 4 —-
5 890
Подставляя эти величины в формулу (VI.39), имеем
Рш= 16,4-500 0,875 = 7,2-103 Н.
Вес жидкости
Рж = hnF^Pxg = 450 6,15-10"4-900-9,81 = 2,44-103 Н.
Общий вес балансирных грузов определяется по формуле
лб = (Pdi Рж/2) - 1650 = (7,2 • 103 + 2,44 • 103/2) - 1650 =
= 6,77-103 Н.
Число уравновешивающих плит
«б = x6/q6,
где q6 — вес одной плиты, равен 353 Н (табл. VI.4);
пб = 6,77-107353= 19,2. i
Проверку и окончательное уравновешивание станка-качалки
проводим при помощи амперклещей.
Задача 70. Рассчитать роторное уравновешивание станка-
качалки СКН10-3315, если диаметр плунжера насоса ОпЛ = 56 мм;
глубина установки насоса L = 1200 м; глубина погружения насоса
под динамический уровень h = 50 м; колонна насосных штанг
двухступенчатая (22-мм штанги — 56% и 19-мм — 44%); плот-
ность жидкости рж = 900 кг/м3; длина хода сальникового штока
S = 3,3 м; коэффициент потери веса штанг в жидкости b = 0,875.
Вес двухступенчатой колонны штанг
= (0,56^ + 0,44^) =
= 1200- 9,81 • 0,875 (0,56 3,14 + 0,44 • 2,35) = 28,9 • Ю3 Н.
(здесь 71 и — масса 1 м соответственно 22- и 19-мм штанг, кг).«
Вес жидкости
Рж = /-пл (L - h)pxg = 24,6-10~4 (1200 - 50)900-9,81 =
=25-103 Н.
Расстояние от оси кривопипного вала до центра тяжести
роторных противовесов (при четырех противовесах на каждом
кривошипе массой 750 кг каждый) определяем по формуле
R = -НЛи) - (2,085 + 23); (VI.40)
/ 25-103
“ \ 2
28 9-103>) ——
zo,y iu у 91,2 9,81
- (2,08-3,33 + 23)=. 122,8 см.
Удлиненные кривошипы станка-качалки СКН10-3315 рассчи-
таны на максимально возможную длину плеча действия противо-
весов 150 см.
Окончательная проверка уравновешенности станка-качалки
проводится при помощи амперклещей.
Задача 71. Определить, каким образом нужно доуравновесить
станок-качалку СКН5-3015 при помощи амперклещей на основании
следующих данных: диаметр плунжера насоса ПпЛ = 56 мм;
глубина установки насоса L = 650 м; длина хода сальникового
штока 5 = 2,4 м; число качаний в минуту п = 12. На кривошипах
установлено два груза, центры тяжести которых находятся от
центра кривошипного вала на расстоянии: на первом кривошипе
груз № 1 — 90 см и груз № 2 — 86 см; на втором кривошипе груз
№ 3 — 88 см и груз №4 — 88 см. Замеренная сила тока при ходе
вверх Jв = 30 А, а при ходе вниз JH — 50 А.
Находим коэффициент неуравновешенности станка-качалки:
4ну = (4 - 4И4 + 4) = (30 - 50)/(30 + 50) = -0,25.
Станок-качалка считается уравновешенным при 4пу <0,05.
Знак минус указывает на то, что для доуравновешивания
станка-качалки грузы надо передвинуть ближе к центру вала.
Из табл. VI.5 находим значение /Спр = 2,4, а из табл.
VI.6 — значение 7<р = 46.
Общее расстояние, на которое надо передвинуть кривошипные
грузы, будет
т = КнуКрА/100 = —0,25 • 46 • 650/100 =- — 75 см;
по другой формуле
Т
m = (Dun + nS) =
— 0,25-2,4-650-2,4
1000
(56 + 12-2,4) =—79 см.
Результаты расчета по обеим формулам достаточно близки.
Примем т = —75 см.
Таблица VI.5
Данные по кривошипным грузам станков-качалок
Станок- качалка Масса кривошипных грузов, кг Наибольшее расстояние центра тяжести грузов от центра кри- вошипного вала (Ятах> мм) при кривошипах: Коэффициент *пр
нормальных удлиненных
СКНЗ-915 280 700 700 4,80
СКНЗ-1515 210 670 670 6,40
СКН5-1812 580 920 1120 2,40
СКН5-3015 580 920 1112 2,4
СКН10-2115 ИЗО 980 1320 1,25
600 1280 1630 2,40
СКНЮ-3315 750 — 1530 1,85
1330 1340 1340 1,05
СКН10-3012 920 1450 1450 1,50
Т аблица VI.6
Значение коэффициента 7<р для станков-качалок СКН5-1812 и СКН5-3015
Показатели Порядковый номер хода (считая от центра)
1 2 3 4 ь 6 7 8
Длина хода S, м 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3,0
Диаметр плунжера (насоса) РПл, мм: 28 8,0 11,5 15,5 20 25 30 36 42
32 9,0 12,5 17 22 27 32 38 45
38 10,0 14,0 19 24 30 36 42 49
43 11,5 16,0 21 27 33 39 46 53
56 14,0 19,5 26 32 39 46 54 62
68 17,0 23,5 30 38 46 54 63 72
93 22,0 31,0 40 49 58 68 79 90
Из рассмотренных положений грузов видно, что любой из них
можно передвинуть к центру кривошипного вала на 75 см. Передви-
нем на 75 см груз № 1, как наиболее удаленный от центра вала,
тогда положение всех грузов будет следующее: груз № 1 — (90 —
— 75) = 15 см, груз № 2 — 86 см; груз № 3 — 88 см и груз № 4 —
88 см.
Среднее удаление грузов № 1 и 2 на левом кривошипе (15 +
+ 86)/2 = 50,5 см, а среднее удаление грузов № 3 и 4 на правом
кривошипе равно 88 см. Разница (88 — 50,5) = 37,5 см очень
велика (для СКН5-3015 она не должна быть больше 20 см), поэтому
следует перемещать не один груз, а два — по одному на каждом
кривошипе.
Поскольку грузы на оГэих кривошипах удалены от центра вала
примерно па одинаковое расстояние, следует передвинуть два
симметрично расположенных груза (по одному на каждом криво-
шипе) на равные расстояния
т/2 — 75/2 38 см.
14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ДЛЯ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Мощность электродвигателей для станков-качалок можно опре-
делить по различным формулам, из которых чаще применяются
формулы Д. В. Ефремова, АзИНМаша и АзНИИ (Б. М. Плюща
и В. О. Саркисяна). Для быстрых и приближенных расчетов можно
пользоваться упрощенной формулой (в зависимости от веса под-
нимаемого столба жидкости и средней скорости движения плун-
жера), специальной диаграммой и таблицами (прил. 9).
Задача 72. Определить потребную мощность электродвигателя
для станка-качалки 5СК-6-1,5-1600 (ГОСТ 5866—76). Исходные
данные: диаметр плунжера насоса ОпЛ = 43 мм; высота подъема
жидкости (расстояние от устья до динамического уровня) Н =
= 950 м; глубина спуска насоса L = 1000 м; дебит скважины
Q = 31,5 т/сут; плотность жидкости Рж= 900 кг/м3; максималь-
ная длина хода сальникового штока $ = 1,5 м; максимальное
число качаний в минуту п — 15; условный диаметр насосных труб
dy = 60 мм; диаметр насосных штанг dw = 19 мм.
Расчет по формуле Д. В. Ефремова
Необходимая мощность двигателя (в кВт) определится по
формуле
А = 0,00040InD^SnpH ( 1 ~ П1,11ск ф т]) К, (VI.41)
\ ПнПск /
где к. п. д. насоса т]н = 0,9; к. п. д. станка-качалки т]сь = 0,82;
К — коэффициент степени уравновешенности станка-качалки. Для
уравновешенной системы Д' = 1,2; коэффициент подачи насосной
установки г) — Q/Q, = 31,5/42,2 = 0,75, где QT — теоретическая
подача. При заданных параметрах Q, = 47 м3/сут — 42,2 т/сут
(см. прил. 5).
Подставив в формулу (VI.41) численные значения, получим
N = 0.000401-3,14- 0,0432 • 1,5 • 15 • 900 • 950 X
Х\ 0,9-0,82 + 0-/5J ' 1,2 — 6 kBi.
Расчет по упрощенной формуле
Приближенно мощность двигателя (в кВт) можно определить
по формуле
Л/=/>/104,, (VI.42)
где v — средняя линейная скорость движения плунжера, v =
= Sn/30 = 1,5-15/30 = 0,75 м/с; — вес столба жидкости
в насосных трубах выше динамического уровня, Н:
Р,к = 0,785£>плР§Я = 0,785-0,0432-900-9,81 -950 = 12 180 Н;
1],. — механический к. п. д. установки, который можно принять
равным 0,88.
Следовательно, по формуле (VI.42)
А--= 12 180-0,75/Ю3-0,88 = 10,4 кВт.
Расчет по таблицам Азинмаша
Для станков-качалок ГОСТ 5866—76 мощность можно опре-
делить по специальным таблицам, которые составлены для уравно-
вешенной работы станков-качалок при работе их на максимальных
параметрах (длина хода и число качаний).
Двигатель подбирается в зависимости от найденной мощности
по табл. 15 из работы [9], в которой дается техническая характе-
ристика короткозамкнутых асинхронных электродвигателей с по-
вышенным пусковым моментом в закрытом обдуваемом исполнении
(серии АОП).
Для заданных условий при найденной по формуле Ефремова
мощности V = 6 кВт следует принять двигатель АОП-52-4 мощ-
ностью N = 7 кВт с частотой вращения п = 1440 об/мин и отно-
шением Л4пу1К//И110ч = 2,0.
При выборе электродвигателя надо иметь в виду, что для чисел
качаний балансира >8 в минуту рекомендуются двигатели с син-
хронной частотой вращения около 1500 об/мин, а для чисел кача-
ний </8 в минуту рекомендуются двигатели с частотой вращения
менее 1000 об/мин.
15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
ГЛУБИННОНАСОСНОЙ СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ДИНАМОМЕТРИИ
При линейном законе фильтрации жидкости к забою скважины
коэффициент продуктивности можно определить по следующей
формуле:
Д’ = (Q-л — Qi)/(P3i — Р3п), т/сут-Па,
(VI.43)
где Qj и Q2 — дебит скважины при работе соответственно на
первом и втором режимах, т/сут; рз1 и рз11 — забойное давление при
работе скважины соответственно на первом и втором режимах, П.
Первый режим минимально возможный. При втором режиме
дебит должен быть в 1,5—2 раза выше. Динамограммы снимают
при установившемся режиме работы скважины. При каждом
режиме записывают нулевую линию, линию веса штанг в жидкости
и линию статической нагрузки в крайнем верхнем и нижнем поло-
жениях балансира станка-качалки.
Рис. VI. 12. Динамограмма для определения коэффициента продуктив-
ности скважины.
Режим' а — I, б — II.
Забойное давление иногда заменяют максимальной статической
нагрузкой РСттах, которую можно определить по динамограмме
(рис. VI. 12) или по формуле
Реттах == Рщ Рж 4" Ргр Лгогр, Н, (VI.44)
где Рш — вес колонны штанг в жидкости, Н; Рж — вес столба
жидкости, действующий на плунжер, Н; Ртр — силы трения, Н;
Рпогр — сила, действующая на плунжер насоса снизу, вызываемая
погружением насоса ниже уровня, Н.
С учетом этих данных формула (VI.43) примет вид
/< .- (Q-2-~ , т/сут.Па, (VI.45)
г ст max II pct max I
где РпЛ — площадь сечения плунжера насоса, м2; PCTmaxi и
Рсттах п — статические нагрузки в точке подвеса насосных штанг
при работе насоса на первом и втором режимах эксплуатации
скважины, Н.
Задача 73. Требуется определить коэффициент продуктивности
скважины, если диаметр плунжера насоса Dnn = 56 мм и площадь
его сечения РпЛ = 24,6 см2 (см. прил. 3); дебит скважины при
работе на первом режиме = 11,8 т/сут; на втором режиме
Q2 = 23,7 т/сут.
Из динамограммы (см. рис. VI. 12) находим для каждого режима
Рстшах как произведение Р (в принятом масштабе усилий Р =
— 1385 Н/мм) на расстояние N от нулевой линии до линии РСТП1ах
(Д\ = 15 мм, N2 = 26 мм). Следовательно,
Рст max I = -WV1= 1385 -15 = 20,8 -IO3 Н.
РстшахП == PV3 = 1385-26 = 36,0-103 Н.
Подставляя полученные данные в формулу (VI.45), найдем
коэффициент продуктивности
/< = (23,7- 11,8)24,6-10~4/(36,0 — 20,8) 103 =
= 19,3-10“® т/сут Па.
Отметим, что при печатании книги размеры рис. VI. 12 умень-
шены. Следовательно, масштаб усилий (Р = 1385 Н/мм) соответ-
ственно изменился. В связи с этим при пользовании динамограм-
мами необходимо установить новый масштаб, соответствующий
фактическому.
VII. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ
ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ (ЭЦН)
И ВИНТОВЫМИ НАСОСАМИ
1. РАСЧЕТ И ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЭЦН
Задача 74. Подобрать расчетным путем оборудование для
эксплуатации скважины ЭЦН и определить удельный расход
электроэнергии при его работе.
Исходные данные: наружный диаметр эксплуатационной ко-
лонны D = 168 мм; глубина скважины Н = 1800 м; дебит жидко-
сти Q = 120 м3/сут; статический уровень /гст = 500 м; коэффициент
продуктивности скважины Д' = 80 м3/сут-МПа; кинематическая
вязкость жидкости v = 2-10~в м2/с; газовый фактор Go = 20 м3/м3;
расстояние от устья скважины до сепаратора I = 30 м; превыше-
ние уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины hr =
= 2,5 м; избыточное давление в сепараторе рг. = 0,1 МПа; плот-
ность добываемой жидкости рж 1000 кг/м3.
Выбор диаметра насосных труб
Диаметр насосных труб определяется их пропускной способ-
ностью и возможностью размещения труб в скважине (с учетом
соединительных муфт) вместе с кабелем и агрегатом.
Пропускная способность труб связана с их к. п. д. (rjTp)-
К. п. д. труб изменяется от 0,92 до 0,99 и зависит в основном от
диаметра и длины. К. п. д. труб, как правило, следует брать не
ниже 0,94.
Так как очень часто ЭЦН применяют для форсированного от-
бора жидкости из сильно обводненных скважине вязкостью нефти,
близкой к вязкости воды (у = 110~в м2/с при Т = 293 К), то
в целях облегчения расчета для этих условий построены кривые
потерь напора на участке 100 м (рис. VII. 1).
Для определения диаметра труб необходимо из точки дебита
провести вертикаль вверх до пересечения кривых потерь напора
в трубах разного диаметра. Затем, исходя из предварительно
принятого к. п. д. (например 0,94), найти в пересечении указанной
вертикали с линией 0,94 необходимый диаметр труб. При пересе-
чении кривых для труб нескольких диаметров предпочтение надо
отдать тому, который дает более высокий к. п. д., учитывая при
этом также прочность труб и возможность размещения их в сква-i
жине. Из рис. VII.1 видно, что при к. п. д. насосных труб цтр =
-= 0,94 (пунктирная линия) пропускная способность 48-мм труб
примерно равна 150м3/сут.
Следовательно, можно при-
нять трубы с d = 48 мм.
Рис. VII 1. Кривые потерь напора в насосных
трубах
Определение необходимого
напора ЭЦН
Необходимый напор
определяется из уравне-
ния условной характери-
стики скважины
#с = ^сг + ^1|> +
+ /ггН-/х, (VII.1)
где 1г^, = 500 м — статиче-
ский уровень; ДЯ = QIK—
= 120/80 х 10"6 = 1,5 МПа или 150 м — депрессия при показателе
степени уравнения притока, равном единице; йтр — потери напора
за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости
в трубах от насоса до сепаратора; hr = 2,5 м — разность гео-
дезических отметок устья скважины и сепаратора; Лс — избы-
точный напор в сепараторе, hc = 0,1 МПа или 10 м ст. жидкости.
h^- 1,08-10 7Х (L-y) Q2 ,
(VII.2)
где L — глубина спуска насоса, м; L = ha + h. Здесь /гд — рас-
стояние от устья до динамического уровня, Яд = /iCT + Д/г =
= 500 V 150 = 650 м; h — глубина погружения насоса под
динамический уровень, которая зависит от количества свободного
газа на этой глубине и определяется приближенно расчетными
способами различного рода. В данной задаче ориентировочно
принимаем h = 50 м. Следовательно, L — 650 + 50 = 700 м.
Коэффициент гидравлического сопротивления X при движении
в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от
числа Рейнольдса Re и относительной гладкости труб ks'.t
Re = vcpd/v = 14,7 • 10~6Q/dv,
где d — внутренний диаметр 48-мм труб, d = 0,0403 м.
Re = 14,7- 10^.120/Q,0403-2-10’6 == 21 900.
Относительная гладкость труб
ks = d/2A.
Здесь d — Диаметр труб, мм; А — шероховатость стенок труб, мм
(для труб, не загрязненных отложениями солей и парафина, ориен-
тировочно принимаем'А = 0,1 мм).
Тогда имеем:
^ = 40,3/2-0,1 = 202.
По полученным значениям Re и ks находим из графика
(рис. VII.2) X = 0,03.
Рис. VII 2 График для определения коэффициента гидравлического сопро-
тивления в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости
труб
Определим потери напора на трение и местные сопротивления
по формуле (VII.2)
йтр = 1,08 • 10~7 0,03 (7ОО^О4оУ2°2- = 318 • 103 Па
или 31,8 м вод. ст.
Необходимый напор насоса в заданных условиях по формуле
IVII.1) будет
Нс = 500 -1- 150-1 31,8-}- 2,5 -р 10 = 694,3 м ст. жидкости.
Подбор насоса
Существующий нормальный ряд ЭЦН предусматривает в зави-
симости от диаметра эксплуатационной колонны и дебитов сква-
жин 15 насосов разных типов, а с учетом возможных напоров —
105 типоразмеров.
Насос для скважин подбирается в соответствии с характеристи-
кой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром
эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН
(см. прил. 13).
Для получения дебита Q - 120 м3/сут и напора 694,3 м ст.
жидкости наиболее подходит насос 1ЭЦН6-100-900 с числом ступе-
ней z = 125.
Согласно кривым рабочей характеристики этот насос (рис. VI 1.3)
при т]н = 0,5 и в пределах устойчивой зоны его работы может
развивать подачу Q = ПО— 140 м3/сут и напор соответственно
Нн = 800 — 600 м ст. жидкости. При получении заданного дебита
Q = 120 м3/сут насос будет
Рис. VII.3. Рабочая
4ЭЦН6-100-900
ются по кривой
характеристика насоса
создавать напор Нн =
- 740 м ст. жидкости.
Характеристику насоса
можно приблизить к ус-
ловной характеристике
скважины путем уменьше-
ния подачи насоса при по-
мощи штуцера или 'за-
движки, установленных
на выкидной линии, и за
счет уменьшения числа
ступеней насоса.
При первом способе
дебит и напор изменя-
рабочей характеристики насоса Q — f (Ну). При
этом уменьшается т]н. Поэтому выгоднее применять второй спо-
соб, при котором г|н практически не изменяется.
Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения
необходимого напора, равно
Следовательно, насос 1ЭЦН6-100-900 должен иметь 125 —
— 7= 118 ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса
насоса устанавливаются проставки.
Выбор кабеля
Характеристика применяемых для ЭЦН круглых и плоских
кабелей приведена в прил. [12 18]. Выбираем трехжильный круглый
кабель КрБКЗ X25 с площадью сечения 25 мм2 и диаметром 32,1 мм.
На длине насоса и протектора (около 7 м) берем трехжильный
плоский кабель КрбПЗх 16 с площадью сечения 16 мм2 и толщиной
13,1 мм. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии
в нем и к. п. д. установки.
Потери электроэнергии в кабеле КрБКЗх25 длиной 100 м
определяются по формуле
APK = 3-10~W, (VI 1.3)
где I — сила тока в статоре электродвигателя ПЭД-35-123, / =
= 70 A; R — сопротивление в кабеле, Ом.
Сопротивление в кабеле длиной 100 м можно определить по
формуле
7? = 100pz^-, (VII.4)
где р; — удельное сопротивление кабеля при температуре 7\,
Ом мм2/м, q — площадь сечения жилы каб/яя, q = 25 мм2.
Удельное сопротивление кабеля при Тк = 313 К
Pz = Р [1 + «(Тк - Т293)] = 0,0175 [1 4 0,004 (313 - 293)1 =•
= 0,019 Ом-мм2/м,
где р = 0,0175 Ом-мм2/м— удельное сопротивление меди при
Т — 293 К; а = 0,004 — температурный коэффициент для меди.
Следовательно, сопротивление R по формуле (VII.4)
/?= 100 0,019 4г = 0,076 Ом.
25 ’
Потери электроэнергии в кабеле по формуле (VII.3) составляют
ДРК = 3 - 702-0,076-10~3 = 1,12 кВт.
Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса
L = 700 м и расстояния от скважины до станции управления
(Ю м). ,
* Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину
кабеля 800 м. В этом кабеле с площадью сечения 25 мм2 потери
мощности составят 1,12 — 8,95 кВт.
Плоский кабель длиной 6,5 м для уменьшения основного диа-
метра агрегата берем на один размер меньше круглого, т. е. с пло-
щадью сечения 16 мм2.
Выбор двигателя
Мощность двигателя, необходимую для работы насоса, опре-
делим по формуле
Л/ = _ 120.1000-740 _ 9П . R
Р 86 400-102т]н 86400-102-0,5 ’ О1’
где т]п = 0,5 — к. п. д. насоса (по его рабочей характеристике).
При потере 8,95 кВт мощности в круглом кабеле потребная
мощность двигателя составит
Уп = 20,1 - И 8,95 = 29,05 кВт.
Техническая характеристика электродвигателей
Электродвигатель
Показатели ПЭД10-103 ПЭД17-119 ПЭД35-123 ПЭД46-123
Мощность, кВт 10 17 35 46
Напряжение, В 350 400 465 600
Сила тока, А 33 43 70 70
Частота вращения вала, 3000 3000 3000 3000
об/мин
Скольжение, % 5,0 4,5 4,5 6.0
/ пуск^/ном 5,75 6,45 7,15 5,7
МпуСк/jM ном 2,6 2,6 2,8 2,8
Al max/Al ном 3,45 3,55 3,45 3,25
К. П. д., % 72 73,5 76,0 76,0
СО-> ф 0,72 0,78 0,82 0,84
Наружный диаметр элек- 103 119 123 123
тродвигателя, мм
Длина, мм 4276 4911 5549 6833
Наружный диаметр про- 92 ПО 110 НО
тектора, мм
Длина протектора, мм 1560 1152 1152 1152
Общая длина электродви- 5836 6063 6701 7985
гателя и протектора, мм
Температура рабочей сре- ды, К 343 348 343 363
Техническая характеристика широко применяемых электродви-
гателей и протекторов для ЭЦН приведена в табл. VH.1 и прил. 14.
Принимаем электродвигатель
ПЭ Д-35-123 мощностью 35 кВт,
диаметром 123 мм и длиной 5549 мм
протектор диаметром ПО мм, и
длиной 1152 мм.
Рис. VII.4. Схема расположения в
скважине погружного агрегата, на-
сосных труб и кабеля
Определение основного диаметра
агрегата
Наружный диаметр двигателя,
насоса и подъемных труб выби-
рают с учетом размещения их вме-
сте с кабелем в эксплуатационной
колонне данного диаметра. При
этом имеют в виду, что погружной
агрегат и ближайшие к агрегату
трубы составляют жесткую си-
стему и расположение их в сква-
жине должно рассматриваться
совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и со-
стояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимый зазор
между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры
насоса и двигателя, связанные с мощностью погружного агрегата.
Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата
в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважин
с диаметром колонн до 219 мм принимают равным 5—10 мм.
Наибольший основной размер погружного агрегата равен
разности между внутренним диаметром эксплуатационной ко-
лонны и допустимым зазором.
Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля (рис. VII.4)
Оп,„="-^- + -^- + Лк + 5. (VI1.5)
где Рэд — наружный диаметр электродвигателя; £>н — наружный
диаметр насоса; hK — толщина плоского кабеля; S — толщина
металлического пояса, крепящего кабель к агрегату. В нашей
задаче Дэд = 123 мм, D„ = 136 мм, = 13,1 мм, S = 1,0 мм.
Следовательно, по формуле (VII.5)
Алах + 13,1 + 1,0=143,6 мм.
Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого
кабеля (см. рис. VII.4).
Ащах = —ГЩ + ДГ" + +> (VII.6)
где d,, — диаметр муфты 48-мм насосной трубы, равный 56 мм;
dK = 32,1 мм — диаметр круглого кабеля КрБКЗх25. С учетом
этих величин имеем по формуле (VI 1.6)
Лтах = -^--ф-^- +32,1 = 121,6 мм.
Если Дпах > -Отах, что может иметь место при большом диа-
метре насосных труб, то выше агрегата следует установить 100—
150 м насосных труб меньшего диаметра, при котором Атах <
+ 1-1 max-
Выбор автотрансформатора
Автотрансформатор служит для повышения напряжения и
компенсации падения напряжения в кабеле от станции управления
до электродвигателя.
Для выбора автотрансформатора и определения величины
напряжения во вторичной его обмотке необходимо найти падение
напряжения At/ в кабеле, В
At/= ]/3 (r0 cos ф j-А'о sin ср)/СЛ, (VII.7)
где r0 — активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км; х0 —
индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/км (для кабелей
КРБКЗХ25 приближенно х0 = 0,1 Ом/км); cos <р — коэффициент
мощности установки, sin <р — коэффициент реактивной мощности;
/с ~ 70 А — рабочий ток статора (см. табл. VII.1); L = 700 +
+ 10 — 710 м или 0,71 км—длина кабеля (от скважины до
станции управления длина кабеля принята равной 10 м).
Активное удельное сопротивление кабеля определяется по
формуле
ги = pz J- 103 = 0,019 103 = 0,76 Ом.
Cf Ли
Величина cos <р для электродвигателя ПЭД-35-123 равна 0,82
(см. табл. VII. 1), <р = 35°, a sin ф = 0,574.
Находим потери напряжения в кабеле по формуле (VII.7)
/3(0,76-0,82 + 0,1 -0,574) 70-0,71 = 59 В.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно
сумме напряжения электродвигателя 465 В (см. табл. VII. 1) и
потерь напряжения в кабеле.
По напряжению на вторичной обмотке выбираем автотрансфор1
матор и определяем положение клемм (перемычек) с учетом напря-
жения в сети, подводимого к первичной обмотке. В том случае,
когда напряжение сети отличается от номинального (380 В),
действительное напряжение на зажимах вторичной обмотки авто-
трансформатора определяется по формуле
(VII.8)
Ь'ном
где 77сет— действительное напряжение сети по вольтметру, В;
77НОМ — номинальное напряжение в сети, В; 773 — напряжение
во вторичной обмотке автотрансформатора для Данной отпайки, В.
Для электродвигателя ПЭД-35-123 с напряжением 465 В тре-
буется напряжение во вторичной обмотке автотрансформатора
с учетом потери в кабеле (465 + 59) = 524 В. Этому требованию
удовлетворяют автотрансформаторы АТС-30/0,5 с пределами регу-
лирования напряжения во вторичной обмотке от 510 до 682 В
(см. прил. 20 [18]).
Определение удельного расхода электроэнергии,
приходящейся на 1 т добытой жидкости
Характерным энергетическим показателем работы электро-
насосной установки служит расход электроэнергии на 1 т добытой
жидкости. Он определяется по формуле
Э = 2,73 Н• Ю+Поб, кВт- ч/т, (VII.9)
где 77 — высота подачи жидкости, 77 = 650 м; т]об — общий
К. П. Д. установки, равный Лтр’Пн •'Чдв Пк'Пав (т]тр — К. п. д.
114
труб; Лн ~ к- п- Д- насоса; Лад — к. п. д. двигателя при неполной
его загрузке; щ. -- к. п. д. кабеля, который в зависимости от
сечения, длины, силы тока и температуры изменяется от 0,7 до
0,95; ПаВ — к. п- Д- автотрансформатора). Принимаем т]тр = 0,96;
рй = 0,5; г]дв = 0,73; i]K = 0,83; = 0,96. Тогда
Лоб = 0,96 • 0,5 • 0,73 0,83 • 0,96 = 0,28.
Удельный расход электроэнергии по формуле (VII.9) составит
Э -= 2,73 650 • 10-3/0,28 = 6,36 кВт • ч/т.
Для сравнительной оценки удельного расхода электроэнергии,
чтобы исключить влияние высоты подъема, иногда определяют
расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости на 1 м. В данном
случае он составляет
Э' — 2,73/цоб = 2,73/0,28 = 9,75 Вт. ч/т. м.
Вследствие низкого общего к. п. д. установки удельный расход
электроэнергии на 1 т жидкости, поднятой ЭЦН, обычно выше,
чем штанговыми насосами.
2. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ СПУСКА
В СКВАЖИНУ ЭЦН
Практика показывает, что в некоторых случах центробежные
электронасосы спускают в скважину на необоснованно большую
глубину. Наивыгоднейшая глубина спуска насоса должна соот-
ветствовать зоне оптимального содержания газа в жидкости при
увеличенных ее отборах из скважин х.
Для расчета глубины спуска насоса можно воспользоваться
следующей упрощенной формулой:
ЯС11 = # дин + , (VI1.10)
где Н..п — глубина спуска насоса, м; ЯДИ11 — динамический уро-
вень жидкости в скважине, м; рпр — давление на приеме насоса,
Па; рпр определяется с учетом обводненности и газонасыщенности
нефти по специальному графику (рис. VI 1.5); рзат— затрубное
давление, Па; рн — средняя плотность нефти, кг/м3.
Задача 75. Скважина Туймазинского месторождения оборудо-
вана ЭЦН, спущенным на глубину Д1П = 1500 м. Динамический
уровень Ядин = 200 м; затрубное давление р3,т = 1 МПа; газо-
насыщенность ср =• 10%; обводненность нефти п = 20%; средняя
плотность нефти рн = 848 кг/м3.
’Пантелеев Г. В., Роста 3. А. Установление оптимальной
глубины спуска в скважины центробежных насосов. — «Нефтепромысловое
дело», 1974, № 3, с. 21—23.
Определить оптимальную глубину спуска насоса.
Пользуясь графиком (см. рис. VII.5), найдем (для <р = 10 и п =
— 20%) давление на приеме насоса рпр = 4,7 МПа.
Рис. VII 5. График для определения да-
вления на приеме ЭЦН в зависимости от
газонасыщенности жидкости <р.
Обводненностью, %. / — 0, 2 — 10, 3 — 20,
4 — 30, 3 — 40, 6 — 50, 7 — 60, 8 — 70,
9 — 80, 10 — 90
Оптимальную глубину
спуска насоса определим по
формуле (VII. 10)
ЯСГ1 = 200
(4,7—1) 10е
848-9,81
= 644 м.
Расчет показал, что фак-
тическая глубина спуска на-
соса (1500 м) значительно за-
вышена. В скважину спу-
щено 856 м лишних насосно-
компрессорных труб и токо-
проводящего кабеля.
3. РАСЧЕТ ВИНТОВОГО НАСОСА
Задача 76. Подобрать
винтовой насос конструкции
ОКБ БН для добычи нефти
из скважины. Насос приво-
дится в действие от по-
гружного электродвигателя
ПЭД-10-103 мощностью
10 кВт с п = 3000 об/мин
и спускается в скважину на
62-мм насосно-компрессорных трубах. Дебит скважины Q =
= 40 т3/сут; расчетное давление р = 6 МПа. Относительная
плотность добываемой жидкости рж = 0,9.
Статический уровень жидкости в скважине /гс1 = 500 м; пре-
вышение уровня жидкости в трапе над устьем скважины hr = Зм;
давление в трапе hc = 11 м ст. жидкости; коэффициент продуктив-
ности скважины К = 50 м3/сут МПа.
Депрессия при установившемся дебите и при линейной фильтра-
ции жидкости определяется по формуле
Д/г = Q/KpBg, м вод. ст.
(VII.И)
где рв — плотность воды, равная 1000 кг/м3.
По формуле (VII. 11) получим
Л/г = 40-106/50-1000-9,81 -=81,6 м вод. ст.
Потребный напор (в м вод. ст.) для получения заданного дебита
определим как сумму
Нскв = Д/г + /ггр + (/iCi + /ir + М Р« 4" Рщт> (VII. 12)
где величина /гтр близка к нулю (см. рис. VII.1); ршт— перейад
давления в штуцере.
Следовательно, по формуле (VII. 12) имеем
Яскв = 81,6 + (500 4- 3 + 11) 0,9 + ршт = 543,6 + ршт.
По характеристике насоса дебиту Q = 40 м3/сут соответствует
напор Н = 600 м вод. ст.
Принимая схему установки без перепуска жидкости, но с уста-
новкой дополнительного сопротивления (штуцера), имеем перепад
давления в штуцере ршт = 600 — 543,6 = 54,4 м вод. ст.
С изменением рабочей характеристики винтового насоса
Q — Н необходимо менять величину ршт, сохраняя неизменным
дебит Q = 40 м3/сут.
VIII. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ПРОДУКТИВНОСТИ скважин
1. РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
Задача 77. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) осуществля-
ется в скважине со следующей характеристикой: глубина Н —
— 2000 м; диаметр эксплуатационной колонны D = 16,8 см;
трубы из стали группы прочности Д; эффективная мощность пласта
h = 10 м; интервал перфорации эксплуатационной колонны 1980—
1990 м; на 1 м эффективной мощности пласта прострелено 10 отвер-
стий; коэффициент продуктивности скважины К. =_1_, 15 т/сут-МПа;
пластовое давление ргя = 15 МПа; забойное давление р3 = 12 МПа;
вода и песок в продукции скважины отсутствуют; способ эксплу-
атации — глубиннонасосный; нефтяной пласт сложен мелкозер-
нистым, хорошо сцементированным песчаником, имеет пористость
0,15—0,28; проницаемость k — 50-10-15 м2; нефтенасыщенность
SH = 70%. Режим пласта упруговодонапорный.
Определение расчетных показателей
процесса ГРП
Основными расчетными показателями процесса ГРП являются
давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка,
радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей
дренажной системы, дебит скважины после гидроразрыва, тип и
число насосных агрегатов, ожидаемая эффективность гидрораз-
рыва.
Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления
разрыва скважина была предварительно испытана. По данным
испытания построена зависимость приемистости скважины от
давления на забое (рис. VIII. 1). Эта кривая позволяет определить
давление разрыва пласта. Как видно из графика, при давлении
разрыва р3 = 35 МПа приемистость скважины составила
1300 м3/сут.
При средней плотности вышележащих пород рп = 2500 кг/м3
вертикальное горное давление составит рв г = pgH =2500 х
X 9,81-2000 = 49,1-10е Па.
Если давление расслоения пород <т() = 1,5 МПа, то давление
разрыва пласта будет
Рз. р = Ря. г - Рпл + Ор = 49,1 - 15 + 1,5 = 35,6 МПа.
Давление разрыва на забое можно определить приближенно
по эмпирической формуле
/?,р= 10W,
(VIII.1)
где К = 1,5—2,0. Принимаем в среднем К = 1,75. Тогда
ц3.р = 104-2000-1,75 = 35-106 Па.
Для выяснения возможности проведения процесса ГРП через
обсадную колонну проверим прочность колонны на внутреннее
давление по формуле Ламэ.
Допустимое давление на устье сква-
жины при закачке жидкости-песконоси-
теля вязкостью р = 0,25 Па-с опреде-
ляется по формуле
rft г)2
н 'в Отек !
У-
+ pg(h-L), Па.
(VIII.2)
где — наружный диаметр эксплуа-
тационных труб; £>в — внутренний диа-
метр нижней части эксплуатационных
труб; отек — предел текучести для стали
группы прочности Д; k — запас проч-
ности; h — потери напора на трение
в обсадной колонне; р - плотность Рис уш , Зависимость
жидкости разрыва. приемистости скважины от
В нашей задаче DH — 16,8 см; Da= забойного давления при гид-
= 14,4 см; сттек = 380 МПа; k = 1,5; роразрыве
р = 950 £г/м3.
Потери напора на трение в трубах для скважин глубиной
1750 м приведены в табл. VIII.1. Для принятого расхода
1300 м3/сут (15 л/с) эти потери при глубине скважины 1750 м
составляют 56 м ст. жидкости, а для нашей скважины глубиной
2000 м они будут пропорционально равны
h = 56-2000/1750 = 64 м ст. жидкости.
Следовательно, по формуле (VIII.2)
16,82— 14,42 380-Ю6 .
/’у ” 1б,82 + 14,4а - 1,5 +
+ 15-10° Д 950-9,81 (64 - 2000) = 35,8-106 Па.
Допустимое давление на устье скважины в зависимости от
прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие
усилия определяется по формуле
Ру-
Рстр
k
”£»в/4
, Па,
(VIII.3)
Таблица VIII.1
Потери напора в трубах h для скважин глубиной 1750 м
Расход жидкости- песконосителя Скорость потока 11^0,05 Па с ц, = 0,25 Па-с ji — 0,5 Па-с
л/с м3/сут V, см/с V2 Re h, м ст. жидкости Re А. h, м ст жидкости Re X h, м ст жидкости
d = 89 мм
5 432 111 1,23 1275 0,050 72 255 0,250 360 128 0,500 715
10 864 221 4,90 2550 0,044 252 510 0,125 720 255 0,250 1430
15 1296 332 11,10 3825 0,040 514 765 0,084 1080 384 0,167 2015
20 1728 443 19,70 5100 0,037 850 1020 0,063 1445 512 0,125 2880
25 2160 554 30,70 6375 0,035 1275 1275 0,050 1800 640 0,100 3560
D = 168 ММ
5 432 27,5 0,0755 760 0,083 3,64 152 0,422 18,6 76 0,833 36,5
10 864 55,0 0,3030 1520 0,042 7,45 304 0,211 33,0 152 0,422 74,7
15 1296 83,0 0,6900 2280 0,028 11,30 456 0,141 56,0 228 0,281 113,0
20 1728 110,0 1,2300 3040 0,043 30,90 608 0,105 75,0 304 0,211 152,0
25 2160 137,0 1,8800 3800 0,040 44,00 760 0,083 91,0 380 0,169 185,0
где Рстр — страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали
группы прочности Д, равна 1,59 МН; G — усилие затяжки при
обвязке обсадной колонны (берется по данным бурового журнала),
равное 0,5 МН; k — запас прочности, который принимаем рав-
ным 1,5.
Подставляя цифровые величины в формулу (VII 1.3), получим
(“Г?"-°’5) 10в
Ру = 3,14-14,42/4-10-1 = 34,$’ 106 Г4а'
Из полученных двух значений ру принимаем меньшее
(34,6 МПа).
Возможное забойное давление при давлении на устье 34,6 МПа
составит
рз = Ру + pg _ h) = 34,6 • 10° + 950 -9,81 (2000 - 64) =
= 52,6-10° Па.
Учитывая, что потребное давление разрыва на забое меньше
(35 МПа), давление на устье скважины
Ру = Р3. р - Pg (Н - h) = 35 10° - 950 9,81 (2000 - 64) =
= 16,95-10° Па.
Следовательно, давление на устье скважины (16,95 МПа) ниже
допустимого для принятых труб из стали группы прочности D
(при толщине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее
давление 53,1 МПа). Поэтому для уменьшения гидравлических
сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения
общего давления разрыва ГРП осуществляем непосредственно
через колонну обсадных труб.
Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету.
Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости,
проницаемости пород призабойной зоны скважины (с учетом есте-
ственной трещиноватости), темпа закачки жидкости и давления
разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется
от 5 до 10 м3. Для данной скважины принимаем средний объем
К,, = 7,5 м3 нефти.
Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой
жидкости (вязкость, фильтруемость и пескоудерживающая спо-
собность), количества закачиваемого в пласт песка и его кон-
центрации. Общее количество песка определяется суммарным
объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин
плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот.
Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету,
а поэтому нельзя определить расчетом количество потребного
песка. По данным отечественной и зарубежной практики рекомен-
дуется принимать 8—10 т песка и больше на одну скважину.
Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконо-
сителя и темпа ее закачки. Рекомендуется принимать следующую
концентрацию песка: для нефти вязкостью более 5 сПа-с 150—
300 г/л, а для загущенных нефтепродуктов вязкостью до 25 сПа-с
300—500 г/л.
Принимаем С = 300 г/л или 0,3 т/м3.
При этом условии объем жидкости-песконосителя
Пж.„-Сп/С = -^~26,7 м3
(Gn — содержание песка, т).
Оптимальную концентрацию песка можно определить в зави-
симости от скорости осаждения зерен песка в рабочей жидкости
Рис. VIII.2. Зависимость скорости
падения зерен песка от вязкости
жидкости-песконосителя
по эмпирической формуле
С = 4000/v, (VIII. 4)
где С — концентрация песка,
кг/м3; v — скорость осаждения
зерен песка диаметром 0,8 мм,
м/ч. В зависимости от вязкости
жидкости значение v находим по
рис. VIII.2.
Для вязкости жидкости-пес-
коносителя 25 сПа-с v = 12 м/ч,
поэтому С — 4000 : 12 = 333 кг/м3.
Следовательно, в объеме 26,7 м3
содержание песка составит G„ =
= 333-26,7 — 8900 кг или 8,9 т.
Объем жидкости-песконосителя
должен быть несколько меньше
емкости колонны труб, так как
при закачке этой жидкости в объ-
еме, превышающем емкость ко-
лонны, насосы в конце процесса
закачки (после заполнения труб)
будут работать при высоком дав-
лении, необходимом для продав-
ливания песка в трещины. Закачка же жидкости с абразивными
частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому
износу цилиндров и клапанов насосов.
При закачке рабочей жидкости непосредственно по обсадной
колонне можно за один прием ввести в пласт в несколько раз
больше песка, чем при закачке ее через насосно-компрессорные
трубы.
Емкость обсадных колонн и кочичество находящегося в них
песка приведены в табл. VIII.2. Как видно из этой таблицы, ем-
кость 168-мм обсадной колонны длиной 2000 м составляет 36 м3,
а принятое количество жидкости-песконосителя — 26,7 м3.
Чтобы на забое скважины не осталось части песка, объем про-
давочной жидкости следует принимать на 20—30% больше объ-
ема колонны, по которой закачивается песок. Избыточный объем
Таблица VIII.2
Количество песка, вводимого в скважину через обсадную колонну
Глубина скважины, м 146-мм колонна 168-мм колонна
Емкость, м3 Содержание песка в кг при концентрации Емкость, м3 Содержание песка в кг при концентрации
200 г/л 300 г/л 200 г/л | 300 г/л
500 6,25 1250 1875 9,0 1800 2 700
750 9,4 1880 2820 13,5 2700 4 050
1000 12,5 2500 3750 18,0 3600 5 400
1250 15,6 3120 4680 22,5 4500 6 750
1500 18,8 3760 5640 27,0 5400 8 100
1750 21,8 «60 6540 31,4 6280 9 420
2000 25,0 5000 7500 36,0 7200 10 800
продавочной жидкости должен закачиваться в скважину при
сниженном давлении во избежание оттеснения песка и смыкания
трещин вблизи стенок скважины. Необходимый объем продавочной
жидкости
7пр = 1,Зл£>в/7/4-= 1,3 • 3,14-0,152-2000/4 = 46 м3,
где DB = 0,15 м — средний внутренний диаметр 168-мм колонны.
Общая продолжительность процесса гидроразрыва
t’p + Ож. п + ^пр 7,5 4-26,7-1-46 лллч-
i =--------$----= .= 0,0615 сут =
= 1,48 ч или 1ч 29 мин,
где Q — суточный расход рабочей жидкости, м3.
Радиус горизонтальной трещины приближенно можно опре-
делить по эмпирической формуле
[ / 10~°Щ„ \0,5
, м, (VIII.5)
где с — эмпирический коэффициент, зависящий от горного давле-
ния и характеристики горных пород, который для скважины глу-
биной 2000 м принимается равным 0,02; Q — расход жидкости
разрыва; р — вязкость жидкости разрыва; tp — время закачки
жидкости разрыва; k — проницаемость пород. В нашей задаче
Q — 15 л/с или 900 л/мин, р. = 0,05 Па-с; tp — 7,5-1440/1300 =
= 8,3 мин; k = 50-Ю"15 м2. Тогда по формуле (VIII.5)
гт = 0,02 (^900 у ---50.i0-v ) =5,74 м.
Проницаемость горизонтальной трещины определяется по фор-
муле
£т = (о2/10М2, (VIII 6)
где со — ширина трещины (принимаем ® = 0,1 см).
Тогда получим по (VIII.6)
= 0,12/104• 12 = 83,3-10-» м2.
Проницаемость призабойной зоны
^и.з Л + (0 ’
(VIII.7)
где kn — проницаемость пласта, равная 50-10“15 м2; h — эффек-
тивная мощность пласта (Л = 10 м); со = 0,001 м.
По формуле (VIII.7) получим
^П. 3
5Q.10-i5.10+83,3-10-8.10-3 = 8 38 1Q_12 м2
10 + 0,001
Проницаемость всей дренажной системы
knkn. 3 1g —-----
£ — ______________________
^П. 3 1g -----Н kn 1g Т
Гт 'с
(VIII.8)
где 7?к — радиус контура питания скважины или половина сред-
него расстояния между двумя соседними скважинами, прини-
маем /?к = 250 м; гс — радиус забоя скважины, который равен
0,075 м; гт — радиус трещины, гт = 5,7 м.
Подставляя цифровые значения величин в формулу (VIII.8),
имеем
^Д- с -
50-10-15-8,38-10-121g
---------250-------= 0,106 • 10-12 м2.
s^-io-ig-^+so-io-ig^
Как видно из этого расчета, при наличии только одной гори-
зонтальной трещины шириной 0,1 см значительно увеличивается
проницаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышается
проницаемость всей дренажной системы пласта. В этих условиях
фактически вся жидкость фильтруется по трещине.
Так как потери напора в трещине ничтожно малы, можно при-
нять, что максимальный дебит скважины после гидравлического
разрыва с образованием в призабойной зоне горизонтальных или
вертикальных трещин можно найти по формуле Дюпюи
2л£л ch&p
Q=-------* (VIIL9)
p m
' T
где Q — максимальный дебит, м3/с; kA, c — проницаемость пласта
(дренажной системы) после гидроразрыва; h — эффективная мощ-
ность пласта; Ар — депрессия на забое, Ар = р„л — Р3. Р =
= (15 — 12) 106= 3 МПа; р — динамическая вязкость нефти,
которая равна 1 сПа-с.
С учетом указанных величин по формуле (VIII.9) получим
2-3,14-0,106-10^10-3. Юв = 10_4 =
Ю-2.2 31g _^L
5,7
= 46 м3/сут = 43,7 т/сут.
При ГРП жидкость закачивается по обсадной колонне при
давлении на устье 16,95 МПа при помощи цементировочных агре-
гатов ЦА-320М. Для принятого темпа закачки жидкостей (q =
— 15 л/с) необходимое число насосных агрегатов при одном резерв-
ном составит
M--^- + l, (VIII.10)
<7аг
где с/аг = 5,1 л/с — производительность одного агрегата на вто-
рой скорости при р = 18,2 МПа. Следовательно, по формуле
(VIII.10)
N = + 1 = 4.
Для максимального снижения потерь напора во всасывающей
части насоса при закачке вязких жидкостей с песком и для полу-
чения номинальной подачи необходимо, чтобы на приеме насосных
агрегатов был напор в 0,1—0,2 МПа.
Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидко-
сти-песконосителя с песком применяем цементировочные агрегаты
низкого давления.
Для смешивания песка с жидкостью применяем специальный
пескосмесительный агрегат ЗПА, имеющий бункер на 8 т песка,
и механическую лопастную мешалку.
Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуще-
ствляется специальными ареометрами, шкала которых показывает
концентрацию песка в кг/м3.
Допустим, для доставки к скважине рабочей жидкости приме-
нены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м3. В этом объеме рабочей
жидкости может находиться во взвешенном состоянии в зависимо-
сти от вязкости жидкости 2—4 м3 песка. Эти автоцистерны имеют
насосы подачей 10—20 л/с сдавлением на выкиде 0,3МПа, которые
служат для заполнения цистерн и для закачки жидкости в песко-
смесительный агрегат.
Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить
по приближенной формуле Г. К- Максимовича, в которой радиус
скважины гс после ГРП принимается равным радиусу трещины гт
n = Q2/Ql==lg_^/lg^, (VIII.11)
т с I 'Т
где Q, и Q2 — дебит скважины соответственно до и после гидро-
разрыва, Дк = 250 м; гс = 0,075 м; гт = 5,7 м.
По формуле (VIII. 11) имеем
< 250 /. 250 „ , _ , ,
п= lg ~6Ж/ 1£'5Т = 2’17 (Раза)-
Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так
как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком,
наблюдаются неучитываемые формулой небольшие потери напора.
2. РАСЧЕТ ОБРАБОТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИН
СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ
Задача 78. Провести солянокислотную обработку скважины,
имеющей следующую характеристику: глубина Н — 1420 м; вскры-
тая эффективная мощность карбонатного пласта h = 20 м; прони-
цаемость пород высокая (0,5-10“12 м2); пластовое давление низкое
(0,7 МПа); ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 10 м;
внутренний диаметр скважины D = 0,15 м; диаметр насосно-
компрессорных труб d. = 0,05 м.
Определить необходимое количество химикатов.
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 10%.
При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала
обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2-20 = 24 м3.
Количество необходимых для приготовления солянокислотного
раствора концентрированной 27,5 %-ной кислоты и воды можно
найти по табл. VIП.З.
Расчет количества химикатов и воды. По табл. VIII.3 на при-
готовление 10 м3 10%-ного солянокислотного раствора требуется
3890 кг 27,5%-ной НО и 6,6 м3 воды, а на 24 м3 10%-ного соляно-
кислотного раствора необходимо концентрированной НС1
WK = 3890-24/10 = 9350 кг
и воды
7 = 6,6-24/10 = 15,8 м3.
Таблица VIII.3
Количество кислоты и воды для приготовления солянокислотного раствора
Объем разведенной кислоты, м3 Концентрация разведенной кислоты, %
8 10 12 14
6 1840/4,38 2330'3,96 2830/3,52 3320'3,40
8 2460'5,84 3110/5,28 3770/4,68 4400'4,16
10 3080/7,30 3890/6,60 4720/5,87 5560/5,14
Примечание. В числителе указано количество концентрированной кислоты,
кг, а в знаменателе — количество воды, м5.
Количество концентрированной товарной соляной кислоты
для 10%-ного солянокислотного раствора можно также найти по
формуле
Гк=-Д~~-р (VIII.12)
где А и В — числовые коэффициенты (табл. VIII.4); W — объем
кислотного раствора.
В нашем примере для 10%-ной кислоты числовой коэффициент
А =214, а для 27 %-ной — коэффициент В = 226; х — 10%-ная
концентрация солянокислотного раствора; z— 27,5 %-ная кон-
центрация товарной кислоты; W = 24 м3 — объем кислотного
раствора.
Следовательно, по формуле (VIII. 12)
= 214^1^24(226-27,5) 8
к 226-27,5 (214— 10) ’
В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент —
катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора.
Против выпадения из солянокислотного раствора содержа-
щихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количе-
стве
Qy.K= ЮООЬГ/с, дм3, (VIII.13)
где b — процент добавки уксусной кислоты к объему раствора
(Ь = / + 0,8 = 0,74-0,8= 1,5%;/ — содержание в соляной кислоте
солей железа, принимаем равным 0,7%); IV = 24 м3 — объем
солянокислотного раствора; с — концентрация уксусной кислоты
(принимаем 80%).
Подставив числовые значения величин в формулу (VIII.13),
имеем
Qy. к = 1000 • 1,5 - 24/80 =- 450 дм3.
В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь
серной кислоты до 0,6% (в пересчете на SO3), которая после реак-
Таблица VIII.4
Значения коэффициентов А и В
Z, X В, А г, х В, А
5,15—12,19 214,0 29,95—31,52 227,5
13,19—18,11 218,0 32,10—33,40 229,5
19,06—24,78 221,5 34,42-37,22 232,0
25,75-29,57 226,0 — —
Примечание Здесь х — концентрация солянокислотного раствора, %; г —
концентрация товарной кислоты, %
ции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде
кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения
гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий
Qx.6 = 21,3№ (^-0,02), кг, (VIII.14)
где W — объем солянокислотного раствора; а — содержание SO3
в товарной соляной кислоте; х — концентрация солянокислотного
раствора; г — концентрация товарной кислоты. В нашем примере
W = 24 м3; а = 0,6%; х = 10%; z = 27,5%. Тогда по формуле
(VIII. 14) получим
Qx. б = 21,3-24 ( °2у 51П~ — 0,02^ 100 кг или 25 дм3
при плотности хлористого бария 4,0.
В качестве интенсификатора для понижения поверхностного
натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который
одновременно является ингибитором и наиболее активным пони-
зителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое
снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более
глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1 —1,5% объема соля-
нокислотного раствора (принимаем 1%), т. е. 24-0,01 = 0,24 м3
или 240 дм3.
Количество воды для приготовления принятого объема соля-
нокислотного раствора
V=1V —WK — SQ, м3, (VIII.15)
где W — объем солянокислотного раствора; Ц7К — объем кон-
центрированной товарной соляной кислоты (Ц7К = 8 м3); 2 Q —
суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору
(уксусная кислота, хлористый барий, ДС), 2 Q = 450 + 25 +
+ 240 = 715 дм3 = 0,715 м3.
Следовательно, по формуле (VIII. 15)
V = 24 — 8 — 0,715= 15,3 м3.
Для изоляции зумпфа при обработке снизу вверх применяем
раствор хлористого кальция (бланкет) относительной плотности 1,2.
Объем одного метра ствола скважины внутренним диаметром
0,15 м составляет 0,785-0,152 0,018 м3, а объем 10 м зумпфа
будет 0,18 м3.
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция относитель-
ной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС12 и 0,66 м3 воды. Для
изоляции всего зумпфа надо взять: СаС12 — 540-0,18 = 97 кг
и воды 0,66-0,18 = 0,12 м3.
После приготовления солянокислотного раствора проверяют
ареометром полученную концентрацию раствора НС1 и, если
она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или
концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации НО > 10%
определяется по формуле
(p2p'EzTL> (VIII.16)
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация
НС1 < 10%, — по формуле
7к= (Рр7^-> (VIII.17)
где qB и qK — объемы добавляемой воды и концентрированной
кислоты, м3; W— объем солянокислотного раствора 10%-ной
концентрации; р — плотность раствора заданной концентрации;
Pi и р2 — плотность приготовленного раствора соответственно по-
ниженной и повышенной концентрации; р3 — плотность концен-
трированной соляной кислоты.
До закачки соляной кислоты скважину необходимо заполнить
нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила
выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м от насосного
агрегата (0,00198-100 = 0,2 м3), промывочные трубы диаметром
0,05 м, длиной 1400 м (0,00198-1400 = 2,8 м3) и нижнюю часть
скважины от подошвы до кровли пласта (0,018-20 = 0,36 м3),
всего 3,36 м3. После этого устье скважины герметизируют и рас-
твор под давлением закачивают в призабойную зону пласта.
Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 3,36 м3
нефти.
Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин
применяются специальные агрегаты АзИНМАШ-30 (табл. VIII.5).
При высоких давлениях лучше применять более мощные агре-
гаты — АзИНМАШ-ЗОА (табл. VIII.6). Эти агрегаты предназна-
чены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кис-
лоты в скважину, а также для проведения гидрокислотных раз-
рывов пластов.
Таблица VIII.5
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-30
Скорость Частота вращения коренного вала насоса, об/мин Плунжер диаметром 90 мм Плунжер диаметром 110 мм
Теорети- ческая по- дача насоса, л/с Давление, МПа Теорети- ческая по- дача насоса, л/с Давление, МПа
II 46,6 1,86 50,0 2,80 33,30
III 89,0 3,50 26,1 5,35 17,40
IV 159,0 6,40 14,6 9,50 9,75
V 204,0 8,20 14,4 12,2 7,60
Таблица VIII.6
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-ЗОА
Скорость Частота вращения коренного вала насоса, об/мин Плунжер диаметром 100 мм Плунжер диаметром 110 мм
Теорети- ческая по- дача насоса, л/с Давление, МПа Теорети- ческая по- дача насоса, л/с Давление, МПа
II 54,9 2,50 50 3,60 33,2
III 104,5 4,76 25 6,85 17,4
IV 183,5 8,48 14 12,22 9,7
V 240,0 10,81 11 15,72 7,6
3. ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТЕКИСЛОТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД
Размеры обрабатываемой зоны карбонатного пласта зависят от
продолжительности нейтрализации кислоты в пластовых усло-
виях. Установлено, что с повышением давления от 5 до 30 МПа
скорость взаимодействия кислоты с породой снижается, а при
давлении свыше 40 МПа практически постоянна. С повышением
температуры от 301 до 373 К скорость взаимодействия интенсивно
возрастает. В интервале 423—523 К скорость практически по-
стоянна.
Размеры подвергаемой химическому воздействию зоны пласта
можно увеличить путем замедления нейтрализации кислоты. Это
достигается за счет применения разработанных СевКавНИПИ-
нефтью гидрофобных кислотных эмульсий, которые состоят из
50—70 %-ной соляной кислоты, углеводородной среды и реагента-
стабилизатора. Применение таких эмульсий предотвращает в те-
чение некоторого времени вступление кислоты в реакции с поро-
дой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет доста-
вить неотреагировавшую кислоту в более удаленные части пласта.
Задача 79. Определить глубину проникновения нефтекислотной
эмульсии в карбонатный коллектор. Исходные данные: глубина
скважины 3830 м; диаметр забоя скважины d = 100 мм; интервал
перфорации 3750—3800 м; пластовая температура 403 К; пласто-
вое давление 50 МПа; карбонатность пород 92%; коэффициент
трещиноватости &гр - 0,005; коэффициент приемистости 0,2 —
0,3 м3/сут. МПа на 1 м.
Для предохранения колонны от высоких давлений необходимо
закачать в затрубное пространство 2 м3 глинистого раствора плот-
ностью 1150—1200 кг/м3 и 46,5 м3 утяжеленного раствора плот-
ностью 1760 кг/м3. Для снижения коррозии подземного оборудова-
ния следует разбавлять кислоту до 15 %-ной концентрации и до-
полнительно ингибировать ее уротропином (1%).
Для обработки пласта необходимо использовать гидрофобную
нефтекислотную эмульсию с периодом стабильности в течение
80 мин при Т — 403 К. Наиболее близка к этим условиям эмуль-
сия, состоящая из 60% кислоты, 39,5% углеводородной основы
и 0,5% аминов фракции С10—С16.
Необходимый объем кислоты принимается из расчета 0,8 м3
15%-ной концентрации на 1 м вскрытой мощности пласга, что
составит в данном случае 40 м3, а общий объем эмульсии равен
78 м3.
Продавка эмульсии в пласт осуществляется в течение времени
ее стабилизации и нейтрализации. Глубина проникновения эмуль-
сии определяется по формуле
, Г V+ 0,785W2/i
^np^0,5j/ 0,785/eTp7i ’ М’ (VIII. 18)
где V — объем продавленной эмульсии, м3; kTV — коэффициент
трещиноватости, доли единицы; cl — диаметр забоя скважины, м;
h — эффективная мощность пласта, м.
Подставив в формулу (VIII.18) численные значения, получим
D nr 1/78+ 0,785-0,005-0,Р-50 „ пс
7?пр = 0’5 V ----0,785-0,005-50-= 9’95 М‘
В результате нефтекислотной обработки коэффициент приеми-
стости скважины повысился до 10 м3/сут. МПа на 1 м.
После освоения скважины дебит составил более 400 т/сут. Это
свидетельствует о значительном улучшении условий притока
нефти к скважине.
4. РАСЧЕТ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИН
Задача 80. Характеристика скважины, намеченной для термо-
кислотной обработки забоя, следующая: глубина Н = 1006 м;
эффективная мощность пласта h = 8 м; забой открытый чистый
(без пробки); внутренний диаметр эксплуатационной колонны
D =0,15 м; скважина эксплуатируется штанговым насосом;
диаметр промывочных труб d = 0,05 м; температура на забое
Т = 308 К; начальный и текущий дебиты нефти QH = 23 и QT =
= 5 т/сут; вода отсутствует. Коллектор сложен известняками;
в призабойной зоне пласта отлагаются парафин и смолы.
Требуется определить необходимое количество товарной соля-
ной кислоты и химических реагентов, а также эффективность этой
обработки.
Для повышения фильтрационной способности призабойной
зоны намечается термокислотная обработка, состоящая из двух
фаз: первая фаза — термохимическая обработка, при которой
солянокислотный раствор и поверхность забоя нагреваются до
348—363 К; вторая фаза — обычная солянокислотная обработка
призабойной зоны, но более эффективная, вследствие высокой
температуры нагретой соляной кислоты.
В качестве химического реагента примем металлический маг-
ний. Для первой фазы обработки рекомендуется 15%-ный раствор
НС1 в количестве 0,1 м3 на 1кг магния, который в результате реак-
ции его с кислотой выделяет 4520 ккал теплоты. Принимается, что
на 1 м эффективной мощности пласта необходимо 0,8 м3 соляно-
кислотного раствора. Для h = 8 м потребуется всегД 6,4 м3, из
них 4 м3 для первой фазы обработки и 2,4 м3 для второй фазы.
При температуре плавления парафина Тпл = 328 К достаточно
подогреть солянокислотный раствор и поверхность забоя до Тк =
= 353 К. Пусть начальная температура солянокислотного рас-
твора Тн — 293 К. Тогда необходимое количество магния для по-
вышения температуры W = 4 м3 кислотного раствора от 293
до 353 К можно определить по формуле
QM = F(TK-7\)/6,03 = 4(353-293)/6,03 = 39,8 кг. (VIII.19)
Найденное количество магния вполне соответствует практиче-
ской норме 1 кг на 0,1 м3 15%-ного солянокислотного раствора.
Для принятых в первой фазе обработки 4 м3 раствора надо взять
40 кг магния.
Из этой формулы можно найти и температурный перепад
(Тк—Тн), принимая количество магния по опытным данным.
Определим, как изменится концентрация 4 м3 15%-ного соля-
нокислотного раствора после растворения в нем QM = 40 кг маг-
ния. Процент уменьшения концентрации кислотного раствора,
нейтрализующегося полностью, найдем по формуле
____А+м____
З.ЗЗАГ + QM
(VIII.20)
где А — коэффициент, который при концентрации кислоты до
18% равен 218, а при концентрации до 12% — 214 (см. табл. VIII.4).
По формуле (VIII.20) получим
218-40
Х~ 3,33-218-4+ 40
Следовательно, концентрация 15%-ного раствора соляной
кислоты уменьшится на 3% и составит 12%.
Количество магния, необходимое для снижения концентрации
кислотного раствора от 15 до 12%, можно определить по формуле
Ом = 3>ззг(-^_-^а-), (vni.2i)
где и х2 — начальная (15%) и остаточная (12%) концентрации
кислотного раствора; А± и Л2 — числовые коэффициенты, равные
218 и 214 в зависимости от концентрации кислоты. Тогда по фор-
муле (VIII.21) имеем
= 3,33 4 (+++ - 2^) “ 45-2 кг-
Задаваясь значением остаточной концентрации кислотного рас-
твора х2 = 12%, можно определить первичную концентрацию
его xlt необходимую для проведения первой термохимической
фазы обработки забоя скважины путем реакции QM — 40 кг магния
с кислотным раствором W = 4 м3:
Х1 = Д1В/(Д1 + В), (VIII.22)
где постоянная В находится из выражения
d Qm 1 ^2хг ___________ 40 214-12 _ 1 к 7
° — З.ЗЗГ Л2 —х2 ~ 3,33-4 ~г 214—12 — ’ ’
Следовательно, по формуле (VIII.22) получим
v 218-15,7 1 л со/
~ 2184- 15,7 ~ 4’6
Для второй фазы обработки вслед за нагретой кислотой закачи-
ваем 2,4 м3 кислоты 12%-ной концентрации. Растворяющая спо-
собность нагретого раствора в 3—4 раза выше, чем раствора,
закачиваемого в скважину при Т = 293 К. Поэтому закачку
в пласт как нагретой, так затем и холодной кислоты надо вести без
перерыва.
Осваивать скважину после обработки необходимо по возмож-
ности скорее, пока не снизилась температура жидкости на забое.
Надо иметь в виду, что скорость растворения магния в соляно-
кислотном растворе быстро уменьшается с повышением давления.
Если скорость растворения при атмосферном давлении принять
за 100%, то при давлении 1 МПа скорость растворения составляет
62%, при 2 МПа — 36%, при 3 МПа — 21 % и при 6 МПа — 6%.
Поэтому при термохимической фазе обработки надо следить за
давлением нагнетания кислоты и за уровнями жидкости (нефти)
в затрубном пространстве.
Металлический магний употребляется в стружках или в прут-
ках, которые спускают на забой в реакционном наконечнике.
Для стружек трудно рассчитать объем реакционного наконечника
и выдержать определенный режим закачки, так как они имеют
различную толщину и плотность упаковки.
Определим размеры реакционного наконечника для спуска
магния в прутках. В эксплуатационную колонну диаметром 0,15 м
можно опустить наконечник диаметром 0,1 м. Стержни магния
диаметром dn = 0,04 м и длиной 0,6 м помещают в наконечнике
диаметром 0,1 м пачками по три стержня.
Подсчитаем объем и массу одной пачки прутков в трубе диа-
метром 0,1 м и длиной 1 м = 10 дм.
Объем прутков
V = 3xd2nL/4 = 3• 0,785• 0,42• 10 = 3,77 дм3.
Масса прутков при плотности металлического магния р =
= 1,77 кг/дм3
G = Ур = 3,77-1,77 = 6,67 кг.
Для 40 кг прутков магния потребуется реакционный наконеч-
ник длиной
/_=40: 6,67 = 6 м.
Так как по мере прокачивания соляной кислоты через реак-
ционный наконечник количество магния непрерывно уменьшается,
то для равномерности процесса (достижения одинаковой темпе-
ратуры нагрева кислоты) скорость закачки кислоты следует не-
прерывно уменьшать. Поэтому для выполнения расчета мы ра-
зобьем весь процесс растворения стержней магния на пять интер-
валов с постепенным уменьшением диаметра, а следовательно,
объема и массы стержней.
Уменьшение диаметра стержней для I интервала принимаем
с 4 до 3,5 см, для II интервала — с 3,5 до 3 см, для III интервала —
с 3 до 2 см, для IV интервала — с 2 до 1 см и для V интервала с 1 см
до 0. На основе этих данных вычисляем объем 15%-ного кислот-
ного раствора; время, потребное для прокачки через наконечник
всего объема 15%-ного раствора; скорость закачки — в м3/ч.
В результате подсчета по приведенной схеме получим следую-
щий режим закачки при атмосферном давлении (табл. VIII.7).
Термограммы показывают, что практически в реакционном
наконечнике на забое скважины процесс протекает несколько
быстрее, чем по расчету (примерно на 20%). Поэтому температура
раствора получается выше расчетной, а содержание остаточной
активной НС1 в кислотном растворе ниже 12%.
Таблица VIII.7
Режим закачки
Интервал Продол- житель- ность закачки, мин Обьем зака- чивае- мого раство- ра, м3 Ско- рость закач- ки, м3/ч
I 4,5 0,95 12,5
II 4,0 0,80 12,0
III 8,0 1,25 9,4
IV 7,0 0,75 6,5
V 3,0 0,25 5,0
Всего 26,5 4,0 —-
Таблица VIII.8
Режим закачки
с повышенной скоростью
Интервал Продол- житель- ность закачки, мин Обьем раство- ра, м3 Ско- рость закач- ки, м3/ч
I 3,8 0,95 15,0
11 3,3 0,80 14,4
III 6,7 1,25 11,3
IV 5,8 0,75 7,8
V 2,5 0,25 6,0
Всего 22,1 4,0 —
Для снижения температуры раствора следует повысить ско-
рость закачки на 20% против расчетной. Тогда режим закачки
будет соответствовать приведенному в табл. VIII.8.
Если в процессе закачки солянокислотного раствора давление
повышается, то режим следует откорректировать на соответству-
ющее давление, так как давление тормозит реакцию кислоты с ма-
гнием. Поданным УФНИИ, увеличение давления снижает скорость
реакции в следующих пределах:
Др, МПа Др, %
0,5 20
1,0 38
1,5 53
Пусть замером уровня жидкости в затрубном пространстве
установлено, что уровень поднялся на величину, соответству-
ющую 1 МПа давления на глубине реакционного наконечника.
Тогда рассмотренный выше режим изменится следующим образом
(табл. VIII.9).
Чтобы избежать во время термохимической обработки возник-
новения высоких давлений в затрубном пространстве, влияющих
на скорость реакции, следует открыть затрубное пространство
и исключить предварительную подкачку нефти.
Количество продавочной нефти берется в объем 0,05 м промы-
вочных труб плюс объем забоя скважины (считая по диаметру
0,25 м долота) в пределах обрабатываемого интервала (6 м):
yn = 2L(0,05M000 + 0,252-6) 2,4 м3.
Количество концентрированной товарной соляной кислоты,
содержащей 27,5% НС1, необходимой для приготовления 4 м3
15%-ной и 2,4 м3 12%-ной кислоты, найдем из соотношения
№к = Ц7/а, (VIII.23)
где W — количество солянокислотного раствора, м3; а — пере-
водной коэффициент (табл. VIII. 10).
Таблица VIII.9
Измененный режим закачки
Интервал Продолжительность закачки, мин Объем раствора, м3 Скорость закачки, м8/ч
I 3,8 : 0,62 = 6,1 0,95 15-0,62 = 9,3
11 3,3 : 0,62 = 5,3 0,80 14,4-0,62 = 8,9
III 6,7 : 0,62 = 10,8 1,25 11,3-0,62 = 7,0
IV 5,8 : 0,62= 9,4 0,75 7,8-0,62 = 4,8
V 2,5 : 0,62 = 4,0 0,25 6,0-0,62 = 3,7
Всего: 35,6 4,0 —
Значения коэффициента а
Таблица VIII.10
Концентрация разбавленной кислоты, % Концентрация товарной кислоты, %
31 30 29 28 27 26 25
8 4,325 4,160 4,000 3,847 3,690 3,357 3,392
9 3,820 3,680 3,540 3,400 3,260 3,130 3,000
10 3,420 3,295 3,173 3,047 2,920 2,800 2,686
И 3,100 2,980 2,870 2,755 2,645 2,535 2,430
12 2,825 2,720 2,615 2,514 2,412 2,310 2,217
13 2,600 2,500 2,408 2,312 2,217 2,125 2,038
14 2,400 2,310 2,227 2,135 2,048 1,964 1,883
15 2,230 2,145 2,067 1,983 1,903 1,824 1,750
Для 15%-ного раствора находим путем интерполяции а = 1,943,
а для 12%-ного — а = 2,463.
Следовательно, из (VIII.23) получим
^ = -T^T + -^3- = 3,04 м3.
Так как товарная соляная кислота обычно содержит окислы
железа (Fe2O3), то для предупреждения выпадения солей железа
при нейтрализации соляной кислоты в породе необходимо доба-
вить к солянокислотному раствору техническую уксусную кислоту
в количестве
Qy = (^1 + ^2), Дм3. (VI11.24)
Здесь b — добавка уксусной кислоты в процентах к объему
раствора, b = f + 0,8 (/ — содержание в солянокислотном рас-
творе Fe2O3, %); IFj и 1V2 — объемы 15- и 12%-ного солянокислот-
ного раствора; с — концентрация товарной уксусной кислоты
(обычно 80%).
Принимая f = 0,2%, находим b = 0,2 + 0,8 =1%.
Требуемое количество уксусной кислоты по формуле (VIII.24)
Qy = (4 + 2,4) = 80 дм3.
В качестве интенсификатора, понижающего поверхностное на-
тяжение отреагировавшего солянокислотного раствора и способ-
ствующего лучшему удалению его из призабойной зоны, прини-
маем 1 % -ный препарат ДС, который активно понижает скорость
реакции соляной кислоты с породой.
При плотности товарной соляной кислоты 1,139 т/м3 масса
ее составит 3,04-1,139 = 3,4& т.
Для термохимической обработки в качестве ингибитора необ-
ходимо применить И-1-А с добавкой 0,05% уротропина при обя-
зательном исключении из смеси серной кислоты во избежание
образования осадка гипса.
Для определения эффекта, ожидаемого от термокислотной обра-
ботки скважины, найдем дополнительное количество нефти, кото-
рое будет получено за время работы скважины с повышенным деби-
том, на 1 т затраченной концентрированной НС1. Для этого за-
даемся^продолжительностью эффекта в 4 мес (120 дней), в течение
которых начальный дебит скважины после обработки QH =
= 23 т/сут снижается до текущего дебита Qr = 5 т/сут с равно-
мерным понижением.
Количество нефти, полученной за 4 мес после обработки, со-
ставит I
Qo6 = (23 + 5) 120/2 = 1680 т.
Добыча за это же время без обработки была бы Qos = 5-120 =
= 600 т. Общий прирост добычи нефти, полученной в результате
обработки составит
Qos — Qa> = 1680 - 600 = 1080 т.
Средний прирост добычи нефти от обработки на 1 т израсходо-
ванной концентрированной соляной кислоты равен 1080 : 3,46=
= 312 т.
5. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ
ЗОНЫ СКВАЖИН
Задача. 81. Определить параметры периодической электротепло-
вой обработки пласта нагревателем мощностью N = 20 кВт для
следующих условий: продуктивный пласт — песчаник теплопро-
водностью = 0,5 Вт/(м-К), вязкость нефти цн = 5 мПа-с;
содержание воды SB = 5%; радиус скважины гс = 0,084 м;
радиус дренажа ге = 50 м; требуемый радиус прогрева г0 = 0,6 м;
радиус зоны с пониженной проницаемостью га = 0,6 м; прони-
цаемость этой зоны ka; проницаемость пласта kc; отношение про-
ницаемостей kjka = 3. Средний дебит жидкости до обработки
q0 = 1 м1 * 3/сут.
Определим средний дебит жидкости после обработки по фор-
муле
(VIII.25)
("Т- 1п ~Т~ + 1п (г° ~ Гс)
1----(Го In ГО — г0 — гс In Гс) +
+ (<о —<с) (in + In га\
\ ' агс ка /
Значения К в зависимости от обводненности продукции и вязкости нефти
Т а б л и и. а VIII II
Обводненность Динамическая вязкость нефти, мПа с
продукции, % 2 3 4 з 6 7 8 9 10 И 12
0 0,855 0,722 0,625 0,560 0,510 0,472 0,441 0,416 0,394 0,377 0,361
5 0,978 0,874 0,777 0,735 0,703 0,701 0,659 0,644 0,640 0,619 0,619
10 1,071 0,964 0,908 0,871 0,848 0,828 0,815 0,806 0,793 0,786 0,780
15 1,138 1,052 1,005 0,972 0,955 0,941 0,932 0,924 0,911 0,908 0,903
20 1,193 1,120 1,082 1,060 1,045 1,029 1,021 1,014 1,009 1,004 0,999
25 1,251 1,187 1,160 1,137 1,118 1,113 1,102 1,096 1,092 1,088 1,083
30 1,299 1,247 1,216 1,198 1,189 1,178 1,170 1,167 1,163 1,161 1,159
40 1,345 1,300 1,281 1,271 1,265 1,261 1,257 1,250 1,248 1,246 1,244
50 1,429 1,396 1,383 1,369 1,363 1,361 1,356 1,352 1,351 1,348 1,347
60 1,475 1,450 1,443 1,437 1,431 1,425 1,422 1,418 1,417 1,416 1,415
70 1,497 >,485 1,475 1,474 1,468 1,467 1,466 1,464 1,463 1,463 1,463
80 1,531 1,520 1,518 1,517 1,516 1,515 1,514 1,513 1,512 1,511 1,510
90 1,559 1,554 1,551 1,548 1,546 1,545 1,545 1,545 1,545 1,545 1,545
100 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580 1,580
где обозначения и размерности соответствуют условию задачи.
Следовательно по формуле (VIII.25) получим
(31п + 1п -тгИ (°-6 - °-084) 1
\ 0,084 ‘ 0,6 / ' - 1 з/р
V? ~~ (1—3) (0,6 1110,6 —О о —0,084 1п 0,084) + — Ц^ОМ/Сут.
+ (0.6-0,0S4) (1„т;г-®и- + 3|»0.б')
Определим по номограмме (рис. VIII 3) установившуюся за-
бойную температуру, для чего сначала по габл. VIII. 11 находим
в зависимости от обводненности и вязкости нефти параметр К,
характеризующий свойства добываемой продукции. Для обвод-
1),3 0,5 0,7 0 4 1,1 1,3 К
Рис VIII 3 Номограмма для определения параметров периоди-
ческой электротепловой обработки скважины
ценности 5% и динамической вязкости р.„ = 5 мПа-с имеем Д =
= 0,735. Далее из точки на оси абсцисс номограммы К = 0,735
восставим перпендикуляр до пересечения со сплошной кривой,
соответствующей мощности электродвигателя 20 кВт и диаметру
скважины 168 мм. Точку пересечения сносим на вертикальную
ось цомограммы, где ндходим натуральный логарифм забойной
температуры In AT3 = 4,97, откуда АТ3 = 144,5° С или 417,5 К-
Продолжительность обработки определяем по номограмме
(рис. VIII.4) в зависимости от принятого радиуса прогрева и
функции фп, характеризующей темп нагревания пласта. Функ-
ция срп находится по номограмме (см. рис. VII 1.3). Для этого на
правой вертикальной оси берется точка, соответствующая 5 %-ной
обводненности нефти, ко-
торая проектируется влево
до пересечения со штри-
хпунктирной кривой, по-
строенной для песчаной
породы и диаметра сква-
жины 168 мм. Из найден-
ной точки проводится вер-
тикальная прямая до пе-
ресечения с горизонталь-
ной пунктирной линией,
идущей от значения ло-
гарифма забойной темпе-
ратуры, что на левой вер-
тикальной оси. Через по-
лученную точку а под
углом 45° проведем пря-
мую линию до пересечения
с левой вертикальной
осью, на которой и нахо-
дим значение функции
Ф., = 4,52.
Для определения про-
должительности обработки
на верхней горизонталь-
ной оси номограммы (см.
рис. VIII.4) берется точка,
Рис. VII 1.4. Номограмма для определения
продолжительности электротепловой об-
работки скважины
соответствующая найденному значению срп, которая проектируется
вертикально вниз до пересечения с кривой, характеризующей тип
коллектора (песчаник). Найденная точка сносится вправо на вер-
тикальную ось (In т = 5), через которую под углом 45° прово-
дится прямая. Полученная линия выражает графическую зави-
симость времени обработки (вертикальная ось) от радиуса про-
грева (нижняя горизонтальная ось). Следовательно, в нашем слу-
чае при прогреве пласта на глубину 0,6 м потребное время про-
грева составит In т — 3,8, откуда т = 45 ч.
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА В ПЕРФОРАЦИОННЫХ
ОТВЕРСТИЯХ
Потери напора в перфорационных отверстиях удобно опреде-
лять на примере гидравлического разрыва пласта (ГРП). В про-
цессе ГРП обычно имеют место большие расходы рабочих жидко-
170
стей (до 0,018 м3/с). Поэтому в перфорационных отверстиях экс-
плуатационной колонны возникают значительные потери напора,
которые можно найти по следующей формуле:
? = -^-ncpl/2gA/z,
откуда
= (VIII.26)
n2d4n2(p22q v ’
где Д/i — потери напора, м вод. ст.; q — расход жидкости-песко-
носителя, м3/с; d — диаметр отверстий при пулевой перфорации, м;
п — общее число перфорационных отверстий; <р — коэффициент
расхода, зависящий от характера истечения жидкости; g — уско-
рение свободного падения, м/с2.
Задача 82. Определить потери напора в перфорационных
отверстиях в процессе ГРП, если q = 0,01 м3/с; d = 0,011 м;
<р = 0,82; g = 9,81 м/с2.
Определим потери напора по формуле (VI 11.26) при числе
перфорационных отверстий п = 10
л/ 16-0,012 о.
3,142-0,0114-102-0,822-2-9,81 ~ 8,4 М В0Д' СТ‘
В этом случае перепад давления составит
Др = Д/zpg-= 8,4-1000-9,81 = 82,3-103 Па.
При п — 5 потери напора будут
Л и 1 6 - 0,01 2 90 с
~~ 3,142-0,0114-52-0,822 • 2-9,81 — 33,6 М В0Д’ СТ'
Перепад давления
Др = 33,6-1000-9,81 =0,33- 10е Па.
При п = 1 потери напора резко возрастают и составят
л , 16-0,012 О.А
/г ~ 3Д42.0 0114-12-0,823-2-9,81 ~ 84^ М В0Д’ СТ>
Перепад давления будет
Др = 840-1000-9,81 = 8,23-106 Па.
Расчетные данные по определению Др при разных значениях q
и п приведены в табл. VIII.12.
Из данных табл. VIII.12 видно, что при повышении расхода
в два раза перепад давления увеличивается примерно в четыре
раза.
-J
го
Расчетные данные по определению перепада давления Ар в перфорационных отверстиях
обсадной колонны скважины, МПа
п
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 15 20 25 30
0,01 10,3 2,6 1,1 0,6 0,4 0,3 0,2 0,2 о,1 0,1 — — — —
0,02 41,4 10,3 4,6 2,6 1,7 1,3 0,8 0,6 0,5 0,4 0,2 о,1 — —
0,03 93,1 23,3 10,3 5,8 3,8 2,8 1,9 1,4 1,1 0,9 0,4 0,2 0,2 0,1
0,04 165,6 41,4 18,4 10,3 6,6 5,0 3,4 2,6 2,0 1,6 0,7 0,4 0,3 0,2’
0,05 258,7 64,7 28,7 16,1 10,3 7,8 5,3 4,0 3,2 2,6 1,0 0,7 0,4 0,3
0,06 372,6 93,1 41,6 23,2 14,9 10,3 7,6 5,8 4,6 3,8 1,6 1,0 0,6 0,4
0,07 507,0 126,7 56,3 31,6 20,3 15,3 10,3 7,9 6,2 5,0 2,2 1,3 0,8 0,6
0,08 662,4 165,5 73,6 41,3 26,5 23,2 13,5 10,3 8,1 6,6 2,9 1,7 1,0 0,7
0,09 838,3 209,5 93,1 52,3 33,5 25,3 17,1 12,0 10,3 8,3 3,7 2,2 1,3 0,9
0,10 1035,0 258,7 115,0 64,6 41,4 31,3 21,1 16,1 12,3 10,3 4,6 2,7 1,6 1,1
7. РАСЧЕТ ГИДРОПЕСКОСТРУЙ НОЙ ПЕРФОРАЦИЙ
Задача 83. Для -проведения гидропескоструйной перфорации
скважины глубиной Н = 1000 м требуется определить расход
рабочей жидкости, необходимое количество жидкости и песка,
гидравлические потери напора, давление жидкости на выходе из
насадок, предельную безопасную длину подвески насосно-компрес-
сорных труб и их удлинение.
1. Расход рабочей жидкости (воды) определяют по формуле
сы3/с, (VIII.27)
где п = 4 — число насадок диаметром 4,5 мм; <р — коэффициент
скорости, который можно принять равным коэффициенту расхода
0,82 (для конусоидальной насадки); f — площадь сечения отвер-
стия насадки (/ = 0,785-0,45а = 0,158 см2); Др — перепад давле-
ния в насадке (принимаем Др = 20 МПа); g = 981 см/с2 — уско-
ренье свободного падения; рсм — плотность смеси воды с песком,
которая равна реМ = с (рп — рв) рв, где рп = 2,7 г/см3 — плот-
ность песка; рв = 1 г/см3 — плотность воды; с — объемная кон-
центрация песка
с_______С|1 —_______L22____— п 0357
с0 4- 1000рп ' 100 + 1000-2,7 ‘
с0 = 100 кг/.м3 — массовая концентрация песка. Найдем значе-
ние рсм = 0,0357 (2,7 — 1) + 1 == 1,06 г/см3.
Расход жидкости определим по формуле (VIII.27)
Q — 10-4-0,82-0,158 1/ 2°/?,81 '°' = 9920 см3/с = 9,9 л/с.
2. Найдем общее количество жидкости и песка, необходимое
для проведения перфорации. Необходимое количество жидкости
устанавливается из расчета двух объемов скважины (один объем
для транспортировки песка на забой скважины и один объем для
промывки скважины по окончании процесса) плюс 0,3 объема
на потерю фильтрации (поглощения пластом).
Таким образом, Qx — 2,3V = 2,3-17,7 -= 40,7 м3, где объем
скважины V = 0,0177-1000 = 17,7 м3 (см. прил. 3).
Необходимое количество кварцевого песка Q, -= 1,3 Vc0 —
= 1,3-17,7-100 = 2300 кг или 2,3 т.
3. Гидравлические потери напора при гидропескоструйной
перфорации складываются из потерь
Р = ДРт-|-ДРк + ДРи +дрп, Па, (VIII.28)
где АР, — потери напора в трубах, Па; ДРК — потери напора
в кольцевом пространстве, Па; ДРН— потери напора в насадках, Па;
АРН — потери напора в полости, образованной абразивной струей,
Па.
Определим значения этих составляющих.
Потери напора в трубах
ЛРТ = 8,1- Ю6-Хтрсм , (VIII.29)
где Хт = 0,035 — коэффициент трения при движении воды в 62 мм
трубах; Q - 9,9 л/с — расход жидкости; Н = 1000 м — глубина
спуска труб; d = 62 мм — внутренний диаметр насосно-компрес-
сорных труб.
По формуле (VIII.29)
ДРТ = 8,1-106-0,035-1,06 -9’9!'L000 = 3,23- 10е Па.
Потери напора в кольцевом пространстве
др 8,05 10~2-XKpCMQ2// j-г (VIII 30)
— (D2 — d2)2 (D — d) g ’ 11а’ (VlllPU)
где — коэффициент трения при движении воды в кольцевом
пространстве; Q = 9,9 л/с (или 9900 см3/с); Н — 105 см; D =
= 15 см — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d =
= 7,3 см — наружный диаметр насосно-компрессорных труб.
Для определения лк найдем Re по Минцу и Шуберту
Re- <V,,L31)
где 6 = 0,05 см — средний диаметр зерен песка; w — скорость
движения жидкостей смеси в кольцевом сечении между колоннами
труб диаметром 15 и 7,3 см, которая равна
w = Q/0,785 (£>2 - d2) = 9900/0,785 (152 - 7,32) = 73 см/с;
т — условная пористость твердой фазы в трубах
т = 1 - Рсм~Рж. = 1 _ = 0,98.
рп А'
Величина Рсм = р,Бе3-18е, где с = 0,0357 — объемная кон-
центрация песка; е — основание натуральных логарифмов; цв =
= 0,1 Па-с.
Следовательно,
исм = 0,1 -2,7183-18 о,оз57 = i i2 мПа-с.
Определяем Re по формуле (VIII.34)
рР _ 1,06-73-0,05 _
Л 1,12-10'3-60 (1 — 0,98) zo°
Учитывая, что режим турбулентный,
= 0,3164/Re?0’25 = 0,3164/28800-25 = 0,043.
По формуле (VIII.30) получим
Лп 8,05-10-2-0,043-1,06-99002-105 1С_ 1n3rf
ДРК = ~ (152 — 7,За)2 (157,3) 981 ' 16’7' 10 Па’
Потери напора в насадках АРП примем равными 20 МПа.
Потери напора в полости АРП, образованной абразивной струей,
по опытным данным изменяются от 2 до 5 МПа. Принимаем среднее
значение АРП = 3,5 МПа.
Общие гидравлические потери по формуле (VII 1.28)
р = (3,23 + 0,0167 + 20 + 3,5) 10е = 26,75- 10е Па.
4. Давление жидкости с песком на выходе из насадок равно
р0 = ру + pCMg# -р = 22,2-106 4- 1060-9,81 • 1000 -
-26,75- 10е = 7,85-10е Па,
где ру — давление на устье скважины при работе насосного агре-
гата 2АН-500 на V скорости. При расходе 9,5 л/с ру = 22,2 МПа.
5. Предельная безопасная длина подвески труб диаметром
73 мм при наличии циркуляции жидкости определяется по фор-
муле
-^-/кРу
Ь = —, м, (VIII.32)
где QCTp = 294 кН — страгивающая нагрузка для резьбового
соединения гладких насосно-компрессорных труб из стали группы
прочности Д; k = 1,5 — коэффициент запаса прочности; /к =
= 30,2 см2 — площадь проходного сечения труб диаметром 73 мм
(см. прил. 3); ру = 22,2 МПа; qT = 82 Н — вес в жидкости 1 м
труб диаметром 73 мм с муфтами (см. прил. 3). Следовательно,
по формуле (VI 11.32) имеем
9Q4.1 ПЭ
---30,2 -10-*-22,2 -10®
L =-----ЬЁ------ ------------= 1570 м.
Максимально возможная длина спуска тех же труб при отсут-
ствии циркуляции жидкости (в случае ее полного поглощения)
L'
Остр
k
-- fuPy
Рт V /кРсМ^
(VIII.33)
где q'T = 94,6 Н — вес 1 м труб диаметром 73 мм с муфтами без
учета потери веса в жидкости, так как в затрубном пространстве
жидкость отсутствует.
По формуле (VIII.33) получим
294 103
{ 5----30,2-10-^-22,2 10®
L = 94,6 4-30,2-10-*1-1060 9,81 = 1025 М’
6. Определим удлинение насосно-компрессорных труб под
действием общей нагрузки. По закону Гука удлинение АГ составит
АЛ=-^-, (VIII.34)
£/Т
где G — общая нагрузка на трубы, МН; L — 1000 м — длина
колонны труб; Е = 20,6 МН/см2 — модуль упругости стали;
/т = 11,66 см2 — площадь поперечного сечения тела трубы диа-
метром 73 мм (см. прил. 3)
При наличии циркуляции жидкости G равна
G = 7г 4 - ДР,/Н +/к (Ру - ^1-) , (VIII.35)
где -------нагрузка от собственного веса труб с муфтами, Н;
/н = 41,84 см2 — поперечное сечение труб диаметром 73 мм по
наружному диаметру.
Следовательно, по формуле (VIII.35) имеем
G = 82-^- - 25-103-41,84- КГ4 +
4 30,2 НГ4 (22,2 - 10s 100,6 • 103 Н.
При отсутствии циркуляции жидкости
G' + (ptMgA +/2У - , (VIII.36)
где q\ = 94,6 Н — вес в воздухе 1 м труб диаметром 73 мм с муф-
тами.
По формуле (VIII.36) получим
G' = 94,6-^-J 30,2-КГ4 (1060 9,81-1000 +
4 22,2 10° - -4-’-85-'10.с ) = 137,3 103 Н.
Удлинение труб по формуле (VIII.34) составит
при наличии циркуляции жидкости
Л, 100,6 103-1000 П.1О
20,6-106-11,66 “ 0,4 8 м’
при отсутствии циркуляции жидкости
. 137,3 10®-1000 „
— 20,6 100-11,66 °’57z м.
Удлинение насосно-компрессорных труб нужно учитывать при
определении глубины прострела и интервала перфорации. Если
этот интервал превышает найденные значения удлинений, то
никакой поправки при определении глубины спуска перфоратора
делать не следует. При малой мощности продуктивного гори-
зонта удлинение труб надо учитывать.
IX. ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА
И СКВАЖИН
Эффективное тепловое воздействие на продуктивный пласт в целом
можно осуществлять как путем нагнетания в пласт теплоносителя
извне, так создавая внутрипластовый движущийся очаг горения
(ВДОГ). Эти методы снижают вязкость нефти и этим повышают
ее подвижность. Их сущность состоит в переносе тепловой энергии
на большие расстояния с одновременным отбором из пористой среды
продуктов теплового воздействия в виде горючих газов [14].
При фонтанировании скважины в целях борьбы с отложениями
парафина важно знать распределение температуры по стволу сква-
жины, а при паротепловой обработке необходимо учитывать по-
тери теплоты в скважине.
1. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА
МЕТОДОМ ВДОГ
Задача 84. Рассчитать основные показатели разработки пяти-
скважинного элемента пласта (четыре эксплуатационных и одна
нагнетательная скважина в центре) методом создания внутри-
пластового движущегося очага горения (ВДОГ), если эффектив-
ная мощность пласта h3 = 6 м; пористость т = 0,28; температура
пласта Т„л = 294 К; плотность нефти рн = 945 кг/м3; плотность
воды р„ = 1000 кг/м3; нефтенасыщенность Зн = 0,72; водонасы-
щенность Зв = 0,23; расстояние между нагнетательной и эксплуа-
тационными скважинами а = 300 м; абсолютное давление на забое
эксплуатационных скважин р3 = 0,8 МПа; абсолютное давление
нагнетания (равное примерно горному давлению) рн = 20 МПа;
радиусы нагнетательной и эксплуатационных скважин гс -= 0,084 м
(168-мм обсадная колонна); эффективная проницаемость пласта
для воздуха (окислителя) k3 = 0,176-10"6 м2 (176 мД); динамиче-
ская вязкость воздуха при пластовой температуре р = 0,018 мПа-с;
радиус фронта горения в конце первого периода г/р = 50 м.
Кроме того, по данным лабораторных экспериментов имеем: коли-
чество коксового остатка (расход топлива) g - 25,2 кг/м3; удель-
ный расход окислителя Уост = 12 м3/кг; отношение количества
водорода к кислороду в коксовом остатке'"/? = 1,2; удельная теп-
лота сгорания нефти QH = 41,9 МДж/кг (Ю’Мкал/кг), а газооб-
разных продуктов Qr = 1,257 МДж/м3 (300 ккал/м3). Принимаем
коэффициент охвата пласта фронтом горения по мощности ah =
~ 0,9; коэффициент нефтеотдачи для участков пласта, не охва-
ченных фронтом горения, 7 = 0,4.
Определим объем воздуха,
ницы объема пласта
необходимый для выработки еди-
Уп = Лт = 25,2-12 = 302 М3/М3.
Находим предельный темп нагнетания воздуха
7,4Мэ(Рн-Р1)
УТ. пр / П2 \ >
НТ’пл ( 2,3 1g —-р—— 1,238
\ ГсГФ /
(IX.1)
где все величины известны. Подставляя их, получим
7,4 • 0,176 -10—в • 6 - (20а — 82) 1010
/ ЧОО2 \
0.018-294 1,238)
= 57-103 м3/сут.
По рис. IX. 1 находим минимальную скорость перемещения
фронта горения (с учетом aft = 0,9) даф, м = 0,025 м/сут.
Рис. IX.2. График для опреде-
ления коэффициента охвата пла-
ста фронтом горения
Рис. IX.1. Зависимость минимальной
скорости перемещения фронта горения
от мощности пласта при Т = 533 К.
Концентрация топлива g, кг/м3 1 — 32;
2 — 24; 3 — 20, 4 — 19,2; 5 — 18,4
Определяем скорость движения фронта горения в конце пер-
вого периода процесса
Гт. пр 57-103 „ , .
w<№~~~ 2лЛэУпГф — 2-3,14-6-302-50 “ °’ м/сут.
Так как полученное значение адф£г, > Здаф. м, то принятая
величина гф = 50 м остается в силе. Если значение дафи) окажется
меньше Зшф.м, то расчет следует повторить при несколько меньшем
значении гф.
Находи^ значение параметра ia
: ___ vt.пр___________57-103 _4 1 Q /ту о)
— аДэа'ф.’мЕп - ЗОО-бЩ,025-302 — (lA.z;
По рис. IX.2 определяем коэффициент охвата пласта фронтом
горения по площади as (на момент подхода фронта горения к экс-
плуатационным скважинам). В зависимости от полученного пара-
метра ia имеем as = 0,53.
Для определения коэффициента нефтеотдачи предварительно
вычислим значения коэффициентов So и SIV
So = g/pHm = 25,2/945-0,28 = 0,095;
ST x = = 0,095 12:!’q57 = 0,034.
чи 41,У
Коэффициент нефтеотдачи на участке, охваченном фронтом
горения, вычисляем по формуле
__ 1 _ + $Т. х _ 1 _ 0,095 -|- 0,034 _ л 091
1 SH 0,72 V,OZ1.
Коэффициент нефтеотдачи для всего участка
т] = аЛа5т]' -f-Л,(1 — aftas) = 0,9-0,53-0,821 +
+ 0,4(1 -0,9-0,53) = 0,6.
Длительность первого периода разработки находим по формуле
т' = Гф/+'ф„, = 50/0,1 = 500 сут.
Количество закачанного за этот период воздуха
у;-= -L ут нрТ'^ х.57.103-500 = 14,25-108 м3.
Количество полученной смеси, состоящей в основном из азота
и паров воды, определяем по формуле
О., - [<WN. + «₽. + + (т^+г + S.mp.) ] К, (IX.3)
где pN2 — плотность азота; п — отношение водорода к углероду
в коксовом остатке; 6 — отношение поданного объема воды к объ-
ему поданного воздуха в долях единицы; у — коэффициент
использования воздуха.
В данной задаче Pn2 = 1,36 кг/м3; п = 1,2; 6 = 2-1СГ3; у =
— 0,9. Следовательно, по формуле (IX.3)
Gnp = [о,79-1,36 + 2-10-3-103 +
+ -S' ( 9,'о5’.2Л2 + 0,23-0,28-103) 1 • 14,25-108 = 47,4-108 кг.
oUz \ lz 1,2 / J
Массовые доли азота и паров воды в Смеси определяются по
формулам:
0,79-V'pN 0,79-14,25-10»-1,36 А ооо
р., = —z--------- —------ль л 0,323;
“ К 2 ОПр 47,4-10е ’ ’
£нг° = [Т7 (т2“+ + SBmPB) + Ч] 'oj'=
0,9 /9-25,2-1,2
302 \ 12 + 1,2
+ 0,23-0,28-
103)
+ 2-10’3 103]
14,25-10“
47,4-10“
= 0,675.
X
С учетом плотности водяного пара рн2о = 0,804 кг/м3 опреде-
лим плотность смеси по формуле
______Рн8оРм;
£n2Pii2o + +i2o!’n2
,______U.OUI-1 ,оо_________О QQ кг/м3
0,323-0,804 + 0,675-1,36 ~ ’° к1/м’
Удельную теплоемкость смеси определяем по формуле
I *"
Спр CN2£n2 I ~Ki~ ^Н2о ,
(IX.4)
где cN, — удельная теплоемкость азота; I — удельная энтальпия
насыщенного пара; А/ — разность между температурой пара и
пластовой температурой. Принимаем
Рис. IX.3. Зависимость выжжен-
ной площади от радиуса фронта
горения
Сы2 = 0,96 кДж/(кг-К); i" =
= 2782 кДж/кг; А/ = 173 К. Под-
ставляя их в (IX.4), получим
е = 0,96-0,323 + 0,675 =
=-11,23 кДж/(кг-К).
Радиус фронта горения при про-
рыве оторочки горячих жидких про-
дуктов в эксплуатационные сква-
жины находим по формуле
Г г .1/ ОпрСпрРпрРп /ту к\
Г^Г°- V Сплрп+г"'“’ (1Х-5)
где г0 — радиус оторочки при про-
рыве горячих жидких продуктов
в эксплуатационные скважины; спр, рпр — соответственно
удельная теплоемкость и плотность смеси в газообразном состоя-
нии; Gr — суммарное количество поданного воздуха; спр, рпл —
соответственно удельная теплоемкость и плотность пласта, насы-
щенного водой. Эти величины равны: го = 300 м; рпр = 0,925 кг/м3;
Gr = 18,4-106 м3; спл = 253 кДж/(кг-К); рпЛ = 4,95 кг/м3. Сле-
довательно, по формуле (IX.5) имеем
ОЛП 1Л6 11,23-0,925-302 1 1QQ
Гф--о00.|/ 47,4-10 • 253-4,95-18,4-10“ — 118,“ М‘
Пользуясь вспомогательным Графиком заЬисймосГй выжженной
площади Sr от радиуса фронта горения г* (рис. IX.3), находим
Sr = 3,1 -104 м2. '
Объем выжженной зоны составит
V, = S,ahht --= 3,1 • 101 • 0,9 • 6 = 163 • 103 м3.
Суммарное количество воздуха, необходимое для выжигания
этого объема,
VT = VnVr-L = 302-163- 103-ttL- = 54,7-106 м3.
у и ,У
Время, необходимое для выжигания полученного объема пла-
ста,
Рт“ V; (54,7 — 14,25) 106 ,
т = —--------У т = -----ь-гтпз -----F 500 = 1208 сут.
VT. пр 57-Ю3 1 J
Объем извлекаемой нефти определяется по формуле
н = 2a2/i3mS„irj = 2-3002-6-0,28-0,72-0,6 = 131 • 103 м3.
Среднее количество воздуха, затраченное на извлечение 1 м3
нефти, равно
VB03 = VT/V„.H = 54,7-106/131 • 103 = 416 м3/м3.
Средний дебит нефти одной эксплуатационной скважины равен
Qh. ср = К.. „/4 т = 131 -103/4-1208 = 27,1 м3/сут.
Средний газовый фактор в случае, если количество полученного
газа равно количеству закачанного воздуха, составит
г 17т 54,4 • 1 О'’ .. г з, 3
Gi-ф.ср- 4tQ„.cp 4-1208-27,1 ~ м'/м-
2. РАСЧЕТ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОЦЕССА ТЕПЛОВОЙ
ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
Задача 85. Тепловая обработка пласта ведется комбинирован-
ным методом и состоит из двух этапов. На первом этапе призабой-
ная зона нагнетательной скважины подогревается газовоздушной
смесью. На втором этапе в пласт нагнетается холодная вода для
получения пара и вытеснения им нефти.
Принимаем, что скважины расположены по семиточечной схеме
(шесть эксплуатационных скважин по окружности и одна нагне-
тательная в центре). Расстояние между эксплуатационными и на-
гнетательными скважинами 7? = 100 м. Средняя мощность пласта
h = 20 м. Пористость пласта т = 0,2; остаточная нефтенасыщен-
ность пласта р = 0,5.
Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке,
Рп = пО = 3,14-1002- 20 = 62,8-104 м3.
Абсолютные запасы нефти на начало тепловой обработки
V = Vnmp = 62,8-104-0,2-0,5 = 62,8-103 м3. I-
При вытеснении нефти паром можно получить 80% этих запа-
сов нефти или около 62,8-103-0,8 = 5-104 м3.
Объем призабойной зоны определяется по формуле
К.--------ат г аг л - (IX.6)
где &ТП — прирост температуры перегретого пара относительно
начальной температуры, К, ДТП = 700 К; ДТВ — прирост тем-
пературы холодной воды до точки кипения, К, Д7\ = 150 К;
св—теплоемкость воды, равна 1 ккал/(кг-К); i — теплота испа-
рения воды, равна 500 ккал/кг.
Подставив численные значения входящих в формулу (IX.6)
величин, найдем объем предварительно прогреваемой призабой-
ной зоны:
V =_________628-103______89 • 103 м3
° 1 700 /1 _l 1-150 \
' 150 V ' 500 /
или
89-103-100 , .
628-103 —14/о
всего объема подлежащего обработке пласта.
Для нагрева такого объема пласта потребуется тепловой энер-
гии
= (ДТп - ДТв) iV0 = (700 - 150) 500 • 103 89 • 103 =
= 24,475-1012 кал == 102,6 ТДж.
Общее количество газа, необходимое для получения этой
энергии с учетом 25% на тепловые потери, будет
У1= l,25Qi: Q = 1,25-24,475-1012: 8-10° = 3,82-10е м3,
где Q = 8 Мкал/кг — теплота сгорания природного газа.
Лабораторными опытами установлено, что на сгорание 1 м3
газа требуется 9,5 м3 воздуха. Поэтому расход воздуха составит
VR = 9,5= 9,5 3,82 • 10е = 36,3 - 10е м3.
Объем всей газовоздушной смеси
Vc4 = vr + VB = 3,82- 10е + 36,3-10® = 40,12 -106 м3.
Радиус предварительного обогрева пласта
До = VVj^h = /89 000/3,14-20 37,6 м.
Приемистость нагнетательной скважины должна быть не менее
А — 10® м3/сут. Если она окажется меньше, необходимо принять
меры к ее повышению.
Продолжительность нагрева пласта составит
iH = FCM: К = 40,12 • 10®: 106 = 401 сут.
После прогрева призабойной зоны необходимо максимально
быстро провести нагнетание воды с тем, чтобы своевременно полу-
чить пар для обработки всего пласта.
Общий объем воды, необходимый для нагнетания, определится
по формуле объемной скорости конвективного переноса теплоты
в пористой среде пласта:
Зв = у^п, (IX.7)
С В
где сп — теплоемкость перегретого пара; съ — теплоемкость воды.
Эти величины соответственно равны 0,5 и 1 Мкал/(м3- К). Следова-
тельно, по формуле (IX.7)
QB = 628-103 = 314-103 м3.
При подаче нагнетательной установки qu = 500 м3/сут продол-
жительность вытеснения нефти паром составит ,
= QB ’• <7н = 314-103 : 500 = 628 дней.
Общая продолжительность тепловой обработки участка пласта
будет
*об = *н + *в = 401 +628= 1029 дней 3 года.
За это время предполагается добыть из пласта путем тепловой
обработки 5-104 м3 нефти или 5- 104/1029 = 49 м3/сут.
Затраты на весь процесс тепловой обработки составят около
0,5 млн. руб., или 0,5-10® : 5-104 = 10 руб на 1 м3 нефти.
3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ИСТОЩЕННОГО
НЕФТЯНОГО ПЛАСТА КОМБИНИРОВАННЫМ МЕТОДОМ
Задача 86. Тепловая обработка пласта ведется методом тепло-
вого импульса путем предварительного обогрева призабойной
зоны горячей водой или насыщенным водяным паром и последу-
ющего переноса созданной горячей зоны за счет нагнетания
холодной воды, которая при высокой температуре пласта превра-
щается в пар.
1. Удельные потери тепловой энергии (на 1 м3 обработанной
части пласта)
где <2уд — удельные потери тепловой энергии, ккал/м?; АТ —
среднее увеличение температуры пласта (по сравнению с нормаль-
ной); X — коэффициент теплопроводности нефтесодержащих по-
род; с — удельная теплоемкость этих пород; с„ — удельная теп-
лоемкость насыщенных жидкостью пород; с, — удельная теплоем-
кость нагнетаемого рабочего агента; h — средняя мощность пласта;
Vt — расход нагнетаемого агента; гф — радиус фронта темпера-
турной волны. Значения этих величин следующие: АТ = 478 —
— 303 = 175 К; Л. = 1 ккал/(м3-К-ч); с = 550 ккал/(м®-К);
сГ1 = 675 ккал/(м3-К); ct = 875 ккал/(м3-К); h = 20 м; Vt =
= 17,5 м3/ч; Гф = 100 м.
После подстановки этих величин в формулу (IX.8) получим
<2уд = 4175 100 = 25 600 кал/м3 =
= 107,4 МДж/м3.
2. Коэффициент полезного действия теплоинжекционного про-
цесса
= 1 — Т AQt \Q„hVt r*’ (IX.9)
где AQ( — прирост тепловой энергии в 1 м3 рабочего агента при
AT; AQ,, — прирост тепловой энергии в 1 м3 пласта при АТ.
Эти величины при АТ = 175 К равны: AQ; = 154-103 ккал/м3;
AQr, = 118 500 ккал/м3. Подставляя их в формулу (IX.9), получим
1! = 1 — Т 17® V 154• 103 118500-20-17,5 100 °’784-
3. Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии
г — 50 м от оси скважины, К.
Ч1 -4r* КтдЯ1 - -ШТ <1х'10’
''Г-- = 175(1 —4- 100 К875-675-20-17,5 Х
4. Максимальная продолжительность теплоинжекционного
процесса, ч
9 , 2
При тех же обозначениях и значениях величин по формуле
(IX.И) получим
Тах — (1 175" ) - J64.550 — 5520 4 — 7 мес 20 дней.
Принимая объем подвергаемого обработке пласта равным
628 000 м3 при коэффициенте пористости 0,2, необходимо закачать
в пласт 628 000-0,2 = 125 600 м3 горячей воды.
IS4
Следовательно, темп закачки должен быть 125 600-5520 =
= 22,8 м3/ч = 548 м3/сут.
При коэффициенте приемистости нагнетательной скважины,
равном 0,24-10~3 м3/сут-Па, для успешного проведения тепло-
инжекционного процесса потребуется иметь на забое скважины
давление нагнетания 548 : 0,24-10“3 = 2,28-106 Па.
Это давление можно создать за счет веса столба воды в сква-
жине.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИ ПАРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ ПЛАСТА
РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИН
Задача 87. Требуется определить продолжительность нагнета-
ния пара в скважину, средний дебит скважины после обработки
и продолжительность работы скважины с повышенным дебитом.
Исходные данные: дебит скважины до обработки q0 == 4 м3/сут;
мощность пласта h = 20 м; пористость пласта т = 0,3; радиус
скважины гс = 0,084 м; радиус прогретой зоны rt — 5 м; радиус
дренажа ге = 50 м; объемная теплоемкость породы (минерала)
пласта см = 1970 кДж/(м3-К); объемная теплоемкость насыщен-
ного жидкостью пласта сп = 2500 кДж/(м3-К); объемная теплоем-
кость пластовой жидкости сж = 3360 кДж/(м3-К); объемная
теплоемкость конденсата ск = 4190 кДж/(м3-К); давление нагне-
тания рн = 4 МПа; температура пара на забое Тп = 522 К;
пластовая температура TnJI = 298 К; водонасыщенность пласта
SB = 0,5; скрытая теплота парообразования in = 1720 кДж/кг.
Эту задачу можно решить графическим способом. Для этого
необходимо предварительно определить линейный расход сухого
пара h и коэффициент, характеризующий удельную энтальпию
пласта <р.
Линейный расход сухого пара
<7с. п л = <7с. iA (IX. 12)
где <7С. п = 8000 кг/(ч-м) — расход сухого пара. Следовательно,
<7сп. н = 8000/20 = 400 кг/(ч • м).
Коэффициент энтальпии пласта
гр = л [т (1 — SB)p„ пх„ + (1 — т)см -/п ~ <Г1Л Д
+ т8„с^п~-"л ], (IX.13)
J
где хп — сухость пара на забое, равна 0,624; рс. п — плотность
сухого пара, равная 19,69 кг/м3; р|Ь|1 — плотность насыщенного
пара, определяется по формуле
Рн-п = ~п . 1—Хп = 0,624 , 1—0,624 = 31>3 КГ/МЛ
Рс. п ’Г Рв 19,69 1000
Здесь рв — плотность воды.
Подставив эти значения в (IX. 13), получим
Ф = 3,14 [0,3(1 -0,5)31,3-0,624 + (1 -0,3)1970-^=^- +
+ 0,3-0,5-4190 -52-^~6-8-] —829.
Зная значения Л, rt и ф, определяют продолжительность
нагнетания пара в скважину тп по номограмме (рис. IX.4). Эта
пара при паротепловой обработке
тепловой обработке.
r,/rc: 1 — 340; 2 — 500; 3 — 700, 4 — 1300
номограмма состоит из пяти параллельных шкал (шкала х —
вспомогательная, она не градуирована). На четырех логарифми-
ческих шкалах нанесены значения ф, rt, qc. nh и тп.
На шкалах rt и ф находят точки ^соответствующие их значе-
ниям, и’соединяющих прямой линией, которая пересечет вспомо-
гательную шкалу'* в точке'Л. Затем через точку на шкале Л =
= 400’и точку А проводят прямую линию, продолжение которой
в пересечении со шкалой’тп и определит искомое значение тп =
= 3,8 сут. jfei
По графику'(рис. IX.5) можно определить средний дебит сква-
жины после обработки. Для этого на оси абсцисс находим точку,
соответствующую значению In rjrt = In 50/5 = 2,3. Затем най-
дем пересечение ее вертикальной проекции с соответствующей
кривой, что определит на ординате отношение qcplq0 = 1,9. Следо-
вательно, средний дебит скважины после обработки равен qcp =
= 1,9 <?0 = 1,9-4 = 7,66 м3/сут.
Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом
в результате обработки определим по формуле
яг/Лсп 1 /п —273 3,14-52-20-2500, 522 — 273
= *П ""60 = 7,66-3360 ' 1П "" 60 = 217 СУТ-
5. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО СТВОЛУ
ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ
Задача 88. Определить снижение пластовой температуры
в стволе скважины на высоте z от забоя при следующих данных:
z = 1000 м; геотермический градиент Г = 0,01 К/м; вспомога-
тельный параметр а — 1,0.
Для решения этой задачи можно применить формулу
/ 1 — Р-“г \
4/=Гг0--Цп—)’ <IXJ4>
где
2л X , ,
а =----------, 1 /м;
1000<7с In
& — коэффициент теплопроводности, ккал/(м-ч-К); q—дебит сква-
жины, т/ч; с — удельная теплоемкость нефтяного потока,
ккал/(кг- К); гх — наружный радиус насосно-компрессорных труб,
м; г3 — внутренний радиус обсадных труб, м.
Однако такую задачу проще решить графическим способом.
Для графического решения задачи рекомендуются номограммы
из выравненных точек на параллельных логарифмических шка-
лах.1
Первая номограмма (рис. IX.6) состоит из семи параллельных
шкал, на пяти из которых (X, с, q, ri/rl и а) нанесены значения
1g 2лк, 1g с, lg 1000g,
z. м а J/u In г2/гг, 1g а. Шкалы хну
' вспомогательные. Они не
Рис. IX.7. Номограмма для определения
вспомогательного параметра а = аг
градуированы.
Для определения вспо-
могательного параметра а
выбираем на шкалах X и
с точки А и В, соответ-
ствующие заданным значе-
ниям этих величин, и со-
единяем их прямой ли-
нией. Находим точку С
пересечения этой прямой
со шкалой х, которую со-
Ь единяем прямой с точкой
D на оси q, соответству-
ющей заданному дебиту.
Точку Е пересечения пря-
мой CD со шкалой у соеди-
няем прямой с точкой F
шкалы га/Г1, соответству-
ющей заданному отноше-
нию радиусов. Точка G
пересечения последней
прямой со шкалой а оп-
ределит искомое значение
а. При заданных значе-
ниях Х = 0,5 ккал/(м-ч- К),
с — 0,4 ккал/(кг-К), q =
= 20 т/ч, г2/г! = 1,5 нахо-
дим а = 0,001 1/м.
По второй номограмме (рис. IX.7) определяем вспомогательный
параметр а = az. Соединяя прямой точки Л и С на шкалах г
и а, в пересечении со шкалой а в точке В находим значение
а - 1,0.
Третья номограмма (рис. IX.8) служит для непосредственного
вычисления снижения температуры в скважине А/ на высоте г
над забоем по сравнению с пластовой. Для наших данных г =
1 В л ю ш и н В. Е. Номограммы для установления распределения темпе-
ратуры по стволу фонтанной скважины. — «Нефтепромысловое дело», 1969,
№ 8, с. 16—19.
= 1000 м, Г = 0,01 К/м, а = 1,0 находим Д/ = 4 К. При этом
погрешность по сравнению с экспериментальными данными при
глубине скважины до 2000 м составляет менее 1%.
Проверка на ЭВМ полученных лри помощи номограмм данных
показала вполне удовлетворительные результаты. Указанные
Рис. IX.8. Номограмма для вычисления снижения температуры
ДТ по стволу фонтанной скважины
номограммы можно применять при определении глубины отложе-
ний парафина и при других расчетах, связанных с распределением
температуры по стволу фонтанной скважины.
6. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ТЕПЛОТЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ
ПРИ ПАРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ
При паротепловой обработке необходимо знать потери теплоты
в скважине и режимные параметры работы скважины 1.
Потери теплоты по стволу скважины можно определить по
формуле
2л/" вКДц
>4 + r3Kf (т)
[(т0-е0)Н-
(IX.15)
<тЯ2 1
2 J ’
1 Му стаев Я- А., Илюков В. А. Паротепловая обработка сква-
жин на промыслах Башкирии. — «Нефтепромысловое дело», 1967, № 8, с. 20—25.
где Q — потери теплоты по стволу скважины, ккал/ч; гв — вну-
тренний радиус насосйо-компрессорных труб, м; К — суммарный
коэффициент теплопередачи, ккал/(м2-К-ч); Хп— средний коэф-
фициент теплопроводности
Рис. IX.9. График для определе-
ния потерь теплоты в породе в
функции времени
горных пород, ккал/(м-К-ч); f (т) —
функции времени за время прогрева
(безразмерное число, равно 2,5—4,5);
То — температура рабочего агента
(пара) на устье скважины, Д; Оо —
среднегодовая температура воздуха
в районе устья скважины, К; Н —
глубина интервала закачки рабочего
агента, м; а — геотермический гра-
диент, К/м.
Задача 89. Определить потери
теплоты в скважине, если гв =
= 0,031 м; К = 159 ккал/(м2-К-ч);
7П = 0,245 ккал/(м-К-ч); t = 10 сут
(время прогрева); / (т) = 3,78 (рис.
IX.9); То = 468 К; 0о = 275 К;
Н = 1300 м; а = 0,0154 К/м.
Пользуясь формулой (IX. 15), определим
2-3,14-0,031-159.0,245
0,245 + 0,031-159-3,78
[(468 — 275) 1300 —
0,0154-13002
2
= 95400 ккал/ч (400 МДж/ч).
Суммарные потери теплоты за время прогрева
Qo6 = 24Qi = 24• 95 400-10 = 22,9-109 кал (96 ГДж),
где t = 10 сут — время прогрева.
Общее количество теплоты, подведенное к скважине, опре-
деляется по формуле
Q' = iG, (IX. 16)
где i — энтальпия пара, характеризующая его тепловые свойства
(при давлении 1,2 МПа и температуре 468 К i = 672,9 ккал/кг);
G — массовый расход закачанного пара, G — 300 т = 300 000 кг.
Следовательно, по формуле (IX. 16)
Q'= 672,9-300000 = 201,87-10е кал.
Количество теплоты, дошедшей до забоя,
Q" = Q' - Qo6 = (201,87 - 22,9) 109 = 178,97 109 кал (750 ГДж).
Потери теплоты составляют
Ч-> Ю0“^+100-И,3%.
X. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ ЗАБОЙНЫХ
ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
Задача 90. Провести гидравлический расчет промывки забой-
ной песчаной пробки [7], для чего определить давление на вы-
киде насоса, необходимую мощность двигателя, давление на забое
скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие
струи. Сравнить прямую и обратную промывку водой и нефтью.
Исходные данные: глубина скважины Н = 2000 м; диаметр
эксплуатационной колонны D — 168 мм; диаметр промывочных
труб d = 73 мм; максимальный размер песчинок (зерен), состав-
ляющих пробку, 6 = 1 мм; песчаная пробка находится в эксплуа-
тационной колонне выше фильтра. Промывка ведется промывоч-
ным агрегатом АзИНМАШ-35, эксплуатационная характеристика
которого приведена в табл. Х.1.
Прямая промывка водой
1. Потери давления на гидравлические сопротивления при
движении жидкости в 73-мм трубах определяются по формуле
/2!=%-^--^-, M ВОД. CT., (X.l)
где X — коэффициент трения при движении воды в трубах; dB —
внутренний диаметр промывочных труб, м; vH — скорость нисхо-
дящего потока жидкости, м/с, берется из табл. Х.2.
В наших расчетах эти величины равны: X = 0,035 (табл. Х.З);
dB ~ 0,062 м; ! = 1,048 м/с; vH и = 1,52 м/с; цн П1 = 2,32 м/с;
Таблица X .1
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-35
(максимальная мощность двигателя ПО кВт)
Включенная скорость Номинальная частота враще- ния двигателя, об/мин Число двойных ходов плунже- ра в минуту Подача насоса, л/с Давление на выкиде, МПа
I 2500 39,7 3,16 16,0
II 2500 58,0 4,61 11,0
III 2500 88,2 7,01 7,2
IV 2500 134,0 10,15 4,3
Таблица Х2
Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах
(т>н> см'с) [18]
Расход Диаметр труб, мм
жидкости, л/с 60 73 89 114
1 49,5 33,1 22,0 12,6
2 99,0 66,2 44,0 25,2
3 148,5 99,3 66,0 37,8
4 198,0 132,4 88,0 50,4
5 247,5 165,5 110,0 66,0
6 297,0 198,6 132,0 75,6
7 346,5 231,7 154,0 88,2
8 396,0 264,8 176,0 100,8
10 495,0 331,0 220,0 126,0
15 742,6 496,6 330,0 189,0
Таблица Х.З
Коэффициент гидравлического сопротивления X для воды
Диаметр труб, мм 48 60 73 89 114
Значение X 0,04 0,037 0,035 0,034 0,032
vhIV = 3,36 м/с. Они найдены по табл. Х.2 путем интерполирова-
ния для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных
3,16; 4,61; 7,01 и 10,15 л/с.
Подставив численные значения в (Х.1), получим потери давле-
ния на гидравлические сопротивления при работе агрегата:
на скорости I
, ago.- 2000 1.0482 „оо
1ц I = 0,035-гтп-тгг = 63,2 м вод. ст.
L ’ 0,062 2 9,81 ’
на скорости II
, о 2000 1,522 .
ft, п = 0,035 -g-^- = 33 М °Д' СТ';
па скорости III
. Л аос 2000 2,322
III = 0,035 -g-Qgj- '2^8Т = 309 м вод- с ’
на скорости IV
, А оок 2000 3,362
/inv= о-°35-о7югтзиг = 648 м' вод‘
Таблица Х.4
Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (в см/с)
Расход ’ Диаметр эксплуатационной колонны, мм
114 141 168
жидкости, л/с Диаметр насосно компрессорных труб, мм
60 73 60 73 60 73 89
3 59,0 79,8 30 34,5 20,2 22,2 26,2
4 78,8 106,4 40 46,0 27,0 29,6 34,9
5 98,4 133,0 50 57,5 33,8 37,0 43,6
6 118,0 159,6 60 69,0 40,5 44,5 52,3
7 137,8 186,2 70 80,5 47,3 51,8 61,1
8 157,6 212,8 80 92,0 54,0 59,2 69,8
10 197,0 266,0 100 115,0 67,5 74,0 87,2
15 295,0 399,0 150 172,5 101,0 111,0 131,0
2. Потери давления на гидравлические сопротивления при
движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве
скважины определяются по формуле
Н v2
h2 = if> м В°Д- ст’ (х-2)
Здесь ф — коэффициент, учитывающий повышение гидравличе-
ских потерь давления в результате содержания песка в жидкости.
Величина его колеблется от 1,1 до 1,2; принимаем ф = 1,2; X —
коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве,
определяется по разности диаметров 168-мм и 73-мм труб
150 — 73 = 77 мм (150 мм — внутренний диаметр 168-мм труб),
что почти соответствует 89-мм трубам, для которых X = 0,034
(см. табл. Х.З); dH = 0,073 м — наружный диаметр промывочных
73-мм труб; vB — скорость восходящего потока жидкости в коль-
цевом пространстве, м/с (находят путем интерполирования по
табл. Х.4). Для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях),
равных 3,16; 4,61; 7,0 и 10,15 л/с значения v'B, v'i, vB и vBv соот-
ветственно равны 0,276; 0,399; 0,610 и 0,880 м/с.
Подставляя численные значения в (Х.2), получим величины Л2
при работе агрегата:
на скорости I
. , г, плол 2000 0.2762 .
/i2i — 1,2-0,0340д5_0)07з 2-9,81 —4,12 м вод. ст,;
на скорости II
. 1ПАЛОЛ 2000 0,3992 ОС
п — 1,2 *0,034 0,15_ 0,073 2-9,81 8 6 м вод. ст,,
на скорости III
, t о Л лои 2000 0,612 „„ . . i
ft-alii — 1,2-0,0340 15_0)07з 2-9,81 ~ м В0Д' Ст” '
на скорости IV
, 1 О л лол 2000 0,882 ., о
^2IV ,2-0,034 0 15_ 0,073 2-9,81 — 41,8 М ВОД. СТ.
3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости раз-
ной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве
определяются по формуле К. А. Апресова:
/г3 = (1 ~ (1 — -~) — 11, м вод. ст., (Х.З)
/ L Рж \ ув f J
где т — пористость песчаной пробки; F — площадь сечения экс-
плуатационной колонны, см2; I — высота пробки, промытой за
один прием, м (длина двухтрубного колена); f — площадь сечения
кольцевого пространства скважины, см2; рп — плотность песка,
кг/м3; р?к — плотность воды, кг/м3; укр — скорость свободного
падения песчинок, см/с (критическая скорость), определяется по
табл. Х.5; vB — скорость восходящего потока жидкости, см/с.
В нашей задаче эти величины равны: т — 0,3; F = 177 см2
(168-мм эксплуатационной колонны); I = 12 м; f = 135 мм2 (между
168-мм и 73-мм трубами); рп = 2600 кг/м3; рж = 1000 кг/м3;
укр = 9,5 см/с (см. табл. Х.5).
Следовательно, по формуле (Х.З) имеем значение ha при работе
агрегата:
на скорости I
, (1 —0,3) 177-12 Г 2600 /. 9,5 \ .1 „„ „ _
^з1— 135 [ Ю00 V 27,6 ) 1J — 7,8 м вод. ст.,
Таблица Х.5
Критическая скорость падения песчинок икр
Максималь- ный размер зерен, мм Скорость свободного падения, см/с Максималь- ный размер зерен, мм Скорость свободного падения, см/с Максималь- ный размер зерен, мм Скорость свободного падения, см/с
0,01 0,01 0,17 2,14 0,45 4,90
0,03 0,07 0,19 2,39 0,50 5,35
0,05 0,19 0,21 2,60 0,60 6,25
0,07 0,36 0,23 2,80 0,70 7,07
0,09 0,60 0,25 3,00 0,80 7,89
0,11 0,90 0,30 3,50 0,90 8,70
0,13 1,26 0,35 3,97 1,00 9,50
0,15 1,67 0,40 4,44 1,20 11,02
на скорости II
, (1 —0,3) 177-12 Г 2600 /. 9,5 \ ,1 1ПО
— 135 L Ю00 39,9 / J — °’8 М ВОД‘ СТ’’
на скорости III
, (1— 0,3) 177-12 Г 2600 /, 9,5 \ .1
135 [ 1000 (1 61 ) 1] — I3-1 м В°Д' ст->
на скорости IV
, (1-0,3)177-12
135
Г 2600 / , 9,5 \ , 1 , , с
[woo 0 --8S")- 1] = 14-6 м В°Д- ст-
4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге
и вертлюге при движении воды определяются по опытным данным,
приведенным в табл. Х.6.
Потери напора, возникающие в шланге /i4 и вертлюге (уголь-
нике) Л6, составляют в сумме при работе агрегата:
на скорости I — (Л4 + /i5)i = 4,7 м вод. ст.;
на скорости II — (Л4 4- hs)u = 10,4 м вод. ст.;
на скорости III — (Л4 + /г6)ш = 22 м вод. ст.;
на скорости IV — (Л4 + h5)iv = 31 м вод. ст.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм
нагнетательной линии от насоса до шланга. Принимаем длину этой
линии 1Н -= 40 м. Тогда по формуле (Х.1) получим при работе
агрегата:
на скорости I
. п 40 1.0482 , „
«в! =- 0,035 0 062 -2~.9 81 = 1,3 м вод. ст.;
на скорости II
. п ЛОС 40 1,523
»й II = °>035 ~о^62 ' 2 9 81 2>7 М В0Д- СГ';
на скорости III
h О 40 2,322 с С
he ш = 0,035 2^-gp = 6,2 м вод. ст.;
Таблица Х.6
Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге
Расход воды, л/с Потери напора, м вод ст. Расход воды, л/с Потери напора, м вод. ст
3 4 7 22
4 8 8 29
5 12 9 36
6 17 10 50
на скорости IV
, п пос 40 3,362 "1ОП 1
^eiv= °>О35'о^62~ 2'-9,8Г == 13>0 М В0Д- СТ-
6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь,
т. е.
Рн + /ц + he, м вод. ст. (Х.4)
Выражая рн в МПа, имеем
Рн = ]Ов РжЯ(+ 4“ h2 + h3 ht + hs + he), МПа. (X.5)
По формуле (Х.5) получим ра при работе агрегата:
на скорости I
Рн1 = -^г Ю3-9,81 (63,2 4-4,124-7,8 +4,7+ 1,3) = 0,796 МПа;
на скорости II
Рн п = -fije-1 о3- 9,81 (133 4 8,6 + 10,8 + 10,4 + 2,7) = 1,62 МПа;
на скорости III
Рнш=~Ю3-9,81 (309+ 20,1 + 13,1 + 22 + 6,2) = 3,64 МПа;
на скорости IV
Рн iv = -у^103-9,81 (648 + 41,8 + 14,6 + 31 + 13) = 7,34 МПа;
7. Давление на забое скважины
Рз = Рж£(77 + h2 + Рз), МПа, (X.6)
где Н — глубина скважины, м.
По формуле (Х.6) имеем р3 при работе агрегата:
на скорости I
р3, = J__ ю®.9,81 (2000 + 4,12 4-7,8)= 19,7 МПа;
на скорости II
Рз п = -^5- 10s- 9,81 (2000 + 8,6 + 10,8) = 19,8 МПа;
на скорости III
Рз ш = Ю3-9,81 (2000 + 20,1 + 13,1) = 19,9 МПа;
на скорости IV
P3iv==-^r 103-9,81 (2000 + 41,8 4-14,6) = 20,15 МПа. /
8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки,
определяется по формуле
V = рн<2/103ца, кВт, (Х.7)
где Ла = 0,65 — общий механический к. п. д. агрегата.
Пользуясь формулой (Х.7), получим N (в кВт) при работе агре-
гата:
на скорости I
= 0,796 • 10е • 3,16 • 10"3/! О3 • 0,65 = 3,87;
на скорости II
Мп = 1,62-106-4,61 10-з/Ю3 - 0,65 = 11,5;
на скорости III
Мш = 3,64 • 106 - 7,01 • 10-3/103 - 0,65 = 39,2;
на скорости IV
/V(V = 7,34- 10е-10,15-10-3/103-0,65 = 114,6.
9 Агрегат АзИНМАШ-35 имеет максимальную мощность дви-
гателя ПО кВт, а поэтому работа его на IV скорости невозможна
(прил. 17).
Коэффициент использования максимальной мощности промывоч-
ного агрегата К. определяется из соотношения
К = -/—100,%. (Х.8)
max
По формуле (Х.8) имеем величину К при работе агрегата:
на скорости I
7<'==4^'1оо==з-5%;
на скорости II
КП = 4/1ОО = 1О,4%;
на скорости III
Кщ = /£-100 = 35,6%.
10. Скорость подъема размытого песка определяется как
разность скоростей
= «в - Икр- (х-9)
По формуле (Х.9) имеем щ при работе агрегата:
на скорости I
vn i = 0,276 -0,095 = 0,181 м/с;
на скорости II
п = 0,399 — 0,095 = 0,304 м/с;
на скорости III
v„ ш = 0,610 - 0,095 = 0,515 м/с. i
11. Продолжительность подъема размытой пробки после про-
мывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется
по формуле
t = • (X.I0)
По формуле (Х.10) имеем t при работе агрегата:
на скорости I
/j = 2000/0,181 = 11 050 с = 3 ч 18 мин;
на скорости II
txl = 2000/0,304 = 6590 с = 1 ч 50 мин;
на скорости III
= 2000/0,515 = 3890 с = 1 ч 6 мин.
12. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи про-
мывочной жидкости можно определить по следующей формуле:
Р = 2-102-^, кПа, (Х.11)
где Q — подача агрегата, л/с; — площадь поперечного сече-
ния струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см2; F — площадь
проходного сечения эксплуатационной колонны, см2. В нашей
задаче эти величины равны: /ц = 30,2 см2 (для 73-мм колонны);
F = \П см2 (для 168-мм колонны).
Следовательно, по формуле (Х.11) имеем силу струи Р при ра-
боте агрегата:
на скорости I
Л = 2 -102 -аДД' = 0,374 кПа;
на скорости II
Р11 = 2-102-„ъ4161Д7 = 0,796 кПа;
на скорости III
Ли = 2- Ю2-Та7’°;277 = 1,84 кПа.
OV,2* 'III
Обратная промывка водой
1. Потери напора на гидравлические сопротивления при дви-
жении жидкости в кольцевом пространстве между 168-мм и 73-мм
трубами определяются по формуле
h - 1 н
1 * D — du 2g
(Х.12)
По формуле (Х.12) имеем при работе подъемника:
на скорости I
hl I — 0,034 0)15_0;07з 2-9,81 — 3’4 м В°Д- ст-’
на скорости II
< А ЛОЛ 2000 °,3"2 1 А
/1111 — 0,034 0 I5_0 073 2 g 81 —7,2 м вод. ст.,
на скорости III
, А МЛ 2000 °>612 ICO
/г1Ш 0,0340)15__0(07з 2-9,81 16,8 м вод. ст.,
на скорости IV
, А АОЛ 2000 °,882 ОС А
/iiiv— 0,034015_0 073 2 981 —35,0 м вод. ст.
2. Потери напора на гидравлические сопротивления при дви-
жении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах определяются по
формуле
я у2
' <х-13>
где ив — скорость восходящего потока равна ин при прямой про-
мывке, а потому в расчетах используют скорости, найденные ранее
по табл. Х.2.
Пользуясь формулой (Х.13), определим /i2 при работе подъемника:
на скорости I
, ! А А АОС 2000 4,0483 с
Л2! = 1,2 • 0,035 0 062 '2.9 81 =75,6 м вод. ст.;
на скорости II
. 1 о ллос 2000 1,522 ,
«гц = 1,2 -0,035 у: 9 8~ = 160 м В°Д- ст’
на скорости III
, 1 а А аос 2000 2,322
«2 1П = 1,2 -0,035 -QQg2- -2': 9 8Т = 371 М вод. ст.;
на скорости IV
, 1 А А АОС 2000 З.Зб2
«2 iv = 1,2 • 0,035 Q-Qg2- 2,g>8— = 778 м вод. ст.
3. Потери напора на уравновешивание разности плотностей
жидкостей в промывочных трубах и кольцевом пространстве опре-
деляются по формуле (Х.З), в которую вместо / подставляют
/ц = 30,2 см2 — площадь внутреннего сечения 73-мм труб.
Следовательно, по формуле (Х.З) имеем h3 при работе подъем-
ника:
на скорости I
к (1—0,3)177-12 Г 2600 /, 9,5 \ ,1 „_____
^3! 30,2 [ 1000 V 104,8 / 1J — 67,5 М ВОД. ст.;
на скорости II
, (1 — 0,3) 177-12 Г 2600 /. 9,5 \ ,] _
Лзи 30>2 [ ЮОО V 152/ 1]—71,0 М вод. ст.,
на скорости III
, (1—0,3) 177-12 Г 2600 /. 9,5 \ ,1 _о е
/1зш 30 2 [ Ю00 V 232 / — 73>$ м В°Д- ст-;
на скорости IV
, (1—0,3) 177-12 Г 2600 /. 9,5 \ . 1 .
^3lV“ 30,2 [ Ю00 V 336 / J ~ 7$’4 М В0Д’ СГ‘
4. Гидравлические потери давления в шланге и вертлюге при
обратной промывке обычно отсутствуют или ничтожно малы.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в на-
гнетательной линии будут такие же, как и при прямой промывке:
на скорости I he = 1,3 м вод. ст.; на скорости II he = 2,7;
на скорости III h6 = 6,2 и на скорости IV й6 = 13 м вод. ст.
6. Давление на выкиде насоса, определяемое по формуле
(Х.5), при работе:
на скорости I
р„ I = -L. ю3-9,81 (3,4 + 75,6 + 67,5 + 1,3) = 1,45 МПа;
на скорости II
Рн п = 103• 9,81 (7,2 + 160 + 71 + 2,7) = 2,36 МПа;
на скорости III
Рнш = -4г 10s-9,81 (16,8 + 371 4- 73,5 + 6,2) = 4,58 МПа;
на скорости IV
PHiv = -^r Ю3-9,81 (35+ 778+ 75,4+ 13) = 8,83 МПа.
7. Давление на забое скважины вычислим по формуле (Х.6)
при работе:
на скорости I
p3l==^L-103-9,81 (2000+ 75,6+ 67,5) = 21' МПа;
на скорости II
рз[[ J_ Ю3-9,81 (2000+ 160+ 71) = 21,9 МПа;
на скорости III
/’зш = -Ж 103‘9’81 (2000 + 371 + 73,5) = 24 МПа;
на скорости IV
р3 [V = -А- 103-9,81 (2000 + 778 + 75,4) = 28 МПа.
8. Мощность, необходимую для промывки песчаной пробки,
определим по формуле (Х.7):
при скорости I
1,45-10в-3,16-10-8 _ D
N =-------TOW*------= 7’°5 КВТ;
при скорости II
2,36-108-4,61 -10~3 ,со D
N =-------ЙКЩй------= 16’8 кВт;
при скорости III
4,58-106-7,01-10-3 лп , D
А = ’-—103^65-------= 49’4 КВТ;
при скорости IV
8,83-106-10,15-10-3 1 оо D
N = 103-0,65--= 138 кВт-
Работа на IV скорости невозможна.
9. Использование максимальной мощности промывочного агре-
гата определим по формуле (Х.8):
при скорости I
Я = -^-100 = 6,4%,
при скорости II
К = 100 =15,3%;
при скорости III
Я = 100 = 44,8%.
10. Скорость подъема размытого песка определим по формуле
(Х.9) при работе агрегата:
на скорости I
vn = 1,048 - 0,095 = 0,953 м/с;
на скорости II
v„ = 1,52 - 0,095 = 1,425 м/с;
на скорости III
vn = 2,32-0,095 = 2,225 м/с. *
11. Продолжительность подъема размытого песка по формуле
(Х.10):
при скорости I
/ = 2000/0,953 = 2100 с = 35 мин;
при скорости II
/ = 2000/1,425 = 1404 с = 23,4 мин;
при скорости III
/ = 2000/2,225 = 757 с =12,6 мин
12 Размывающую силу струи жидкости определим по формуле
(Х.11), в которую вместо /ц подставим f = 135 см2 — площадь
поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину
по кольцевому пространству:
при скорости I
Р = 2-102 133^^7- = 0,08 кПа,
при скорости II
р= 2-102 -тА^ = 0’18 кПа’
при скорости III
70 1 2
Р = 2-102 = 0,41 кПа,
Прямая промывка нефтью
Промывочная жидкость — нефть с кинематической вязкостью
v = 0,4 10~4 м2/с и плотностью р = 890 кг/м3.
1. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм
трубах.
Определим параметр Рейнольдса при работе на скорости I,
равной 1,048 м/с.
Re = yrid/v= 1,048-0,062/0,4 10~4 = 1630.
Параметры Рейнольдса при других скоростях течения равны
2360, 3600 и 5210. Видно, что при скоростях I и II режим течения
ламинарный, а при остальных — турбулентный.
Определим коэффициенты трения при работе:
на скорости I
X, = 64/Re = 64/1630 = 0,0393,
на скорости II
2630 = 0-0271,
на скорости III
х„,= = ««- = 0,0411;
111 /Re У3600
на скорости IV
Xiv =
0,3164
V5210
= 0,0374.
Сопротивления в подъемных трубах при работе на скорости I
определим по формуле (Х.1)
йц = 0.0393-^^--^g-g1 - = 70,1 м вод. ст.
Для остальных скоростей аналогично имеем 103, 365 и 696 м
вод. ст.
2. Сопротивления при движении смеси жидкости с песком
в кольцевом пространстве.
Параметр Рейнольдса при скорости I
Rej = vB {D - dH)/v = 0,276 (0,15 - 0,073)/0,4- IO’4 = 532.
При ламинарном режиме
X = 64/Rei = 64/532 = 0,12.
При скоростях vB, равных 0,399, 0,61 и 0,88 м/с (ламинарный
режим течения), имеем значения А соответственно 0,083; 0,054 и
0,0376.
Величины h2 по формуле (Х.2) получим при работе на скорости I
, -олю 2000 О-2762 1 л к
^21 — 1,2-0,12 Ojl5_ 0,073 2-9,81 М вод- СТ-
На остальных скоростях аналогично получим 21; 31,9 и 46 м вод. ст.
3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости раз-
ной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве
определяем по формуле (Х.З) при работе на скорости I
^31— 135 [ 890 (1 27,6 / lJ Ю,2 М ВОД. СТ.
При скоростях II, III и IV эти потери соответственно равны
13,5; 16,2 и 17,8 м вод. ст.
4. Потери напора в шланге /г4 и вертлюге йБ примем такими же,
как и при промывке водой, а именно: 4,7; 10,4; 22 и 31 м вод. ст.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм
нагнетательной линии (1Н = 40 м) от насоса до шланга найдем по
формуле (Х.1) при работе на скорости I
hel^~ 0,0373 4^ =1,35 м вод. ст.
Для остальных скоростей соответственно получим 2,1; 7,3
и 14 м вод. ст.
6. Давление на выкиде насоса по формуле (X 5) при работе на
скорости I
Ап -joV Ю3-9,81 (70,1Д-14,5+ 10,2 ф-4,7 4-13,5) =
= 0,99 МПа.
При других скоростях аналогично получим 1,47; 4,33 и
7,89 МПа.
7. Давление на забое скважины определим по формуле (X 6)
с учетом относительной плотности промывочной жидкости (нефти)
(р„ = 0,89) при работе на скорости I
Рз! -= "HF 10i’9-81 (2000-0,89 4 14,5 4 10,2) = 17,7 МПа
При работе на остальных скоростях забойные давления соот-
ветственно равны 17,82; 17,93 и 18,0 МПа.
8. Необходимая мощность двигателя по формуле (Х.7) при
работе на скорости I
Mi = 0,99- 10ь-3,16-10~3/103 • 0,65 = 4,81 кВт
Мощности, затрачиваемые при остальных скоростях, соответ-
ственно равны 10,4; 46,7 и 123,4 кВт. Следовательно, работа на
скорости IV невозможна.
9. Коэффициент использования максимальной мощности про-
мывочного агрегата определим по формуле (X 8) при работе на
скорости I
Ki = 4w-100 = 4’4%-
При работе на скоростях II и III соответственно имеем 9,45%
и 42,4%.
Обратная промывка нефтью
1. Потери напора па гидравлические сопротивления в кольце-
вом пространстве определим по формуле (Х.12) при работе на ско-
рости I
, „ 1О 2000 0,2762 .
+l °, 12 о i5 _ о,О73 2-9,81 ~ 12,1 М В0Д> СГ’
Аналогично при работе на скоростях II, III и IV получим по-
тери напора соответственно равными 17,5; 26,6 и 38,7 м вод. ст.
2. Потери напора на гидравлические сопротивления при дви-
жении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах определим по фор-
муле (Х.13) при работе на скорости I
1 1 О Л П9П9 2000 J>0482 ОС О
h2l = 1,2-0,0393 п -9-5 of — 85,2 м вод. ст
При остальных скоростях потери напора соответственно равны
123, 437 и 833 м вод. ст.
3. Потери напора на уравновешивание разности плотностей
жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве
определяем по формуле (Х.З) при работе на скорости I
. (1—0,3) 177-12 Г 2600 /, 9,5 \ .1 о.
^з1 " " 30,2 [ 390 \ 104,8 ) — 1J—81M BOH,. СТ.
При скоростях II, III и IV эти потери соответственно будут
равны 85,2, 89 и 91 м вод. ст.
4. Гидравлические потери давления в шланге и вертлюге нич-
тожно малы, поэтому ими пренебрегаем.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в на-
гнетательной линии аналогичны потерям при прямой промывке,
а именно 1,35, 2,1; 7,3 и 14 м вод. ст.
6. Давление на выкиде насоса определим по формуле (Х.5)
при работе на скорости I
Phi - -^-Ю3-9,81 (12,1 +85,2 + 81 + 1,35)= 1,76 МПа.
При других скоростях давление на выкиде равно соответственно
2,24; 5,48 и 9,57 МПа.
7. Давление на забое скважины вычислим по формуле (X 6)
при работе на скорости I
р3, 103-9,81 (2000-0,89 + 85,2 + 81)= 19,1 МПа.
При остальных скоростях давления соответственно равны
19,5; 22,6 и 26,5 МПа.
8. Необходимую мощность двигателя определим по формуле
(Х.7) при работе на скорости I
1,76.10е 3,16-Ю-з о D
= —W--------0^5-= 8’56 кВт-
При скоростях II, III и IV мощности соответственно равны
15,9; 59,1 и 149,5 кВт.
Следовательно, на скорости IV работа невозможна.
9. Использование максимальной мощности промывочного агре-
гата определим по формуле (Х.8) при скорости I
=-тпг100==7-8%-
Таблица Х.7
Сводные расчетные данные, полученные при прямой и обратной промывках песчаной пробки
Показатели Прямая промывка Обратная промывка
водой нефтью водой нефтью
I II III I II II I II Ш I II I I
Давление на выкиде насоса, МПа 0,796 1,62 3,64 0,99 1,47 4,33 1,45 2,36 4,58 1,76 2,24 5,48
Давление на забое скважины, МПа 19,7 19,8 19,9 17,7 17,82 17,93 21,0 21,9 24,0 19,1 19,5 22,6
Мощность, необходимая для про- мывки песчаной пробки, кВт 3,87 11,5 39,2 4,81 10,4 46,7 7,05 16,8 49,4 8,56 15,9 59,1
Коэффициент использования ма- ксимальной мощности агрега- та, % 3,5 10,4 35,6 4,4 9,45 42,4 6,4 15,3 44,8 7,8 14,4 53,7
Продолжительность подъема раз- мытой пробки, мин 198 НО 66 — — — 35 23,4 12,6 — — —
Размывающая сила струи жидко- сти, кПа 0,374 0,796 1,84 — — — 0,08 0,18 0,41 — — —
Примечание I, II, III — скорости промывки.
Таблица Х.8
Техническая .характеристика агрегата АзИНМАШ-32М
Скорость Число двойных ходов в минуту Подача насоса (при коэффициенте наполнения 0,8), л/с Давление на вы- киде насоса, МПа
I 40,8 3,16 15,8
II 64,5 4,61 10,0
III 106,0 7,01 6,0
IV 164,0 10,15 3,9
При скоростях II и III соответственно имеем 14,4 и 53,7%.
Расчетные данные, полученные при прямой и обратной про-
мывках, помещены в табл. Х.7.
Как видно из табл. Х.7, обратная промывка требует более вы-
сокого давления на выкиде насоса, создает большее забойное да-
вление, в несколько раз ускоряет вынос размытой песчаной пробки.
Промывка нефтью требует более высокого давления, чем про-
мывка водой. Ее следует применять, если песчаная пробка нахо-
дится ниже башмака эксплуатационной колонны, что уменьшает
вредные последствия поглощения пластом промывочной жидкости.
Поскольку скорость IV агрегата АзИНМАШ-35 использовать
невозможно, для повышения эффективности промывки при нали-
чии песчаных пробок большой мощности следует применять более
мощные агрегаты АзИНМАШ-32М (табл. Х.8).
Приведенные показатели могут несколько отклоняться в обе
стороны, так как они соответствуют средним условиям работы
(средняя шероховатость труб, средняя пористость и плотность
пробки). Так как размывающая сила струи жидкости при обратной
промывке очень низкая, ее применяют в комбинации с прямой
промывкой.
2. РАСЧЕТ ЧИСТКИ ПЕСЧАНОЙ ПРОБКИ
ВОДОВОЗДУШНОЙ СМЕСЬЮ
При чистке песчаных пробок водовоздушной смесью вследствие
аэрации уменьшаются забойное давление и объем жидкости, ухо-
дящей в пласт. На 1 м3 воды при чистке песчаной пробки аэриро-
ванной жидкостью с добавкой ПАВ необходимо 15—50 м3 воздуха.
Рекомендуется применять следующую степень аэрации: при пла-
стовом давлении, равном 60—40% гидростатического, степень
аэрации составляет 15—20%; при пластовом давлении, достигаю-
щем 40—25% гидростатического, степень аэрации равна 20—30%
и при пластовом давлении около 25—15% гидростатического сте-
пень аэрации составляет 40—50%.
В качестве ПАВ можно применять ионогенные ПАВ (сульфа-
нол, сульфонатр иевые соли и др.) и неионогенные ПАВ (ОП-10,
ОП-7, УФЭ8 и др.). Количество ПАВ может колебаться от 0,05
до 2% от объема воды.
Необходимо применять следующие соотношения воды и воз-
духа: 1 : 22; 1 : 26 и 1 : 33. При большой мощности песчаной пробки
Для аэрации жидкости применяют аэратор типа труба в трубе
(наружная труба с D = 102 мм, внутренняя с d = 48 мм), при
этом вода с растворенным ПАВ подается насосом в кольцо, а воз-
дух — в 48-мм трубу. Число отверстий в 48-мм трубе п =
= 105Q/0,122, где Q — количество воздуха, м3/сут; 0,122 — про-
пускная способность одного отверстия с d = 1,8 мм, м3/сут; р —
давление на компрессоре у скважины, Па.
Для контроля за поглощением жидкости (воды) требуется опре-
делить давление у башмака подъемных труб, которое равно
забойному давлению при спуске труб до верхних отверстий филь-
тра.
Задача 91. Провести чистку песчаной пробки при следующих
данных: диаметр эксплуатационной колонны D = 168 мм; диа-
208
метр подъемных труб d = 73 мм; длина подъемных труб L =
= 1000 м; расход воздуха qa = 6000 м3/сут; расход воды q —
= 200 м3/сут.
В целях облегчения и уско-
рения расчета воспользуемся
номограммой для определения
давления у башмака подъемных
труб (рис. Х.1) х. При построе-
нии этой номограммы принято,
что плотность жидкой фазы
(воды) равна 1000 кг/м3 и абсо-
лютное давление на выходе из
кольцевого пространства сква-
жины равно 0,1 МПа. Вели-
чины А и а для 168-мм экс-
плуатационной колонны и 73-мм
подъемных труб определяются
по дополнительным графикам
(рис. Х.2, Х.З) в зависимости
от значений qa и q. Для этого
предварительно находят отно-
шение qjq = 6000/200=30, а
также значения А = 26 см и
Рис. Х.2. График для определения
вспомогательного параметра А в зависи-
мости от расхода воздуха и воды при
трубах с диаметрами 168 и 73 мм
a = 125 кПа. Для определения
Рис. Х.З. График для определения вспомо-
гательного параметра а в зависимости от
расхода воздуха и воды при трубах с диа-
метрами 168 и 73 мм
давления у башмака проводим из точки L вертикаль вверх
до пересечения с кривой
qjq (точка А на рис. Х.1).
Далее из этой точки про-
водим горизонталь влево
до найденного значения
А = 26 см (точка Б), за-
тем — вертикаль вниз до
значения а = 125 кПа
(точка В) и, наконец, —
горизонталь вправо до пе-
ресечения с осью ординат,
где и находим давление
у башмака подъемных труб
/’баш = 4,7 МПа.
При промывке песча-
ных пробок водовоздушной
смесью забойное давление
снижается более чем на 60%. Для улучшения условий выноса
песка на поверхность целесообразно добавлять к водовоздушной
смеси поверхностно-активные вещества.
1 Номограмма к расчету водовоздушной чистки песчаных пробок /Б. И. Али-
беков, Н. А. Гукасов, А. М. Пирвердян и др.— АНХ, 1964, № 10, с. 29-—
3. РАСЧЕТ ЧИСТКИ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ГИДРОБУРОМ
Задача 92. Определить необходимую мощность двигателя и
время на чистку песчаной пробки гидробуром [6].
Исходные данные: глубина скважины Н = 1200 м; диаметр
эксплуатационной колонны D = 168 мм; мощность песчаной пробки
h = 20 м; плотность песчаной пробки рп= 2000 кг/м3; плотность
жидкости в скважине рж = 1000 кг/м3. Чистка пробки произво-
дится гидробуром БГ-100М с использованием подъемника
ЛТП КМ-80 на канате диаметром d = 15,5 мм.
Эффективная мощность двигателя определяется по формуле
N = Ра/т]об, Дж/с, (Х.14)
где Р — натяжение ходового конца каната, Н; v — скорость на-
вивки каната на барабан, м/с; т)об — общий механический к. п. д.
передачи от двигателя до барабана лебедки (принимаем т]об =
= 0,74).
Подставив в формулу (Х.14) значение v = лПп/60, получим
N = Р£>и/19,1т]об, (Х.15)
где D — диаметр навивки каната на барабан, м; п — частота вра-
щения барабана лебедки (находят по табл. Х.9).
Спуск и подъем гидробура осуществляется напрямую (без тале-
вой оснастки), а поэтому натяжение каната Р равно весу подни-
маемого груза Q, а скорость навивки каната равна скорости подъ-
ема гидробура.
Вес груза Q = qL ф- G,
где q = 7,95Н — вес 1 м стального каната диаметром 15,5 мм;
L = 1190 м — средняя глубина спуска гидробура;
G = G, + G2,
Здесь Gx = 1960 Н — вес гидробура; G2 — вес песка и жидко-
сти в гидробуре, Н:
G2 = (V»pn + VHp»)g. (Х.16)
Таблица Х.9
Техническая характеристика подъемника ЛТП КМ-80
Скорость подъемника (вперед и назад) Частота вращения барабана п, об/мин Тяговое усилие (при четырех рядах намотки каната), кН Средняя скорость намотки каната (при четырех ря- дах), м/с
I 34 68,0 0,74
II 54 42,7 1,18
III ' 107 21,6 2,34
IV 170 13,6 3,72
Учитывая, что рабочий объем желонки Vx = 0,033 м3 и объем
жидкости в цилиндре насоса VH = 0,0045 м3, получим по формуле
(Х.16)
G2 = (0,033-2+ 0,0045-1) 103-9,81 =691 Н.
Таким образом,
G = 1960 + 691 =2,65-103 Н;
Q = 7,95-1190 + 2650 = 12,12-103 Н.
Диаметр навивки каната колеблется от Dmln до Dmax, где
Z)rnax — максимальный диаметр навивки каната при полностью
поднятом гидробуре (по замеру £)тах = 80 см); Z)min — минималь-
ный диаметр навивки каната при положении гидробура на забое:
п 1/ г>2 110d2L iZon2 110• 1,55а-1190 n ,-qQ
£>min = у Дшах — -в = у 80-----------91 — 1,55— = 0,538 м,
где В — ширина барабана (длина бочки), равная 91 см.
Необходимая для подъема гидробура на скорости IV мощность
двигателя составит по формуле (Х.15)
А = PDmlnrt/19,lTio6 = 12120-0,538-170/19,1-0,74 = 78,4 кВт.
Поскольку подъемник ЛТ11КМ-80 имеет мощность 59 кВт
(80 л. с.), чистка пробки гидробуром на этом подъемнике возможна
только на первых трех скоростях. При больших глубинах сква-
жин следует пользоваться более мощными агрегатами
АзИНМаш-32М (см. табл. Х.8).
4. РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ ПЕСЧАНОЙ ПРОБКИ
СТРУЙНЫМ НАСОСОМ
Задача 93. Расчет провести на основании следующих данных:
глубина скважины Н = 1000 м; диаметр эксплуатационной колонны
D = 150 мм; мощность песчаной пробки h = 20 м; размывочное
приспособление состоит из трех сопел диаметром 6 = 4 мм каж-
дое; промывочные трубы сдвоенные, размером 60X48 мм.
Для промывки применить промывочный агрегат АзИНМаш-35.
Размывающая сила струи жидкости при этом будет
£ = 2,04-^-, Н/см2, (Х.17)
где Q — подача агрегата, л/с; f = 0,785-42-8 = 38 мм2 или
0,38 см2 — площадь поперечного сечения струи жидкости, выхо-
дящей из сопел; F = 177 см2 — площадь внутреннего сечения
150-мм колонны (см. прил. 3).
При работе промывочного агрегата на разных скоростях раз-
мывающая сила струи жидкости равна по формуле (Х.17):
при скорости I
Р = 2,°4 = 2,97 Н/см2;
при скорости II
Р = 2,04 == 6-33 Н/см2‘-
U,ОО•III
при скорости III
п л лл 7,012'9,81 < , 7 О/ 2
^^“о^ПгЛ^14’7 Н/см -
Такая сила обеспечивает высокую интенсивность размыва
песка при любой плотности песчаной пробки.
Время, затрачиваемое на промывку 1 м песчаной пробки,
1 hQn. п i (1 _Ь U) iQn ’
(Х.18)
где V = л£)2/г/4 = 0,785 0,152-20 = 0,353 м3 — объем песчаной
пробки в колонне диаметром 0,15 м (пористостью пробки пренебре-
гаем, что ведет к завышению затрат времени); tp = 3 мин — время
размыва пробки мощностью 7 м; I = 7 м — средняя длина промы-
вочной трубы; QK = 0,75 л/с — количество жидкости, отбираемое
из скважины струйным насосом; Qn,n = <?д/6 — количество песка
в жидкости, отбираемое струйным насосом в единицу времени
(при средней концентрации песка в жидкости 1 : 5);
V _ 0,353-1000-6 _ 1,77 .
Лфд.П 60-20-рд (2д
U = Qfl/Qp — относительный расход струйного насоса, который
зависит от соотношения площадей камеры смешения и выходного
сечения сопла; (здесь Qp — количество рабочей жидкости, л/с;
эмпирически найдено U = 0,125FK// — 0,05, где FK— площадь
камеры смешения); / — площадь сечения сопел; F,,. т = 8,03 см2 —
площадь сечения центральной колонны сдвоенных промывочных
труб размером 60x48 мм; FK0J1 = 9,2 см2 — площадь сечения коль-
цевого пространства колонны сдвоенных труб.
Подставив числовые значения, упростим третий член выражения
(Х.18)
ни [2ДВ.Т + ГКОЛ(1 +(/) ------
' (1 + 1/) /<2д =
ни [2-8,03 + 9,2 (l + t/)(l+ -!-)]
= (1Н- Z7) 7(?д-10-60 ~ ' =
29,5-10-W (2,25+ U) 1гл
~ (1 + 4/) Од • (ХЛ9)
Подставив в выражение (Х.19) значение U — 0,125/+// — 0,05
и упростив, получим
29,5-Ю-4// 0,125
I f
(0,125-
0,125
(Х.20)
Минимальная подача струйного насоса, при которой его работа
эффективна, составляет = 0,75 л/с. Принимая значение основ-
ного геометрического параметра FJf = 1,93, найдем относительный
расход струйного насоса
U = <Эд/<2р = 0,125FK// - 0,05 == 0,125-1,93 - 0,05 = 0,19.
Следовательно, время на промывку 1 м песчаной пробки со-
ставит по формуле (Х.18) с учетом (Х.20)
__ 1,77 , 3 .
11 ~ П+5~ "Г "Г +
. 29,5-10~4-1009 (0,125-1,93 — 0,05) (0,125-1,93 + 2,2) . пс .
+--------------(0,125-1,93 + 0,95)0,75----= 4’°6 МИН/М'
При промывке жидкой пробки второй член этой формулы
(Zp/Z = 3/7) выпадает.
Для промывки 20 м песчаной пробки потребуется времени
Т = 7\-20 = 4,34-20 = 87 мин — 1 ч 27 мин.
Увеличение подачи струйного насоса (отбора жидкости из сква-
жины) в три раза (от фд = 0,75 л/с до Q& = 2,25 л/с) сократит
время чистки пробки в следующее число раз:
0’125
<?д 0,125
- 0,125-1,93s + 3,2-1,93 + 6,7 + i
2,25 + 0,43-0,75 (1,93 + 7,6)
0,75 0,125 1,932 + 3,2-1,93 + 6,7 +
+ 0,43-2,25 (1,93+ 7,6)
Увеличение основного геометрического параметра струйного
насоса (FK/f) при постоянном отборе жидкости из скважины при-
водит, наоборот, к увеличению затрат времени на чистку песча-
ной пробки.
Из приведенных расчетов видно, что снижения затрат времени
на чистку песчаной пробки струйным насосом можно достигнуть
двумя способами: 1) увеличением отбора жидкости из скважины;
2) снижением значения основного геометрического параметра
струйного насоса (FJf).
Фактором, ограничивающим увеличение отбора жидкости из
скважины при выбранном диаметре промывочных труб, служит
рабочее давление на силовом промывочном агрегате.
Уменьшение основного геометрического параметра струйного
насоса потребует больших расходов рабочей жидкости, что может
также привести к росту рабочего давления на насосе промывочного
агрегата за счет увеличения гидравлических сопротивлений в про-
мывочных трубах.
Эксплуатационные показатели работы струйного насоса можно
улучшить за счет изменения рабочих режимов промывки песча-
ной пробки, что требует применения более мощных агрегатов.
Это позволит увеличить отбор жидкости и сократить затраты вре-
мени на разрушение и извлечение пробки.
В настоящее время уже освоены и выпускаются промывочные
агрегаты АзИНМАШ-32М, в которых используются трехплунжер-
ные горизонтальные насосы одинарного действия (см. табл. Х.8).
Затраты времени на ликвидацию песчаной пробки в скважине
при помощи струйного насоса состоят их двух основных частей:
затрат на спуск и подъем сдвоенных промывочных труб и затрат
на промывку пробки. Первая составляющая основных затрат вре-
мени зависит от размера промывочных труб, ее можно снизить,
применяя трубы малого диаметра.
При использовании для промывки пробки сдвоенных труб
60x48 мм вместо труб 73x48 мм выигрыши во времени на спуско-
подъемные операции составят, мин
+^(/2- Q. (Х.21)
где = 2,1 мин — время на спуск одной сдвоенной трубы
73x48 мм; t\ = 1,7 мин — время на спуск одной трубы 60x48 мм;
4 = 2,8 мин — время на подъем одной трубы 73x48 мм; й =
= 2,3 мин — время на подъем одной трубы 60x48 мм.
Подставив числовые значения, найдем
А7 = 1Р°07-20 (2,1 _ 1,7) +-1^2-(2,8-2,3) =
= 128 мин = 2 ч 8 мин.
Таким образом, переход на трубы меньшего диаметра сокра-
щает затраты времени на спуско-подъемные операции на 2 ч 8 мин.
5. РАСЧЕТ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
ЦЕМЕНТНЫМ И ЦЕМЕНТНО-ПЕСЧАНЫМ РАСТВОРОМ
Задача 94. Для крепления призабойной зоны скважины цемент-
ным раствором требуется определить количество сухого цемента,
количество воды для затворения цемента и продавки цементного
раствора в пласт, а также давление и время его закачки в пласт.
Исходные данные: наружный диаметр эксплуатационной ко-
лонны DH = 168 мм; глубина скважины Н = 1620 м; глубина
спуска заливочных труб L = 1600 м; внутренний диаметр заливоч-
ных труб d = 76 мм; эффективная мощность пласта h = 10 м;
плотность сухого цемента рц = 3,15 кг/м3; плотность воды рв =
= 1 Мг/м3.
Объем закрепляемой зоны
У = 0,785 (D^-D^hm, (Х.22)
где DK — диаметр зоны крепления, зависящий от радиуса воз-
можного разрушения породы, м; т — условная пористость закре-
пляемой зоны, которая зависит от темпа поглощения воды при
промывке скважины и устьевого давления. Значением DK задаются,
исходя из особенностей обрабатываемой скважины, длительности
ее предшествующей эксплуатации, количества вынесенного песка,
поглотительной способности и др. Принимаем DK = 1 м. Условную
пористость обычно принимают равной 1 при темпе поглощения
воды 0,5 м3/мин при отсутствии давления на устье; т = 0,5 при
том же расходе воды и давлении до 2 МПа.
При более высоком давлении на устье скважины и расходе
поглощаемой воды обработка призабойной зоны цементным рас-
твором не рекомендуется.
Примем давление на устье равным 1 МПа при поглощении
0,5 м3/мин воды, что примерно соответствует условной пористости
т = 0,75.
Находим объем закрепляемой зоны, который определяет коли-
чество цементного раствора, по формуле (Х.22)
V = 0,785 (I2 - 0,1682)-10-0,75 = 5,7 м3.
Принимая водоцементный фактор равным 0,5, определим массу
сухого цемента из следующего уравнения:
^цРц + = 4 ^цРц = Урц. р, (Х.23)
где 1/ц — объем сухого цемента, м3; V — объем цементного рас-
твора, м3; рц. р — плотность цементного раствора, которую опре-
деляем по формуле
“ 23'+з/5- -1 «г»’.
Находим массу сухого цемента по формуле (Х.23)
2 2 I
<5ц = -|-^Рц.р =45’7’1’84’106== 7’0Мг- '
Учитывая возможные потери в процессе цементажа, количество
сухого цемента увеличивают на 5—10%, т. е.
= 7,0 + 0,7 = 7,7 Мг.
Количество воды для затворения цемента при водоцементном
факторе 0,5
QB = Q4/2 = 7,7/2 =• 3,85 Мг пли 3,85 м3.
Количество воды, необходимое для продавки цементного рас-
твора в пласт:
1/в = 0,785 [d2L + D2s(H- L)] =
= 0,785 [0,0763-1600 -К 0,152 (1620 - 1600)] = 7,6 м3.
Здесь DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Общее количество потребной воды составит
Qb =• QB + VB = 3,85 + 7,6 = 11,45 м3.
Давление продавки цементного раствора ориентировочно опре-
деляют, исходя из поглотительной способности скважины и сте-
пени дренированности призабойной зоны. Обычно давление про-
давки для подбора насосного агрегата и определения его подачи
принимают равным четырех- и пятикратному давлению поглоще-
ния воды при той же скорости нагнетания.
Продолжительность закачки цементного раствора в скважину
и продавки его в пласт
t = (V + VB)/q,
где q — подача агрегата, равная 14,8 дм3/с;
t = (5,7 + 7,6) 103/14,8 = 900 с = 15 мин.
Задача 95. Для крепления призабойной зоны скважины цемент-
но-песчаным раствором рассчитать необходимое количество сухого
цемента и песка, а также количество воды для затворения цемента
и продавки его в пласт.
Исходные данные; наружный диаметр эксплуатационной ко-
лонны DH = 141 мм; глубина скважины Н = 1070 м; глубина
спуска заливочных труб L = 1050 м; эффективная мощность пласта
h = 10 м; внутренний диаметр заливочных труб d = 62 мм;
диаметр зоны крепления D,, = 0,75 м; условная пористость закре-
пляемой зоны т = 1; плотность сухого цемента рц = 3,15 Мг/м3;
плотность песка рп = 2,65 Мг/м3.
Процесс крепления призабойной зоны ведется в следующем
порядке: после промывки скважины от песчаной пробки предва-
рительно закачивают в заливочные трубы 0,5 м3 цементного рас-
216
твора, затем закачивают цементно-песчаную смесь, которую про-
давливают водой; по истечении 48 ч разбуривают цементно-пес-
чаный «стакан».
Объем цементно-песчаной смеси, необходимый для укрепления
зоны разрушения пород,
V = 0,785 (Г>к - £>н) hrn + 0,785Г>вй =
= 0,785 (0,752 - 0 1412) 10-1 + 0,785-0,1252-10 = 4,4 м3.
Здесь DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
Так как для обработки скважины рекомендуется применять
смесь цемента и песка в соотношении 1 : 3 при водоцементном и
водопесчаном факторе 0,5, то потребное количество сухого це-
мента можно определить по формуле
УцРц+-^ +-ЗУцрц + 4УЦрЦ = 6УЦРЦ=ИРц-П’ (Х-24)
гДе Рц.п — плотность цементно-песчаной смеси.
Масса сухого цемента из формулы (Х.24)
Qu = К<РЦ = УР«- в- (х -25)
Плотность цементно-песчаной смеси при указанных весовых
соотношениях цемента и песка, водоцементном и водопесчаном
факторе определяется по формуле
— 4 — ф- — + — = — , (Х.26)
Рц Рв Рп рв Рц. п
откуда
брцрпРв _ 6 3,15-2,65-1 _
Р«- в ~ ЗрцРв + РпРв + 2рцрп ~ 3-3,15-1 +2,65-1 +2-3,15-2,65 —
= 1,74 Мг/м3.
Следовательно, по формуле (Х.25) сухого цемента потребуется
Qu = Vpu. п/6 = 4,4 • 1,74/6 = 1,28 Мг.
С учетом 10% на потери
Qu = 1,28 + 0,128 = 1,4 Мг.
Дополнительное количество сухого цемента для приготовления
0,5 м3 цементного раствора плотностью рц.р = 1,84 кг/м3
Q'u = 4-рц PV = 4-1,84-0,5 = 0,6! Мг.
Общее количество потребного цемента
Qu р = Qu + Qu = 1,4 + 0,61 = 2,01 Mr-
Необходимое количество песка составит
Qi- = 3QU = 3 -1,4 = 4,2 Мг или 4,2 т.
Количество воды для затворения цементно-песчаной смеси
qb=-^+-jl=-¥l+-¥-=3’11 Мг=з>11 м3- I
Количество воды для продавки цементно-песчаного раствора
в призабойную зону скважины определяется объемом заливочных
труб
VB = O,785d2L = 0,785-0,0622-1050 = 3,16 м3.
Общее количество потребной воды
VB. о =<2в + ^в = 3,11 +3,16^6,3 м3.
Время, необходимое для закачки в скважину и продавки в пласт
цементного раствора, определяется так же, как и в предыдущей
задаче.
6. РАСЧЕТ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
ФЕНОЛФОРМАЛЬДЕГИДНОЙ СМОЛОЙ
Задача 96. Рассчитать крепление пород призабойной зоны фенол-
формальдегидной смолой в условиях забойной температуры Т =
= 353 К-
Исходные данные: глубина нижних отверстий фильтра =
= 2250 м; наружный диаметр эксплуатационной колонны D., =
= 168 мм; глубина статического уровня /iCT = 1060 м; коэффи-
циент пористости породы призабойной зоны пг = 0,4; эффектив-
ная мощность пласта h = 5 м; внешний диаметр зоны крепления
DK = 1 м; внутренний диаметр заливочных труб d = 62 мм;
длина заливочных труб колонны L = 2230 м.
После проведения подготовительных работ (очистка забоя,
замер глубины забоя, статического уровня и температуры, опре-
деление поглотительной способности скважины, проверка состоя-
ния эксплуатационной колонны, спуск заливочных труб с пакером
и герметизация устья) процесс обработки состоит в последователь-
ном выполнении следующих операций:
1) при наличии в скважине воды в заливочную колонну нагне-
тают нефть для вытеснения из скважины воды;
2) вслед за нефтью в эти трубы закачивают требуемый объем
смолы;
3) вытесняют в пласт из заливочной колонны смолу соответ-
ствующим объемом нефти; срок продавки в пласт смолы при тем-
пературе забоя Т = 353 К не должен превышать 6 ч;
4) после продавки в пласт смолы освобождают пакер и из сква-
жины поднимают примерно 100 м 62-мм труб,
5) закачивают в заливочную колонну 0,25 м3 воды, чтобы смыть
со стенок труб пленку смолы;
6) для затвердения смолы скважину оставляют в состоянии
покоя на 5 сут (при Т = 353 К);
7) по истечении этого срока замеряют глубину забоя и уро-
вень жидкости в скважине;
8) определяют поглотительную способность скважины и осваи-
вают ее методом плавного запуска. При этом отбор жидкости в пер-
вые дни освоения скважины снижают на 20—30% от среднего от-
бора до обработки. Через 10—15 дней работы режим откачки уси-
ливают, постепенно доводя его до установленной нормы отбора
жидкости.
Определим объемное количество смолы, которое равно объему
порового пространства зоны крепления
V = 0,785 (D2-£>„) Лот = 0,785 (12 — 0,1682) 5 0,4 = 1,52 м3.
Объем продавочной нефти найдем по формуле
= 0,785 [d2 L + D2 (L* -L)] =
= 0,785 [0,0622 2230 4 0,152 (2250 — 2230)] = 7,07 m3,
где D„ =0,15 м —внутренний диаметр 168-мм колонны труб.
Если в скважине перед ее обработкой воды не было, то объем
продавочной нефти находят с учетом глубины статического уровня
Ен = 0,785 [d2 (L - h„) + Dl (L* - L)] =
= 0,785 [0,0622 (2230 — 1060) 4-0,152 (2250 —2230)] = 3,9 м3.
Задача 97. Рассчитать крепление пород призабойной зоны фе-
нолформальдегидной смолой в условиях забойной температуры
Т = 303 к.
Исходные данные: глубина нижних отверстий фильтра =
= 1010 м; длина заливочных труб L = 1000 м; наружный диаметр
эксплуатационной колонны DH = 168 мм; внутренний диаметр
заливочных труб d = 62 мм; глубина статического уровня йст =
= 400 м, эффективная мощность пласта h = 8 м; коэффициент
пористости породы призабойной зоны m = 0,4; содержание в по-
роде пласта углекислого кальция с = 6%; внешний диаметр зоны
крепления D,. = 1 м, относительная плотность песка призабойной
зоны р„ = 2.
При низкой температуре для затвердения смолы требуется дли-
тельное время (до 30 сут). В присутствии соляной кислоты и при
относительно низких температурах смола затвердевает в более
короткие сроки.
Затвердению смолы препятствует углекислый кальций, нахо-
дящийся в породе, который оказывает на смолу нейтрализующее
действие. Поэтому пески, содержащие углекислый кальций (кар-
бонат кальция), необходимо предварительно обработать соляной
кислотой. Для этого в зону крепления сначала закачивают 15%-
ный раствор соляной кислоты, а затем смолу, причем в смолу перед
закачкой добавляют небольшое количество 15%-ной соляной
кислоты. После продавливания нефтью смолы в пласт для уско-
рения затвердения смолы в скважину закачивают 20%-ную соля-
219
ную кислоту, которую продавливают в пласт водой. При этих
условиях смола затвердевает в течение двух суток.
При обработке скважин с температурой забоя ниже 330 К
кроме определения количества смолы и продавочной жидкости
необходимо рассчитать также количество соляной кислоты в со-
ответствии с ее назначением (для добавки к смоле с целью раство-
рения карбонатов и в качестве катализатора).
Количество 15 %-ной соляной кислоты для растворения угле-
кислого кальция, содержащегося в породе, определим по фор-
муле
Vis = йсрп/9,65 = 8• 6 • 2/9,65^=40 м3.
Этот раствор соляной кислоты закачивается отдельными пор-
циями в 6—12 приемов через каждые 30—60 мин.
Остаток кислоты из заливочных труб и эксплуатационной ко-
лонны продавливается в пласт легкой нефтью в объеме
V = 0,785 [d2L + Dl (Ьф - L)] =
= 0,785 (0,0622 -1000 -ф 0,152(1010 — 1000)] = 3,19 м3.
Здесь DB = 0,15 м —внутренний диаметр эксплуатационной
колонны.
Через 10—16 ч после закачки 15%-ного раствора соляной кис-
лоты в скважину закачивают смолу, в которую добавляют малыми
порциями при постоянном перемешивании 15 % -ную соляную кис-
лоту в объеме 30—50 л на 1 м3 смолы.
Количество смолы для обработки скважины равно
Vc = 0,785 (£>2 - £>„) hm = 0,785 (I2 - 0,1682) • 8 • 0,4 = 2,44 м3.
Количество 15 %-ной соляной кислоты для добавки к смоле,
принимая 50 л на 1 м3, составит
Vis = 50-2,44= 122 л = 0,122 м3.
Для продавливания смолы в пласт потребуется нефти
Vi = 0,785 [d2 (L - йст) + D2 (£ф - £)] =
= 0,785 [0,0622 (1000 -400) +0,152 (1010- 1000)] = 1,98 м3
Соляной кислоты 20%-ной, которая служит катализатором при
застывании смолы с температурой ниже 330 К, берут вдвое больше,
чем смолы
У20 = 2КС = 2 • 2,44 = 4,88 м3.
Эта кислота закачивается отдельными порциями в 3—4 приема
через каждые 30 мин.
Для продавливания в пласт 20 %-ной соляной кислоты потре-
буется воды столько же, сколько нефти при продавливании 15%-
ной соляной кислоты (3,19 м3).
На обработку данной скважины потребуется следующее коли-
чество товарной соляной кислоты:
r _ (V15+v;5). 1,075-15 , V20-1,1-20
_ Т - -
z
z
(10 + 0,122)-1,075-15 , 4,88-1,1-20 п пс
=---------27--------+-------27---- = 9’96 Т’
где z = 27% —процентное содержание НС1 в товарной соляной
кислоте; 1,075 —относительная плотность 15%-ного раствора
соляной кислоты; 1,1 —то же для 20%-ного раствора соляной
кислоты.
7. РАСЧЕТ НАГРУЗКИ НА ПОДЪЕМНЫЙ КРЮК,
ОСНАСТКИ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ И РАЦИОНАЛЬНОГО
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МОЩНОСТИ ПОДЪЕМНИКА
Задача 98, Требуется определить вес груза на крюке, рацио-
нальную оснастку талевого каната и рациональное использование
мощности подъемника АзИНМАШ-43П (табл. Х.10, прил. 16)
при следующих условиях работы: глубина подъема насосно-ком-
прессорных труб L = 4000 м; диаметр труб d — 73 мм; вес 1 м
труб с высаженными концами и муфтами q ~ 95,5 Н; приближенный
вес подвижной части талевой системы (крюк, элеватор и талевый
блок) <2Д = 5 кН; длина одного колена труб I = 16 м; к. п. д.
талевой системы цт = 0,86.
Вес груза на крюке Q — qL -ф- Qa = 95,5- 4000 ф- 5-103 =
= 38,7-103 Н.
Число струн оснастки талевого каната можно определить по
величине усилия, развиваемого подъемником на скорости I
К = Q/ЛПт, (Х.27)
где Q —вес груза на крюке, Н; Р1 —тяговое усилие подъемника
на скорости I, которое находят из табл. Х.10 (Р, = 73,5 кН).
Следовательно, по формуле (Х.27) К = 38,7-103/73,5-103 X
X 0,86 = 6,1.
Таблица X 10
Техническая характеристика подъемника АзИНМАШ-43П
Скорость подъемника Частота вращения барабана п, об/мин Тяговое усилие (при четырехрядной намотке каната), кН Средняя скорость намотки на бара- бан, м/с
I 35,0 73,5 0,88
II 58,3 44,5 1,46
III 96,0 27,0 2,42
IV 159,0 16,3 4,00
Принимаем оснастку 3x4 с креплением «мертвого» конца тале-
вого каната в нижней части подъемного сооружения, К = 6.
Рациональное использование мощности подъемника и ускоре-
ние процесса подъемных работ достигается правильной оснасткой
талевой системы и использованием всех скоростей подъемника.
Принятая оснастка 3x4 должна обеспечить подъем наибольшего
груза на крюке на самой низкой (первой) скорости подъемника.
В дальнейшем скорость подъема по мере уменьшения веса подни-
маемого груза увеличивается путем переключения подъемника
на высшие скорости и в отдельных случаях путем переоснастки
талевого каната.
Определим число колен труб, которые следует поднимать на
каждой скорости.
на скорости I
= А-Лк _ в
«I
где
Л-^р'-4Й^73.5'10’“248;
В = фд/д/= 5-103/95,5-16 = 3,27.
Следовательно,
Zy = 248 41- — 3,27 = 244,73 245;
на скорости II
2 = а -------5 = 248 - 3,27 = 145,53 ~ 146;
и пц 58,3 ’ ’
на скорости III
Z = а -------В = 248 4гг - 3,27 = 86,93 87;
111 пц! 96 ’ ’ ’
на скорости IV
zlV = А-1- — В = 248^- -3,27 = 51,23^51.
Общее число колен в колонне труб
z = /,// = 4000/16 = 250.
Для рационального использования всех скоростей подъемника
необходимо переходить на пониженные скорости подъема лишь
после достижения максимально допустимых нагрузок при более
высоких скоростях.
Исходя из этого, следует поднимать:
на скорости I
2i — 2п = 250 — 146 = 104 колена;
на скорости II
2п — zIH = 146 — 87,— 59 колен;
на скорости III
zin ~ ziv = 87 — 51 — 36 колен;
на скорости IV поднимают остальные 51 колено.
8. РАСЧЕТ МАШИННОГО ВРЕМЕНИ ПРИ ПОДЪЕМЕ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Задача 99. Рассчитать машинное время на подъем насосно-
компрессорных труб трактором-подъемником С-80 с лебедкой
ЛТ-11КМ, если длина одной трубы I = 7 м; длина бочки барабана
/б = 0,64 м; диаметр бочки барабана d6 = 0,345 м; диаметр тале-
вого каната 6 = 0,022 м; число струн оснастки талевого каната
i = 10; частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин:
щ - 34; пи = 54, яП1 = 107 и nlv = 170.
Машинное время на подъем труб из скважины определяется
по формуле
t№ = lik/nd^n, (Х.28)
где dcp — средний диаметр барабана, м; k — коэффициент, учи-
тывающий замедление скорости подачи крюка при включении и
торможении барабана лебедки, находят по табл. Х.11.
Длина каната, навиваемого на бочку барабана
1К = (/ + 0,5) i = (7 + 0,5) 10 = 75 м,
где 0,5 м — высота подъема трубы над устьем скважины.
Число витков талевого каната в одном слое
/б 0,64 . „о
а = —----с = 99— 1 = 28 витков,
Таблица Х.11
Коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка
при включении и торможении лебедки
Подъемник Скорость подъема Значение k, когда скважина оборудована насосами
штанговыми электро- погружными
подъем спуск подъем и спуск
Трактор-подъемник С-80 с ле- I, II, III 1,2 1,5
бедкой ЛТ-НКМ IV 1,3 1,3 —
где с = 1 — уменьшение числа витков Из-за неплотной намотки
каната.
Диаметр бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната
определяется по формуле
d = d6H-6+ 1,876/n, (Х.29)
где m = 1, 2 и 3.
В этом случае по формуле (Х.29) получим:
при т = 1
= 0,345 + 0,022 + 1,87 • 0,022 • 1 = 0,408 м;
при т = 2
d2 = 0,345 + 0,022 + 1,87 0,022 • 2 = 0,449 м;
при т = 3
da = 0,345 ф- 0,022 - | - 1,87 • 0,022 • 3 = 0,49 м.
Длина каната в каждом слое барабана:
в первом слое (т = 1) <
/кх = ndLa = 3,14-0,408-28 — 35,9 м;
во втором слое (т = 2)
/K2 = nd2n = 3,14-0,449-28 = 39,5 м;
Общая длина навитого каната в двух слоях
10 = 35,9 + 39,5 = 75,4 м.
Эта длина соответствует найденной полной длине каната, на-
виваемого на бочку барабана (75 м), а поэтому число рабочих слоев
каната т = 2.
Средний диаметр бочки барабана лебедки
dcp = № + ^)/2 = (0,408 + 0,449)/2 = 0,429 м.
Находим машинное время подъема на каждой скорости ле-
бедки по формуле (Х.28)
СКОрОСТЬ I (Hj = 34)
tM = 7-10-1,2/3,14-0,429-34= 1,83 мин;
скорость II (пи = 54)
tM = 7-10-1,2/3,14-0,429-54 = 1,16 мин;
скорость III (нп] = 107)
/м = 7-10-1,2/3,14-0,429-107 = 0,58 мин;,
скорость IV (niv = 170)
1М = 7-10-1,3/3,14-0,429-170 = 0,40 мин.
9. РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОГО НАРЯДА НА ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ
СКВАЖИНЫ; ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ НАСОСОМ
Задача 100. Рассчитать нормативное время на подготовительно-
заключительные, вспомогательные работы и на спуско-подъемные
операции при смене в скважине трубного насоса [19]. Тип станка-
качалки — СКН-5; тип трактора подъемника С-100 с лебедкой —•
ЛТ-11К.М; подъемное сооружение—вышка 24 м; глубина под-
вески насоса 1350 м; трубы диаметром 89 мм — 193 шт; штанги
диаметром 22 мм —169 шт. Оснастка для труб 2x3; оснастка
для штанг—напрямую; категория сложности работ III.
Расчет ведем в следующей последовательности.
1. Переезд трактора-подъемника на расстояние 1,5 км, норма
времени 20 мин-1,5 = 30 мин.
2. Общие подготовительные работы перед началом ремонта
скважины, норма времени 54 мин.
3. Подготовительные работы перед подъемом насосных штанг,
норма времени 21 мин.
4. Подъем 169 штанг диаметром 22 мм. На каждой скорости
лебедки можно поднять:
скорость II — 66 шт.;
скорость III— 21 шт.;
скорость IV— 26 шт.;
скорость V — 56 шт.,
соответственно продолжительность подъема на каждой скорости
(по нормам штучного времени) будет:
1,0-66 = 66 мин;
0,9-21 = 19 мин;
0,9-26 = 23 мин;
0,9-56 = 50 мин.
Итого 158 мин.
5. Подготовительные работы перед подъемом труб, норма
времени 21 мин.
6. Подъем 193 труб диаметром 89 мм. На каждой скорости
лебедки можно поднять, применяя автомат:
скорость II — 90 шт.;
скорость III — 20 шт.;
скорость IV— 25 шт.;
скорость V — 58 шт.,
соответственно продолжительность подъема на каждой скорости
(по нормам штучного времени) будет:
2,6- 90 = 234 мин;
2,3- 20 = 46 мин;
2,2- 25 = 55 мин;
2,1 -58 = 122 мин.
Итого 457 мин.
7. Заключительные работы после подъема труб, норма вре-
мени 7 мин.
8. Подготовительные работы перед спуском труб, норма вре-
мени 15 мин.
9. Спуск труб — 193 шт., норма времени на каждую 2 мин.
10. Заключительные работы после спуска труб, норма вре-
мени 14 мин.
11. Подготовительные работы перед спуском штанг, норма
времени 19 мин.
12. Спуск насосных штанг — 169 шт., норма времени на каж-
дую 0,9 мин.
13. Заключительные работы после спуска штанг, норма вре-
мени 31 мин.
14. Заключительные работы после окончания ремонта, норма
времени 37 мин.
15. Установка автомата по свинчиванию и развинчиванию
труб, норма времени 26 мин.
16. Снятие автомата, норма времени 22 мин.
Вся работа будет выполнена за 1450 мин или 24 ч 10 мин.
XI. РАСЧЕТЫ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ,
КОМПРЕССОРОВ И ФУНДАМЕНТОВ
1. РАСЧЕТ ПОДАЧИ И МОЩНОСТИ
ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ
Задача 101 Определить подачу поршневого насоса двойного
действия. Дано: диаметр цилиндра насоса D = 0,185 м; диаметр
штока d = 0,065 м; ход поршня S = 0,4 м; число двойных ходов
в минуту п = 65; число цилиндров насоса г = 2; коэффициент
подачи насоса Ли = 0,85.
Теоретическая подача насоса
п я (2D* — cP) Snz _ 3,14-(2-0,1852 — 0,0052) 0,4-65-2
“ 4-60 ~ 4-60 ~
— 0,044 м3/с.
Фактическая подача насоса
<2ф = <2тП1/ = 0,044 • 0,85 = 0,0375 м3/с.
Задача 102. Определить мощность на валу поршневого насоса,
если его подача Q = 0,04 м3/с; давление нагнетания р = 6,5 МПа;
относительная плотность жидкостир = 1; к. п. д. насоса г] = 0,85.
N .= Qpp/n = 0,04-6,5- 10е-1/0,85 = 306 кВт.
2. РАСЧЕТ РАБОТЫ ПОРШНЕВОГО КОМПРЕССОРА
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ЕГО ПРИВОДА
Задача 103. Определить затрачиваемую поршневым компрессо-
ром работу на сжатие 1 кг воздуха до р2 = 0.5 МПа в условиях
изотермического, адиабатического и политропического сжатия.
Давление всасывания рг = 0,1 МПа; температура воздуха при вса-
сывании 7\ = 293 К.
Объем 1 кг воздуха в условиях всасывания определится из
уравнения Менделеева — Клапейрона
PiVi = zmRTt, (XI. 1)
откуда
= -ZW^T1 , (XI.2)
где z — коэффициент сжимаемости воздуха, который при рх =
= 0,1 МПа равен — 1; ш —масса 1 кг воздуха; R = 8,31 X
X 103 Дж/(кг-К) —постоянная.
Следовательно, по формуле (XI.2)j
1-1-8,31 -103-293/105 = 24,35 м3.
Работа, затрачиваемая при изотермическом сжатии 1 кг воз-
духа,
Ьиз = 2,3/7#! lg -g- = 2,3-10®-24,35- lg-^~= 3,92-10® Дж.
Работа, затрачиваемая при адиабатическом сжатии 1 кг воз-
духа (показатель адиабаты k = 1,41),
L
ад —
k
ТТЛ
fe-1
k
1,41-1
-, -у, , 10® • 24,35
1,41 — 1 ’
5-Ю5 \ 1,41
105 /
= 5-10® Дж.
Работа, затрачиваемая при
воздуха (показатель политропы
политропическом сжатии 1 кг
т = 1,25),
1,25
~ 1,25 — 1
10®-24,35
1,25-1
/ 5-105 \ 1,25
I Ю® )
= 4,87-10®
Дж.
Задача 104. Определить теоретическую мощность одноступен-
чатого поршневого компрессора при различных условиях сжатия
воздуха. Дано: подача компрессора V = 0,33 м3/с воздуха; давле-
ние всасывания рг = 0,1 МПа; давление нагнетания р2 — 0,5 МПа;
удельный объем воздуха в условиях всасывания = 24,35 м3/кг.
Работу на сжатие 1 кг воздуха принять по предыдущей задаче
103.
Массовая подача компрессора
G = I7#! = 0,33/24,35 = 0,0135 кг/с.
Мощность при изометрическом сжатии
Миз = 7,И.Д = 3,92-10®-0,0135 = 53 кВт.
Мощность при адиабатическом сжатии
Мад = ЛадС = 5 10®-0,0135 = 67,5 кВт.
Мощность при политропическом сжатии
X ,О1 = Л,ОЛС --- 4,87 10® 0,0135 = 65,7 кВт.
3. РАСЧЕТ ФУНДАМЕНТОВ ПОД НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
Задача 105. Рассчитать бетонный фундамент под компрессор
марки 2СГ-50. Исходные данные: длина рамы 1г = 3,14 м; ширина
рамы Ьг = 2,5 м; диаметр шкива на компрессоре Ош = 1,2 м;
диаметр поршня 1 ступени сжатия D = 0,37 м; ход поршня S =
= 0,25 м; частота вращения вала компрессора п = 365 об/мин;
длина шатуна 1Ш = 0,6 м; глубина заложения фундамента /гх =
= 1,1 м; высота цоколя фундамента h2 = 0,25 м; расстояние от
центра вала до верхней плоскости фундамента с = 0,5 м; вес
компрессора QM = 68,7 кН; плотность бетона 6 = 2200 кг/м3;
мощность двигателя N = 119,2 кВт; к. п. д. передачи ц = 0,94;
сила действия возвратно-движущихся частей Gh = 3,3 кН; сила
действия вращающихся неуравновешенных частей Gr = 780 Н;
грунт лессовидный.
Найдем размеры фундамента:
длина / = /г 4-0,25-2 = 3,14 4-0,5 = 3,64 м;
ширина 6 = 4- 0,25 • 2 = 2,5 4~ 0,5 = 3,0 м;
высота h = hr 4- h2 = 1,1 4“ 0,25 = 1,35 м,
Вес фундамента
<2Ф = 3,64-3,0-1,35-2200-9,81 = 319,5-103 Н.
Суммарная сила инерции движущихся и горизонтальная соста-
вляющая вращающихся неуравновешенных частей
- (G„ + G,, = <»0 + 78у1г5.365. _ 75 4.10, н
Проверка фундамента по давлению
на грунт
Напряжение грунта
0ф + Qm + Uh max 103 (319,5 -|- 68,7 + 75,4) .n , ,
c =-------Fb-----= —~—3^47'370--- = 42-1 •10 Па-
Следовательно, фундамент будет устойчив, так как допускае-
мое напряжение для влажного лессовидного грунта оп =
= 150 кПа.
Натяжение клиноременной передачи
Р = 57 4^ = ^400-119^0,94. =
Ошп 1,2-365 ’
Суммарная горизонтальная опрокидывающая сила
^шах = Р 4" Uo. max = Р 4~ @r д00 =
= 14 650 4- 780•0^253652 = 27,65-103 Н,
где Uv max —• вертикальная составляющая центробежной силы,
развиваемой инерцией вращающихся неуравновешенных частей
компрессора, состоящая из весов кривошипа, его пальца и 0,6
веса шатуна.
Коэффициент устойчивости фундамента
(Сф + <2м)/ _ (318,5 4-68,7) 103-3,64 _
П ~~ 2Pmax(/i4-c) — 2-27,65-Ю3 (1,35 4-0,5) ld,Z'
Проверка фундамента на скольжение по его основанию при
коэффициенте трения скольжения по грунту f = 0,65
Ршах = 27,65 - Ю3 <($ф + QM)f =
= (318,5 + 68,7) -103 • 0,65 = 252 • 103 Н.
При весе фундамента Q(j) = 318,5 кН скольжение исключается.
Рис. XI.1. Фундамент под станок-качалку
Задача 106. Рассчитать бетонный фундамент под станок-ка-
чалку 9СК20-4,2-12000. Фундамент характеризуется следующими
параметрами (рис. XI.1, табл. XI.1): длина L = 8,8 м; ши-
рина В — 1,4 м; глубину заложения фундамента принимаем
hx = 1,5 м при условии промерзания грунта на глубину не более
Таблица XI.1
Основные размеры фундамента (в мм)
Станок-качалка k L Li В ь
ЗСКЗ-0,75-400 750 2150 90 2060 510 255
5СК6-1,5-1600 1500 4300 850 3450 760 380
6СК6-2,1-2500 2100 5550 740 4810 950 475
7СК12-2,5-4000 2500 6365 1560 4805 1160 580
7СК8-3,5-6000 3500 6365 1560 4805 1160 580
8СК12-3,5-8000 3500 7470 1417 6053 1320 660
9СК20-4,2-12000 4200 8800 2355 6445 1400 700
9СК15-6-12000 6000 8800 2355 6445 1400 700
1,1м; высота цоколя й2 = 0,3 м, т. е. расстояние от поверхности
земли до фланца эксплуатационной колонны; общая высота фун-
дамента h = /ц + h2 = 1,5 4 0,3 = 1,8 м; вес станка-качалки
с электродвигателем QCT. к = 318 кН; максимальное усилие на
головку балансира Ртяу = 196 кН. С учетом усилий, действую-
щих на шатуны при одинаковой длине плеч балансира (4,2 м),
усилие на вертикальную стойку балансира равно Рет. в = 2Ртах =
= 392 кН; вес бетонного фундамента <2$ = LBhpg = 3,8-1,4-1,8 X
X 2300-9,81 = 501 кН (здесь плотность бетонной массы р =
= 2300 кг/м3). Так как электродвигатель и станок-качалка уста-
новлены на одной раме, то опрокидывающих усилий от натяжения
гибкой передачи не будет. Горизонтальная составляющая сил инер-
ции вращающихся неуравновешенных деталей (двух кривошипов
с противовесами и частично двух шатунов) очень мала, а поэтому
проверку фундамента на опрокидывание можно не делать. Весь
расчет сводится к определению удельного давления на грунт по
формуле
& “ ^Общ'Д
где (?общ — общая нагрузка на грунт, которая равна
<2общ = Зф + Qct. к + -Рет. в = (501 4- 318 4- 392) 103 =
= 1,21-10е Н.
Площадь нижнего основания фундамента, имеющего форму
прямоугольного параллелепипеда, Е = LB = 8,8-1,4 = 12,3 м2.
Удельное давление на грунт
о = 1,21 • 106/12,3 = 98-103 Па.
Найденное удельное давление на грунт должно быть меньше,
чем допускаемое напряжение на сжатие грунта, которое находят
по таблице в зависимости от характера грунта и его состояния
[6 ]. Для наиболее слабых грунтов (глинистых, песчанистых, лессо-
видных, сухой растительной земли) допускаемое напряжение на
сжатие составляет 150—200 кПа, а поэтому рассчитанный фун-
дамент будет вполне устойчивым.
XII. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ
ПОДДЕРЖАНИЯ пластового давления
Эффективность применения методов поддержания пластового да-
вления определяется за квартал, год или с начала разработки ме-
сторождения и измеряется.
1) увеличением добычи нефти;
2) повышением производительности труда рабочих на про-
мыслах;
3) снижением себестоимости добытой нефти;
4) экономией капитальных вложений.
Эффективность применения указанных методов оценивается
путем сравнения показателей разработки нефтяного месторожде-
ния с поддержанием и без поддержания пластового давления.
При расчете эффективности используются следующие исход-
ные данные.
1) фактическая добыча нефти при поддержании пластового
давления;
2) возможная добыча нефти без поддержания пластового да-
вления;
3) численность рабочих на промыслах;
4) добыча нефти на одного рабочего при поддержании пласто-
вого давления;
5) удельная численность промысловых рабочих на одну сква-
жину;
6) фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти;
7) фактическая себестоимость 1 т нефти;
8) капитальные вложения в промысловое хозяйство;
5) стоимость строительства одной скважины;
10) стоимость промыслового обустройства одной скважины;
11) стоимость капитальных вложений для поддержания пла-
стового давления;
12) число отработанных скважино-месяцев;
13) средний коэффициент эксплуатации скважин;
14) стоимость разведки на одну эксплуатационную скважину.
Среднесуточная добыча нефти без поддержания пластового
давления и темп ее снижения определяются при помощи гидроди-
намических методов расчета или (при наличии достаточного фак-
тического материала за предыдущее время) по кривым падения
добычи нефти.
Прежде чем определить уровень производительности труда ра-
бочих на промысле, необходимо из общей численности рабочих
исключить то число их, которое занято в конторе (цехе) поддержа-
ния пластового давления, а также на транспорте, хранении и де-
эмульсации нефти, добытой за счет поддержания давления.
Производительность труда без поддержания пластового давле-
ния определится делением годовой добычи нефти без поддержания
давления на соответствующую этой добыче численность рабочих.
Путем сопоставления найденной производительности одного рабо-
чего в год без поддержания давления с фактической производи-
тельностью его при поддержании давления находят процент повы-
шения производительности труда.
Кроме того, в результате поддержания пластового давления
сократится потребность в рабочей силе, так как при этом умень-
шится необходимый фонд эксплуатационных скважин. Число ра-
бочих, на которое уменьшится потребность в рабочей силе, опре-
деляется путем умножения удельной численности промысловых
рабочих на одну скважину без поддержания давления на число
дополнительных скважин, необходимых для получения прироста
добычи нефти, равного количеству ее, полученному за счет под-
держания пластового давления.
Для определения себестоимости добычи нефти без поддержания
пластового давления надо предварительно определить эксплуата-
ционные затраты без поддержания давления, которые вычис-
ляются как разность между общими эксплуатационными за-
тратами и затратами, связанными с поддержанием пластового
давления (содержание цеха поддержания и доля расходов на транс-
порт, хранение и деэмульсацию дополнительно полученной нефти
за счет поддержания давления). Путем деления эксплуатационных
затрат без поддержания давления на рассчитанную годовую до-
бычу находят себестоимость 1 т нефти без поддержания да-
вления.
Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием давления
известна. По разности находят экономию от снижения себестои-
мости 1 т нефти, а путем умножения полученной разницы на общую
годовую добычу определяют общую экономию эксплуатационных
затрат.
Для расчета экономии капитальных вложений находят сред-
ний дебит на скважино-месяц путем деления годовой добычи
. нефти без поддержания пластового давления на количество отра-
ботанных скважино-месяцев. Делением дополнительно получен-
ной за год нефти за счет поддержания давления на средний дебит
за скважино-месяц и на средний коэффициент эксплуатации опре-
'' деляют число скважин, которое необходимо было бы пробурить
для получения дополнительной добычи нефти без поддержания
пластового давления.
Далее находят дополнительные капитальные вложения в раз-
ведку, бурение и обустройство этих скважин путем умножения
стоимости этих вложений на одну скважину на найденное по рас-
чету число скважин.
Сумма капитальных вложений в промысловое хозяйство (за
вычетом капитальных вложений, связанных с поддержанием пла-
стового давления) и указанных дополнительных капитальных
вложений определит общий объем капитальных вложений без
поддержания давления.
По разности между этим общим объемом капитальных вложе-
ний и капитальными вложениями в промысловое хозяйство при
поддержании давления находят экономию средств, полученную
за счет поддержания пластового
Q,т/мес
1600 -
Начало закачки.
Рис. XII.1. График для определения
эффективности методов поддержания
пластового давления.
Добыча нефти / — с поддержанием плас-
стового давления, 2 — теоретическая кри-
вая без поддержания пластового давления
давления.
Путем деления общего объ-
ема капитальных вложений на
фактическую годовую добычу
нефти определяют капитальные
вложения, приходящиеся на 1 т
нефти, полученную без поддер-
жания пластового давления и
с поддержанием давления. Отно-
шением этих удельных капи-
тальных вложений определя-
ется процент повышения капи-
тальных вложений при разра-
ботке месторождения без под-
держания пластового давления.
Рассчитать эффективность
разработки нефтяного месторо-
ждения с поддержанием пла-
ствого давления.
1. Увеличение добычи нефти. Фактическая добыча нефти при
поддержании пластового давления составляет 1 млн. т в год
(10е т).
Возможную добычу нефти без поддержания пластового давле-
ния находят по графику (рис. XII. 1). Кривая 1 характеризует
изменение добычи нефти с поддержанием пластового давления,
а кривая 2 — темп падения добычи нефти без поддержания пла-
стового давления (строится по фактической добыче за время, пред-
шествующее поддержанию давления, или при помощи корреля-
ционной таблицы по среднему коэффициенту падения добычи).
Заштрихованная площадь выражает прирост добычи нефти за
все время эффективности процесса поддержания давления.
Для определения общего прироста добычи нефти пользуются
планиметром. Замеренная заштрихованная площадь АВС равна
1500 мм2, что в принятых масштабах Q и t соответствует 1500 тыс. т
за весь период или 1500- 103- 12/50 = 360- 103 т/год, где 50 мес —
общая продолжительность эффекта. Следовательно, годовой эф-
фект составит 360- 103- 100/10е = 36% фактической добычи нефти.
2. Повышение производительности труда рабочих. Допустим,
численность рабочих на промыслах составляет 320 чел., в том числе
занято на транспорте, хранении и деэмульсации нефти 50 чел.
Добыча нефти, приходящаяся на одного рабочего при разра-
ботке с поддержанием пластового давления:
10е -.320 = 3125 т.
Удельная численность промысловых рабочих на одну сква-
жину без цеха поддержания пластового давления (ППД) 2,5 чел.
Для определения производительности труда необходимо найти
численность рабочих при работе без поддержания пластового да-
вления. Для этого следует из общей численности рабочих исключить
то число их, которое занято транспортом, хранением и деэмуль-
сацией нефти, дополнительно полученной за счет поддержания
давления. В данном случае следует исключить
50 чел-0,36= 18 чел.
Следовательно, численность рабочих при разработке место-
рождения без поддержания пластового давления составит
320- 18 = 302 чел.,
а производительность труда
10е —360-103 * *
302
= 2120 т на 1 чел. в год.
Таким образом, производительность труда при поддержании
пластового давления будет выше на
(3125 — 2120) 100 ООп/
3125 — /о .
Кроме того, в результате поддержания пластового давления
будет сокращена численность рабочих в размере, необходимом
для обслуживания дополнительно пробуренных скважин, которые
потребовались бы для получения такого же прироста добычи нефти
без поддержания пластового давления (расчет этого числа скважин
см. ниже):
2,5 чел-87 = 217 чел.
3. Снижение себестоимости добычи нефти. Фактические экс-
плуатационные затраты на добычу нефти составляют 3,6 млн. руб.
в год, в том числе:
а) на закачку воды в пласт 750-103 руб.;
б) на транспорт, хранение и деэмульсацию всей нефти 275 X
X 103 руб.
Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием пласто-
вого давления
3,6 -106: 106 = 3,6 руб.
Для определения эксплуатационных затрат на добычу нефти
без поддержания пластового давления надо исключить из факти-
ческих эксплуатационных затрат те затраты, которые связаны
•с закачкой воды, а также затраты по транспортировке, хранению
и деэмульсации нефти в той доле, которая связана с поддержанием
пластового давления, т. е.
275- 1СР-0,36 = 99-103 руб.
Таким образом, на добычу без поддержания пластового давле-
ния относятся затраты
3,6-106 - (750-103 + 99-103) = 2751 • 103 руб.
Поэтому себестоимость добычи 1 т нефти без поддержания пла-
стового давления будет
2751 • 103: (106 - 360- 103) = 4,3 руб.
Экономия от снижения себестоимости 1 т нефти составит
4,3-3,6 = 0,7 руб.
Общая экономия эксплуатационных затрат на всю добычу
будет
0,7-106 = 7-Ю5 руб.
4. Экономия капитальных вложений. Исходные данные: ка-
питальные вложения в промысловое хозяйство и поддержание пла-
стового давления 8,6 10® руб.; стоимость строительства одной
скважины 110-103 руб.; стоимость промыслового обустройства
одной скважины 28 103 руб.; капитальные вложения в цех поддер-
жания пластового давления 8 103 руб.; скважино-месяцев отра-
ботанных 1800; стоимость разведки одной эксплуатационной сква-
жины 20 103 руб.; коэффициент эксплуатации 0,97.
Средний дебит на скважино-месяц, отработанный без поддер-
жания пластового давления
(10е — 360-103): 1800 = 355 т.
Исходя из общего прироста добычи нефти, среднего дебита на
скважино-месяц, полученный без поддержания пластового давле-
ния, и коэффициента эксплуатации, определяют число эксплуата-
ционных скважин, которые необходимо было бы пробурить для
обеспечения дополнительной добычи нефти без поддержания пла-
стового давления:
360 1 03 о_
355-9,97 12 ~87 СКВ>
Здесь 12 — число месяцев в году.
Капитальные вложения в бурение этих скважин составят
110-103-87 = 95 70-103 руб.
Капитальные вложения в промысловое обустройство этих
скважин
28-103-87 = 2436-103 руб.
Стоимость разведки 87 скважин
20-103-87= 1740-103 руб.
Всего для обеспечения дополнительного объема добычи нефти
без поддержания пластового давления потребовалось бы капиталь-
ных вложений
9570-103 4 2436.103+ 1740 103 = 13 746-103 руб
С учетом средств, уже вложенных в разработку без поддержа-
ния давления 8592 10s руб (8,6 10е—8.103), для добычи 1 млн. т
нефти при разработке без поддержания давления потребовалось бы
вложить
8592-103+ 13 746-103 = 22 338-103 руб.
Следовательно, экономия капитальных вложений составит
22 338-103 - 8600-103 = 13 738 1 03 руб
Исходя из общего объема капитальных вложений, определяем-
удельные капитальные вложения, приходящиеся на 1 т нефти*
в течение года в условиях разработки с поддержанием и без под-
держания пластового давления.
Удельные капитальные вложения для получения 1 т нефти при
поддержании пластового давления составят
8,6-10е: 10е = 8,6 руб.
То же без поддержания пластового давления
22 338 103: 10е = 22,34 руб.
или на 115% больше, чем при поддержании пластового давления.
Сведем для наглядности все полученные данные в табл. XII. 1.
Из этой таблицы видно, что при поддержании пластового давле-
ния добыча нефти увеличится на 36%, производительность труда —
на 32% и будет достигнута экономия рабочей силы в 40 чел. При
Таблица XII 1
Эффективность поддержания пластового давления
Показатели Эффект
абсолютный %
Увеличение добычи нефти, тыс т 360 36
Рост производительности труда рабочих, т на одного рабочего — 32
Экономия рабочей силы, чел. 217 40
Снижение себестоимости 1 т нефти, руб. 0,7 16,3
Экономия эксплуатационных затрат, млн. руб. 0,7 25,4
Общее сокращение капитальных вложений, млн. руб 13,7 61,3
Сокращение удельных капитальных вложений на 1 т нефти, руб 13,7 61,5
этом за счет сокращения эксплуатационных затрат на 25,4% и
капитальных вложений на 61,3% себестоимость 1 т нефти снижаемся
на 16,3%.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ1
Цикл работы скважины при паротепловой обработке (7\) скла-
дывается из времени на подготовительно-заключительные работы
(ТЛ'3~), закачку пара (7\), пропитку пласта и выравнивание тем-
пературы призабойной зоны (Т1ф) и эксплуатацию скважины с по-
вышенным дебитом (Тэ). Примем следующие значения приведен-
ных величин: Тп,3 = 5, Т3 = 40, 7пр = 5 и Тэ = 70 дней.
Тогда
1\=ТП.3+ тз + 7пр + Тэ = 5Н-40 + 5 + 70= 120 дней.
Таким образом, в год по скважине должно быть осуществлено
365 : 120 3 цикла.
Себестоимость дополнительно добытой нефти определится по
формуле
СД = 3Д/А<2, (XII. 1)
где Сд — себестоимость 1 т дополнительно добытой нефти, руб.;
Зд = 2747,5 руб. — эксплуатационные затраты на дополнитель-
ную добычу нефти, которые включают стоимость электроэнергии,
пара, деэмульсации и перекачки нефти, амортизацию прочих ос-
новных средств и стоимости подземного ремонта скважин; AQ =
= 180 т — дополнительно добытая нефть.
Следовательно, по формуле (XII. 1) получим
Сд = 2747,5/180 = 15 р. 30 к.
Полная промысловая себестоимость 1 т нефти
Сп = (Зд + 30)/<2, (ХП.2)
где Сп — полная промысловая себестоимость 1 т нефти, руб.;
Зо = 4004 руб. — обычные эксплуатационные затраты на добычу
нефти без паротеплового воздействия на пласт; Q = 400 т — суммар-
ная годовая добыча нефти с учетом дополнительно добытой нефти.
А потому по формуле (ХП.2)
Сп = (2747,5 + 4004)/400= 16 р. 90 к.
1 Б р а г и н В. А. Об определении экономической эффективности паро-
теплового воздействия на пласт. — «Нефтепромысловое дело», 1976, № 3,
с. 27—34.
Так как затраты на мероприятия по паротепловой обработке
призабойных зон скважин покрываются за счет капитальных вло-
жений, то годовой экономический эффект определится по следую-
щей формуле:
Э = [(Cj + £„/<,) - (С2 + ЗД1 Q, (ХП.З)
где Э — экономический эффект, руб.; Сх = 18 р. 20 к. —себе-
стоимость 1 т нефти до паротепловой обработки; С2 (+) = 16 р.
90 к. — то же после паротепловой обработки; Кл = 208 руб. —
удельные капитальные вложения на 1 т нефти до обработки;
К2 = 150 руб. —дополнительные удельные капитальные вложе-
ния на 1 т нефти в связи с обработкой; Q = 400 т — годовая до-
быча нефти после паротепловой обработки; Ен = 0,2 — норма-
тивный отраслевой коэффициент сравнительной экономической
эффективности.
Годовой эффект по формуле (ХП.З) составит
Э = [(18,2+ 0,2-208)-(16,9 +0,2-150)] 400 =
= 5,1 тыс.руб./скв.
Окупаемость затрат на паротепловые обработки скважин
О = АКЛЭ, (XII.4)
где О — период окупаемости, лет; А/< = 14 000 руб. — допол-
нительные капитальные вложения в год; Э = 5,1 тыс. руб. —
годовая экономическая эффективность.
Окупаемость по формуле (XI 1.4)
0 = 14 000/5100 = 2,7 лет.
При применении передвижной парогенераторной установки
дополнительные капитальные вложения на одну скважину сни-
зятся до 7,3 тыс. руб. в год, а экономическая эффективность повы-
сится до 6,5 тыс. руб. Следовательно, срок окупаемости затрат
составит
О = 7,3/6,5 = 1,1 года.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Исходные данные: среднесуточный дебит скважины до гидро-
разрыва <?н = 3 т; дебит на восьмом месяце после гидроразрыва
<?ф = 4 т/сут; коэффициент эксплуатации скважины до гидроразрыва
т] = 0,93; после гидроразрыва г)х = 0,94; коэффициент падения
дебита до гидроразрыва а = 0,98; после гидроразрыва ах = 0,95;
фактическая продолжительность эксплуатации скважины после
гидроразрыва пф = 8 мес; фактическая добыча нефти из скважины
за восемь месяцев (?ф = 1090 т; экономический предел рентабель-
ности дебита скважины <?эк — 0,3 т/сут; затраты времени на под-
готовку скважины к гидроразрыву и освоение скважины после
гидроразрыва 48 ч; продолжительность подземного ремонта сква-
жины до гидроразрыва tp — 38 ч и после tp = 33 ч в месяц; стои-
мость гидроразрыва пласта 1050 руб.; стоимость подземного ре-
монта скважины Ср = 3 руб./ч; промысловая себестоимость 1 т
нефти С = 7 руб.
Теоретический дебит скважины через восемь месяцев после
гидроразрыва определяется по формуле
9т = ^на'гф = 3.0,988 = 2,55 т/сут. (XII 5)
Продолжительность эксплуатации скважины после гидрораз-
рыва до предела рентабельности дебита
lg Vs" lg
= -Й~=тда- =106 мес-
Теоретическая добыча нефти за восемь месяцев работы сква-
жины после гидроразрыва определяется по формуле
QT = 30ri (9н • (XII.7)
Подставив значения величин в формулу (XI 1.7), получим
QT = 30 • 0,93 (3 = 615 т.
Прирост добычи нефти за восемь месяцев
А$ф = - Зт = Ю90 — 615 = 475 т.
Ожидаемая продолжительность работы скважины на повышен-
ном дебите
1 2,55-0,93
й 4,0-0,94 , .о
Пож— . aj ~ ; 0,95 — 14,8 мес.
lg— 1йЖ
Возможный среднесуточный дебит скважины на 15-м месяце
ее эксплуатации после гидроразрыва
п 14,8
<7ож = <7фСС1ож = 4 • 0,95 = 1,87 т.
Возможный среднесуточный дебит скважины на 15-м месяце
ее эксплуатации без гидроразрыва
^'ж = <ута”ож = 2,55-0,9814’8 = 1,89 т.
Возможная добыча нефти за ожидаемый период работы сква-
жины на повышенном дебите (14,8 мес)
Сож = ЗОтц ?ф~?ож) ai = 30 0,94 (4~ 1’8л)о0/5 = Н41 т.
^ож 11 1—ai ’ 1—0,95
Теоретическая добыча нефти за ожидаемый период (14,8 мес)
Qi = 30г| ^т~?ож)я = 30-0,98 (2’55 ~ 0,98 = 889 т.
Ожидаемый прирост добычи нефти
Д<?ож = Фож — — 1141 — 889 — 252 т.
Дополнительная добыча нефти за все время эксплуатации сква-
жины с повышенным дебитом
AQ = А<?ф + AQ0M = 475 + 252 = 727 т.
Затраты на подготовку к гидравлическому разрыву и освоение
скважины после разрыва
3-48= 144 руб.
Экономия за счет уменьшения продолжительности подземного
ремонта скважины (повышения коэффициента эксплуатации сква-
жины)
Эр = (tp - t'p) (пф + иож) Ср = (38 - 33) (8 + 14,8) • 3 = 342 руб.
Общая сумма затрат на осуществление гидроразрыва пласта
В = 1050 + 144 - 342 = 853 руб.
9 А. М. Юрчук 1 241
Себестоимость 1 т нефти, полученной за счет гидроразрыва
пласта
Ci --= B/AQ = 852/727 -= 1,17 руб.
Эффективность гидроразрыва в конце периода работы скважины
на повышенном дебите можно оценить по той же методике, что и
эффективность методов поддержания пластового давления. Для
этого путем построения фактической и теоретической кривых паде-
ния дебита определяют количество дополнительно полученной
нефти. Далее находят суммарные затраты и путем деления этих
затрат на количество полученной за счет гидроразрыва нефти опре-
деляют себестоимость 1 т нефти.
Путем умножения разницы между промысловой себестоимо-
стью нефти и фактической при гидроразрыве на число тонн до-
полнительно добытой нефти определяют общий экономический
эффект от применения гидроразрыва.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ТЕПЛОВЫХ ОБРАБОТОК
МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН1
Для определения степени'экономичности электроподогрева надо
установить минимально допустимое количество дополнительно
добытой нефти при проведении тепловых обработок, исходя из
предельных издержек, себестоимости и предела рентабельности
добываемой нефти.
Известно, что электроподогрев увеличивает дебит скважин
при одновременном повышении затрат, связанных с подготовкой
скважин к электроподогреву, осуществлением самого электро-
подогрева и освоением скважин после него.
Число электроподогревов на каждой скважине в год в преде-
лах рентабельности добываемой нефти можно определить по сле-
дующей формуле:
3>~Cqi , (XII.8)
где Зх — суточные затраты на скважину до электроподогрева,
руб.; С — принятая и предельная себестоимость нефти, руб/т;
qr — первоначальный дебит скважины до обработки, т/сут; Q —
дополнительно добытая нефть на одну скважино-операцию, т;
k — число рабочих дней для скважины в году; 32 — дополнитель-
ные суточные затраты на электроподогрев скважины, руб/сут.
1 Р ы б а ч о к Н. И. О рентабельности тепловых обработок малодебит-
ных скважин.— «Нефтепромысловое дело», 1970, №5, с. 35—38.
Примем для расчета следующие исходные данные: qx —
— 0,5 т/сут; Q = 48 т; Зх = 23 руб; С = 30 руб; k = 360 дней;
32 = 2 руб.
Следовательно, число обработок в году в пределах рентабель-
ности по формуле (XI 1.8) составит
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ
ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ПОГРУЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
Исходные данные: подача установленного погружного центро-
бежного электронасоса QH = 40 м3/сут; дебит скважины ограни-
чивается штуцером, а поэтому равен Q = 20 т/сут; динамический
уровень йд = 700 м; к. п. д. насоса (тр,) в зависимости от режимов
работы изменяется от 0,25 до 0,45.
Потребляемая насосом мощность без учета потерь энергии в ка-
беле определяется по формуле
^n.’H = 9,81Q^/r)H, Вт. (XII.9)
Принимая г]н = 0,25, по формуле (XI 1.9) имеем
Ри, н = 9,81-20 000 -700/86 400-0,25 = 6360 Вт = 6,36 кВт.
Суточная потребность в электроэнергии
6,36-24= 153 кВт-ч.
Расход электроэнергии на 1 м3 добываемой жидкости
153:20 = 7,65 кВт-ч.
При переводе этой скважины на периодическую эксплуатацию
насос будет работать только в течение 12 ч (вместо 24 ч). Причем
это время может состоять из нескольких периодов в зависимости
от установленного режима эксплуатации скважины. В течение
этих 12 ч (при отсутствии в скважине штуцера) насос будет рабо-
тать с максимальной подачей Q = 40 м3/сут.
В этом случае потребляемая насосом мощность (при г] = 0,45)
составит по формуле (XI 1.9)
Рп. н = 9,81 • 40 000 • 700/86 400 • 0,45 = 7060 Вт = 7,06 кВт.
Суточный расход электроэнергии
7,06-12 = 84,7 кВт-ч.
9* 243
Расход электроэнергии на 1 м3 добываемой жидкости
84,7 : 40 = 2,11 кВт-ч.
Таким образом, для добычи 20 м3 нефти при периодической
эксплуатации расход электроэнергии уменьшится в 7,65 : 2,11 =
— 3,6 раза по сравнению с расходом энергии при непрерывной
работе насоса и ограничении дебита штуцером. Кроме того, эко-
номия электроэнергии значительно возрастет за счет уменьшения
потерь энергии в кабеле, автотрансформаторе и другом обору-
довании. При периодической эксплуатации скважины, очевидно,
ее экономические показатели во многом улучшаются также за
счет увеличения в два раза продолжительности межремонтного
периода и уменьшения общей продолжительности работы насоса.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
I. Каталог-справочник. Оборудование и инструмент для добычи нефти'
Т. Ill, М., Гостоптехиздат, 1960.
2. Каталог-справочник. Погружные центробежные насосы для нефти.
М., изд. Цинтихимнефтемаш, 1970.
3. Каталог-справочник. Приводы штанговых глубинных насосов. М., изд.
Цинтихимнефтемаш, 1969.
4. Карапетов К. А., Балакиров Ю. А., Кроль В. С. Рациональная эксплу-
атация малодебитных нефтяных скважин. М., Недра, 1966.
5. Логинов Б. Г., Малышев Л. Г., Гарифулин Ш. С. Руководство по кис-
лотным обработкам скважин. М-, Недра, 1966.
6. Молчанов А. Г., ЧичеровЛ. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы.
М., Недра, 1976.
7. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.,
Недра, 1973.
8. Муравьеве. М. Справочник мастера по добыче нефти. М., Недра, 1975.
9. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.
10. Муравьев И. М., Базлов М. М., Чернов Б. С. Технология и техника
добычи нефти. М., Недра, 1971.
11. Муравьев И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторождений.
М., Гостоптехиздат, 1949.
12. Обзоры зарубежной литературы. Применение термических методов воз-
действия на пласт. М., ВНИИОЭНГ, 1966.
13. Оганов К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.,
Недра, 1967.
14. Справочная книга по добыче нефти под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.,
Недра, 1974.
15. ТосуновЭ. М., Кулаков П. И. Солянокислотная обработка карбонатных
пластов мезозойских отложений Чечено-Ингушетии. Грозный, Чечено-Ингуш-
ское книжное издательство, 1967.
16. Шейнман А. Б., Малофеев Г. Б., Сергеев А. И. Воздействие на пласт
теплом при добыче нефти. М., Недра, 1969.
17. ЮрчукА. М., Оркин К. Г. Расчеты в технологии и технике добычи нефти.
М., Недра, 1967.
18. Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1974.
19. Единые нормы времени на подземный ремонт скважин. М., Недра, 1964.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
Соотношения между внесистемной и международной системами единиц измерения [ГОСТ 9867—61]
Величина Внесистемные единицы Единицы системы СИ Коэффициент пересчета единиц измерений
Длина М м —
Площадь м2 м2 —
Объем м3 м3 —
Масса т кг
Время с с —
Сила электрического тока А А —
Термодинамическая температура К К —
Сила тяжести, вес кгс Н 1 кгс = 9,80665 Н
Плотность т/м3 1 т/м3 = 103 кг/м3
кг/дм3 кг/м3 1 кг/дм3 = 103 кг/м3
г/см3 1 г/см3 = 10s кг/м3
Удельный вес кгс/м3
Давление ат, кгс/см2
Объемный расход м®/сут
Работа, энергия кгс-м
Мощность кгс-м/с
л. с.
Количество теплоты ккал
Динамическая вязкость, кинематическая П
вязкость Ст
Поверхностное натяжение дин/см
Коэффициент сжимаемости 1/ат
Коэффициент пьезопроводности см2/с
Коэффициент гидропроводности Д • см/сП
Коэффициент продуктивности м3/ сут - (кгс/см2)
Удельная теплота ккал/кг
Теплоемкость (энтропия) ккал/°С
Коэффициент теплоотдачи ккал/м2•ч • °C
Коэффициент теплопроводности ккал/м•ч°C
Коэффициент проницаемости горной породы Д
Н/м3 1 кгс/м3 = 9,80665 Н/м3
Па м37с 1 ат = 1 кгс/см2 = 0,980665-105 Па 1 м3/сут = 11,57-10”6 м3/с
Дж 1 кгс-м = 9,80665 Дж
Вт 1 кгс-м/с = 9,80665 Вт
Вт 1 л. с. = 735,499 Вт
Дж 1 ккал = 4186,8 Дж
Па-с 1 П= 0,1 Па-с
м2/с 1 Ст = 10“4 м2/с
Н/м 1 дин/см = 10“3 Н/м
м2/Н
м2/с 1 см3/с = 10"4 м2/с
м3/(Па-с) 1 Д-см/сП= 1,02-Ю-11 м3/(Па-с)
м3/ (Па • с) 1 м3/сут (кгс/см2) = 1,178- 10'10м3/Па-с
Дж/кг 1 ккал/кг = 4186,6 Дж/кг
Дж/. К 1 ккал/°С = 4186,8 Дж/-К
Вт/м2-К 1 ккал/м2-°С= 1,163 Вт/м2-К
Вт/м-К 1 ккал/м-ч-°С= 1,163 Вт/м-К
м2 1 Д = 1,02-10“12 м2
Приложение '2
Приставки для обозначения кратных и дольных единиц измерений
Кратные единицы Дольные единицы
Множитель Приставка Обозначение Множитель Приставка Обозначение
1012 тера т 10-1 деци д
109 гига г 10-2 санти с
10« мега м 10'3 милли м
103 кило к 10~6 микро мк
ю2 гекто г 10~9 нано н
10 Дека Да 10-12 • ПИКО п
— — — 10-1S фемто ф
Примечания. 1. Примеры применения кратных и дольных единиц измерений:
х нанометров = х нм=хЮ-»м, у мегаграммов = у Мг = г/10« г = jdO’ кг. 2. Не до-
пускается применение двух и более приставок одновременно Например, нельзя присое-
динять приставку к наименованию килограмм. Надо добавлять приставку к наименова-
нию грамм (миллиграмм, мегаграмм). 3 Применение кратных и дольных единиц допу-
стимо лишь в окончательных результатах 4 В знаменателе производных единиц изме-
рений не допускается применение кратных и дольных единиц.
Приложение 3
Расчетные данные по плунжерам, насосным штангам и трубам
I. Плунжеры штанговых насосов
Показатели Диаметр, мм
28 32 38 43 56 68 93
Площадь поперечного сече- ния плунжера, см2 Вес 1 м столба жидкости (воды) над плунжером, Н 6,15 6,08 8,04 7,85 11,34 11,1 14,6 1U 24,6 24,1 36,3 35,6 67,9 66,6
II. Насосные штанги
Показатели ' Диаметр, мм
16 19 22 25
Площадь поперечного сече- ния штанг, см2 2,01 2,83 3,8 4,9
Масса 1 м штанг с муфта- ми, кг 1,67 2,35 3,14 4,1
Продолжение прилож 3
III. Насосно-компрессорные и обсадные трубы
Показатели Условный диаметр, мм
48 60 73 89 102 114 141 168 219
Площадь проход- ного сечения труб, см2 12,75 19,8 30,18 45,22 61,62 78,97 120,0 177,0 314,0
| Площадь попереч- ного сечения те- ла труб, см2 5,56 8,68 11,66 16,82 19,41 23,58 36,0 43,0 62,0
Масса 1 м труб (гладких) с муф- тами, кг 4,45 7,0 9,45 13,67 15,78 19,11 34,9 44,6 64,1
Масса 1 м труб (с высаженными концами) с муф- тами, кг 4,54 7,12 9,62 13,92 16,02 19,46
П р и’м ечания. 1. При определении массы 1 м насосных штанг и насосно ком-
прессорных труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы 8 м.
2. Для обсадных труб диаметром 141, 168 и 219 мм внутренний диаметр принят соответ-
ственно 125. 150 и 200 мм-
Приложение 4
Характеристика насосно-компрессорных труб (ГОСТ 3845—75)
Условный диаметр труб, мм Наружный диаметр, । мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр Высадка, мм 1 Наружный диаметр муфты, мм 1 _ Длина муфты, мм 1 . Масса, кг
наружный диаметр длина до переход- I ной части длина переходной 1 части 1 м гладкой трубы 1 муфты 1 1 м трубы с муф- той яри длине тру- бы 8 м
Трубы г л а д к и е
48 48,3 4,0 40,3 — — — 56,0 96,0 4,39 0,5 4,45
60 60,3 5,0 50,3 — — — 73,0 110,0 6,84 1,3 7,0—
73 73,0 1 5,5 1 7,0 62,0 59,0 — — — 89,0 132,0 / 9,16 ( 11,39 2,4 2,4 9,46 11,69
89 88,9 6,5 76,0 — — — 107,0 146,0 13,22 3,6 13,67
102 101,6 6,5 88,6 — — — 121,0 150,0 15,22 4,5 15,78
114 114,3 7,0 100,3 — — — 132,5 156,0 18,47 5,1 19,09
Т р у б ы С В ь саже н н ы м и наружу концам н
33 33,4 3,5 26,4 37,3 45 25 48,3 89 2,58 0,5 2,67
42 42,2 3,5 35,2 46,0 51 25 56,0 95 3,34 0,7 3,48
48 48,3 4,0 40J 53,2 57 25 63,5 100 4,39 0,8 4,59
60 60,3 5,0 50,3 65,9 89 25 78,0 126 6,84 1,5 7,2
73 73,0 1 5,5 1 7,0 62,0 59,0 78,6 95 25 93,0 134 J 9,16 1 11,39 2,8 2,8 9,73 11,96
89 88,9 1 6,5 1 8,0 76,0 73,0 95,25 102 25 114,3 146 ( 13,22 1 15,98 4,2 4,2 14,07 16,83
102 101,6 6,5 88,6 107,95 102 25 127,0 154 15,22 5,0 16,14
114 114,3 7,0 100,3 120,65 108 25 141,3 160 18,47 6,3 19,66
Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут)
при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте подачи т] = 1
Длина хода полированного штока, мм Диаметр плунжера, мм
28 32 38 43 56 68 82 93
300 2,7 3,5 5,0 6,2 — — — —
450 4,0 5,2 7,5 9,4 — __ —
600 5,5 7,0 10,0 12,5 20,5 •— — —
900 8,0 10,5 15,0 19,0 31,0 47,0 —- —
1200 11,0 14,0 20,0 25,0 41,0 63,0 90,4 —
1500 13,5 17,5 24,5 31,5 51,5 78,5 113,2 —
1800 16,0 21,0 29,5 38,0 62,0 94,5 137,0 176,0
2100 19,0 24,5 34,5 44,0 72,0 110,0 160,0 205,5
2400 21,5 28,0 39,5 50,5 82,5 125,5 182,5 235,0
2700 24,0 31,5 44,0 56,7 93,0 141,0 205,0 265,0
3000 27,0 35,0 49,0 63,0 103,0 157,0 228,5 293,5
3600 32,0 42,0 59,0 75,5 123,5 188,5 274,0 352,5
4200 — 49,0 69,0 88,0 144,0 220,0 319,5 411,0
5100 — —- 83,5 107,0 174,5 267,0 388,0 499,0
6000 — — 98,0 125,5 205,5 314,0 456,5 587,0
Примечание. Для определения теоретической подачи насоса при других чис-
лах качаний необходимо значение подачи, соответствующей данным длине хода и диа-
метру насоса, умножить на отношение чисел качаний (заданного числа к 10).
Техническая характеристика станков-качалок (ГОСТ 5876—66)
Шифр станка-качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, Н Длина хода точки подвеса штанг, мм Наибольший допускаемый крутящий мо- мент на ведо- мом валу ре- дуктора, Н • м Число качаний балан- сира в минуту Шифр редуктора Масса станка- качалкн, кг
при бессту- пенчатом изменении при ступенчатом изменении
1СК1,5-0,42-100 1СК1-0,6-100 14 720 9 810 300--420 400—600 300; 420 400; 600 981 Ц2Н-250 910 970
2СК2-0,6-250 2СК1,25-0,9-250 19 600 12 260 300—600 440—900 300; 450; 600 440; 660; 900 2 450 Ц2Н-300 1 305 1'345
ЗСКЗ-0,75-400 ЗСК2-1,05-400 29 400 19 600 300—750 420—1050 300; 520; 750 420; 750; 1050 3 920 5—15 Ц2Н-350 1 610 1 645
4СКЗ-1,2-700 4СК2-1,8-700 29 400 19 600 450—1200 675—1800 450; 600; 750; 900; 1050; 1200 675; 900; 1125; 1350; 1575; 1800 6 870 Ц2Н-400 3 240 3 310
5С К.6-1,5-1600 5СК4-2,1-1600 58 800 39 200 600—1500 840—2100 600; 900; 1200; 1500 840; 1260; 1680; 2100 15 700 Ц2Н-500 6 505 6 730
6СК6-2,1-2500 ’,58 800 / 900—2100 900; 1200; 1500; 1800; 2100 24 450 6—15 Ц2Н-650 8 025
6СК4-3-2500 Ж 200 1290—3000 1290; 1700; 2150; 2600; 3000 •Г 8 195
7СК 12-2,5-4000 7СК8-3,5-4000 117 600 78 500 1200—2500 1675—3500 1200; 1500; 1800; 2100; 2500 1675; 2100; 2500; 3000; 3500 3 920 5—12 Ц2Н-750 13 240 13 540
7СК12-2,5-6000 7СК8-3,5-6000 117 600 78 500 1200—2500 1675—3500 1200; 1500; 1800; 2100; 2500 1675, 2100; 2500; 3000; 3500 5 880 Ц2Н-850 15 160 15 410
8СК12-3,5-8000 8СК8-5-8000 117 600 78 500 2100—3500 3000—5000 2100; 2300; 2600; 2900; 3200; 3500 3000; 3300; 3700: 4100; 4600; 5000 78 500 5—10 Ц2Н-1000 21 790 22 200
9СК20-4.2-12000 9СК15-6-12000 196 000 147 000 2500—4200 3550—6000 2500; 2800; 3150; 3500; 3850; 4200 3550; 4000; 4500; 5000; 5500; 6000 117 800 Ц2Н-1000А (31 560 32 ПО
Характеристика стали для изготовления глубиннонасосных штанг (ГОСТ 13877—68)
Марка стали Термообработка Условия работы насосных штанг в скважине
40 (углеродистая) Нормализация Для легких условий работы при допускаемом приведен- ном напряжении опр < 70 МПа
20НМ (никель-молибде- новая) Нормализация Для средних условий работы и при откачке коррозион- ной жидкости при оПр = 70—90 МПа
40 (углеродистая) Нормализация с последующим поверх- ностным упрочением тела штанги то- ками высокой частоты (ТВЧ) Для тяжелых условий работы — в скважинах с большими подвесками насосов и форсированием режима откачки опр = 100— 120 МПа
ЗОХМА (хромистомар- ганцовистая) Нормализация и высокий отпуск с по- следующим упрочением тела штанг ТВЧ Для тяжелых условий работы при оПр = 100 МПа
20НМ (легированная) То же Для особо тяжелых условий работы — при больших на- грузках и наличии коррозионной среды, опр <£ ПО— -130 МПа
Приложение 8
Характеристика стальных Канатов ТК6Х 19-114 с органическим сердечником
Диаметр, мм Площадь сечения Масса Разрывное усилие каната не менее Допускаемая на- грузка на канат при запасе проч ности 2,5
прово- локи всех прово лок в ка нате, 1 м каната, кг Предел прочности проволоки на растяжение, МПа
каната ммг 1500 1600 1500 1100
11,0 0,7 43,9 0,42 55,9 59,6 22 24
5590 5960 2,2 2,4
12,5 0,8 57,3 0,54 73,1 77,9 29 31
7310 7790 2,9 3,1
14,0 0,9 72,5 0,69 92,2 98,5 37 39
9220 9850 3,7 3,9
15,5 1,0 89,5 0,85 113,5 11 350 121,5 12 150 45 4,5 49 4,9
17,0 1,1 108,3 1,02 137,5 147 55 59
13 750 14 700 5,5 5,9
18,5 1,2 128,3 1,22 164,0 175 65 70
16 400 17 500 6,5 7,0
20,0 1,3 151,3 1,43 192,5 205,5 77 82
19 250 20 550 7,7 8,2
22,0 1,4 175,5 1,60 223,5 238 89 95
22 350 23 800 8,9 9,5
23,5 1,5 200,6 1,90 255,0 272,5 102 109
25 500 27 250 10,2 10,9
15,0 1,6 229,1 2,17 291,5 29 150 311,5 31 150 117 11,7 125 12,5
Примечание В числителе усилие и нагрузка даны в кН, а в знаменателе —
в кгс и тс
Техническая характеристика короткозамкнутых асинхронных электродвигателей
с повышенным пусковым моментом (серии ДОП)
Тип электро- двигателя Номи- нальная мощ- ность, кВт При номинальной нагрузке COS ф пуск ^пуск. нач Допуск max Маховой момент ротора, Н м Масса, кг
частота враще- ния, об/мин сколь- жение, % ток в ста- * торе, А кпд, %
ном ^ном ^ном
АОП-41-4 1,7 1420 5,30 3,8 81,0 0,82 5,5 1,8 2,3 0,471 37,0
АОП-42-4 2,8 1420 5,30 6,1 83,0 0,84 6,0 1,9 2,5 0,657 45,0
АОП-51-4 4,5 1440 4,00 9,5 84,5 0,85 6,5 1,8 2,5 1,962 80,0
АОП-52-4 7,0 1440 4,00 14,2 86,0 0,86 7,0 2,0 2,8 2,750 100,0
АОП-62-4 10,0 1460 2,67 20,0 86,5 0,87 7,0 1,9 2,4 5,880 165,0
АОП-63-4 14,0 1460 2,67 27,5 87,5 0,87 7,5 1,9 2,8 7,350 180,0
АОП-72-4 20,0 1460 2,67 39,0 88,0 0,87 7,0 1,9 2,8 14,700 280,0
АОП-73-4 28,0 1460 2,67 54,5 89,0 0,87 7,5 1,9 2,8 18,630 310,0
АОП-82-4 40,0 1470 2,00 76,5 90,0 0,88 7,0 1,9 2,6 27,500 495,0
Тип электро- двигателя Номи- нальная мощ- ность, кВт При номинальной нагрузке cos (р Л1УСК м пуск, нач м пуск, max Маховой момент ротора, Н м Масса, кг
частота враще НИЯ, об/мин сколь- жение, % ТОК в ста- торе, А Кпд, %
*^ном ^ном
АОП-41-6 1,0 930 7,00 2,8 76,5 0,72 4,5 1,8 2,2 0,471 37,0
АОП-42-6 1,7 930 7,00 4,4 79,5 0,75 5,0 2,0 2,5 0,658 45,0
АОП-51-6 2,8 940 6,00 6,6 82,0 0,78 5,0 1,9 2,2 1,962 80,0
АОП-52-6 4,5 940 6,00 10,2 83,5 0,80 5,5 2,0 2,5 2,750 100,0
АОП-62-6 7,0 970 3,00 15,5 85,5 0,81 6,0 1,9 2,4 5,880 165,0
АОП-63-6 10,0 970 3,00 21,5 86,0 0,82 6,0 1,9 2,4 7,350 180,0
АОП-72-6 14,0 980 2,00 29,5 86,5 0,83 6,0 1,9 2,4 22,500 280,0
АОП-73-6 20,0 980 2,00 40,5 87,5 0,84 6,5 1,9 2,4 29,400 310,0
АОП-82-6 28,0 980 2,00 55,0 88,5 0,86 6,5 1,9 2,4 43,200 495,0
АОП-83-6 40,0 980 2,00 77,00 89,5 0,87 7,0 1,9 2,4 55,900 555,0
Рекомендуемые глубины спуска насосов на углеродистых штангах
стали 4 0 при Опр — 70 МПа
Диаметр насоса, мм
Диаметр
Конструкция штанг,
мм 28 32 38 43 56 68 93
Глубина с п у ска н а с о с а, м
16 1150 1020 860 720 —
19 1300 1170 1000 880 650 — — —
Одноступенчатая 22 — ‘— — — 790 590 380
25 — — — — — — 470
Д л т на с т у пеней ко Л О H I 4 Ы В %
К общей г л у би не с п у ска
19 34 38 45 55 - — -
16 66 62 55 45 - —
Глубина с п у ска н а с о с а, м
1480 1310 1100 920 —
Двухступенчатая 22 28 31 36 42 55 — —
19 72 69 64 45 — —
Г и у б и и а с п у ска н а с о с а, м
1620 1460 1260 1060 820 - 1 —
Дли на с т у пеней ко ЛОНИ ы в /о
К общей г л у б и н е с п у ска
25 - - 42 56 I —.
22 - - 58 44 | —
г дубина с п у ска н а с о с а, м
1 - 1 - - - 960 720 —
Дли на с т у пеней ко ЛОНИ ы в /о
К общей Г л у б и н е с п у ска
22 26 29 __
19 28 32 —— — — —
16 46 39 — — — — —
Конструкция Диаметр штанг, мм Диаметр насоса, мм
28 32 38 43 56 68 93
Г лубина с п у ска н а с о с а, м
Трехступенчатая - 1760 1570 1490 1270 - -
Длина ctj 'пеней колонны в %
К общег г л у б и Н 6 с п у ска
25 — 27 33 —
22 —— — 30 35 — 1 II*
19 — — 43 32 — —
Глубина с п у ска н а с о с а, м
- — I 1490 I 1270 1
Приложение 11
Рекомендуемые глубины спуска насосов на легированных штангах
при спр — 90 МПа
Конструкция Диаметр штанг, мм Диаметр насоса, мм
28 32 38 43 56 | 68 1 93
Глубина спуска насоса, м
Одноступенчатая 1 22 1 1 — 1 — 1 1000 1 760 1 490
1 25 | | | - 1 - | - 1 600
Длина сту пеней к олонны в%
к общей глубин е спуска
1 19 1 35 I 39 I 46 1 55 I - I - I -
1 16 I 65 1 61 1 54 | 45 | - 1 - 1 -
Глубина спуска насоса, м
1 - 1 1890 1 1680 1 1410 I 1180 I — I — I —
Диаметр насоса, мм
Диаметр
Конструкция штанг,
мм 28 32 38 43 56 68 93
Длина с т j пеней колон а ы в %
К общей глубине с п у ска
22 28 30 35 41 54 -
Двухступенчатая 19 72 70 65 59 46 -
Г лубина с п у ска н а с о с а, м
- 2080 1870 1610 1370, 1050
Длина с т у пен Й КС Л О н 4 Ы В %
К общей 1 л у б и н с п у ска
25 - 28 32 40 55
22 - 72 68 60 45
г лубина С п у ска н а с о са, м
- - - 1810 1570 1230 910
Дли на с 1 у пене й ко л о н н ы в %
К общей глубине с п у ска
22 25 28 —
19 28 32 — — — —— —
16 47 40 — — — — —
Глубина с п у ска н а с о са, м
Трехступенчатая — 2270 2010 - - - - -
Дли п а с т у пеней ко Л О н н ы в %
к общей глубине С п у ска
25 20 23 26 31 — —
22 23 26 30 35 — — —
19 57 51 44 34 — — —
Глубина с п у ска н а с о са, м
— 2450 2200 1900 1620 - - -
Рекомендуемые глубины спуска насосов на легированных штангах
стали 20НМ, закаленных ТВЧ, при аПр = 110 МПа
Диаметр насоса, мм
Диаметр
Конструкция штанг,
мм
28 32 38 43 56 68 93
Глубина сп у ска н а с о с а, м
16 1790 1600 1340 1120
Одноступенчатая 19 2050 1830 1580 1350 1020 750 470
22 — — — — — — 600
Длина сту пеней ко л О н н ы в %
К общей г л у б и не с п у ска
19 35 39 46 55
16 65 61 54 45
Глубина с п у ска н а с о с а, м
Двухступенчатая - 2300 2060 1730 1450 -
Д л т н а сту пеней ко Л О Н 1 -I ы В %
К общей 1 л у бч не с п у ска
22 27 30 35 41 54 74 -
19 73 70 65 59 46 26 -
г. а у б и н а сну ска н а со с а, м
- 2550 2280 1970 1690 1280 935
Д л I на сту пеней ко Л О н I ы в %
К общей Г л у б и и е с п у ска
22 25 28 33 40 — — —
19 29 32 39 46 — — —
16 46 40 28 14 — — —
г л у б и н г с п у ска н а с о с а, м
2750 2460 2070 1740 —
Техническая харак
Тип насоса Подача, м’/сут Напор, м ст жидкости Вну- тренний диаметр обсадных труб, мм Темпе- ратура откачи- ваемой жидко- сти, °C Габаритные размеры агре- гата
попе- речный, мм Длина, м
ЭЦН5-40-950 25—70 1030— 650 121,7 70 114 11,52
2ЭЦН5-40-950 25—70 1030—650 121,7 70 114 11,52
1ЭЦН5-40-1400 25—70 1510—1100 121,7 45 114 15,60
ЭЦН5-80-850 60—115 910-940 121,7 45 114 12,45
ЭЦН5-80-1200 60—115 1280—695 121,7 70 114 15,68
1ЭЦН5-130-600 100—155 765—500 121,7 45 114 12,49
ЭЦН5-130-1200 100—155 1320—860 121,7 55 114 17,23
2ЭЦН5-130-1200 100—155 1320—860 121,7 55 114 17,23
ЭЦН5-200-650 150-270 810—390 121,7 55 114 15,83
ЭЦН5-200-800 145-250 970—445 121,7 55 114 17,93
ЭЦН5А-160-1100 125—205 1225-710 130,0 55 124 15,77
ЭЦН5А-250-800 190—310 875—640 130,0 55 124 17,27
ЭЦН5А-250-1000 190-350 1135—625 130,0 50 124 20,35
ЭЦН5А-360-600 290—430 670-440 130,0 55 124 17,18
ЭЦН5А-360-700 290—430 910-660 130,0 70 124 23,24
1ЭЦН6-100-900 75-145 . 940-560 144,3 75 137 11,02
ЭЦН6-100-1500 80-165 1580—780 144,3 70 137 13,99
1ЭЦН6-160-750 130-185 930—750 144,3 70 137 11,66
1ЭЦН6-160-1100 130—185 1320—1170 144,3 70 137 12,98
1ЭЦН6-160-145а 130—185 1740—1380 144,3 70 137 17,12
1ЭЦН6-250-800 200—330 850-550 144,3 70 137 12,20
ЗЭЦН6-250-1050 200—330 1230—820 144,3 70 137 16,42
1ЭЦН6-250-1400 200—330 1490-950 144,3 40 137 18,78
1ЭЦН6-350-650 280—440 685—400 144,3 90 137 14,27
1ЭЦН6-350-850 280—440 925-510 144,3 70 137 17,12
1ЭЦН6-500-450 350—680 530—260 144,3 90 137 14,24
1ЭЦН6-500-750 350—680 905-455 144,3 70 137 19,48
теристика ЭЦН
Тип электро- двигателя Электрокабель К. п д Число ступе- ней Тип авто- трансфор- матора (или трансфор- матора)
круглый плоский
ЧИСЛО жил в сече- нии, мм длина не бо- лее, м число жил в сече- нии, мм длина не бо- лее, м
ПЭДЮ-103 1300 12 38,0 191 АТСЗ-20
ПЭД10-103 1300 15 36,0 226 АТСЗ-20
ПЭД20-103 1700 12 38,0 299 АТСЗ-100
ПЭД20-103 1100 15 49,8 195 АТСЗ-100
ПЭД28-103 3XJL6 1600 3X10 12 49,8 273 ТСБЗ-100
ПЭД20-103 1000 15 57,0 164 АТСЗ-100
ПЭД40-103 1400 12 50,0 284 ТСБЗ-100
ПЭД40-103 1400 15 57,0 282 ТСБЗ-100
ПЭД40-103 1000 15 48,2 186 ТСБЗ-100
ПЭД40-103 1100 15 49,0 227 ТСБЗ-100
ПЭД40-103 3X16 1400 3X10 15 57,0 226 ТСБЗ-100
ПЭД40-103 3X16 1200 3X10 15 60,5 160 ТСБЗ-100
ПЭД65-117 зх 10 1400 3X6 20 60,0 187 ТСЗ-125/2,3
ПЭД40-103 3X16 1000 3X10 15 59,0 150 ТСБЗ-100
ПЭДС55-103 3X25 1000 3X6 20 59,3 175 АТСБЗ-100
ПЭД17-119, 3X25 1150 3X16 12 48,0 125 АТСЗ-20
ПЭД35-123 3X25 1700 3X16 12 48,1 212 АТСЗ-ЗО
ПЭД35-123 3X25 950 3X16 12 56,0 126 АТСЗ-ЗО
ПЭД35-123 3X25 1250 3X16 12 56,0 177 АТСЗ-ЗО
ПЭД55-123 3X35 1750 3X16 15 56,5 247 АТСБЗ-100
ПЭД35-123 3X25 1050 ЗХ 16 12 62,0 125 АТБЗ-ЗО
ПЭД55-123 3X25 1450 3X16 15 62,0 183 АТСБЗ-100
ПЭД75-123У 3X35 1700 3X25 15 62,0 229 АТСБЗ-100
ПЭД46-123 3X25 850 3X16 12 63,8 90 АТСЗ-75
ПЭД55-123 3X25 1100 3X16 15 64,5 125 АТСБЗ-100
ПЭД46-123 3X25 600 3X16 12 60,5 84 АТСЗ-75
ПЭД100-123У 3X35 900 3X25 15 59,0 143 TC3-320
Характеристика погружных электродвигателей
Тип двигателя Номинальн ое напряжение, В Номинальная | сила тока, А 1 Температура окружающей среды, °C К п д, % а и с S о X | ^пуск S о X Длина, мм 1 Масса, кг
ПЭД14-103 350 40,0 70 72 2,5 5,0 4 206 200
ПЭД20-103 700 29,0 70 73 2,5 4,44 5 166 275
ПЭД28-103 850 34,7 70 73 2,5 4,45 5 506 295
ПЭД40-103 1000 40,0 55 72 2,5 4,14 6 186 335
ПЭДМ55-103 850 69,0 70 73 2,5 5 213 500
ПЭД45-117 1400 27,3 50 81 2,0 4,20 5 580 382
ПЭД65-117 2000 27,5 50 81 2,0 4,25 7 480 525
ПЭДС90-117 2000 38,7 60 81 2,0 10 765 750
ПЭД17-123 400 39,5 80 78 2,6 4,60 4 595 360
ПЭД35-123 550 55,5 70 79 2,0 5,44 5 450 425
ПЭД46-123 700 56,5 80 79 2,0 5,25 6 735- 528
ПЭД55-123 800 61,5 70 78 2,2 5,20 7 162 568
ПЭД75-123 915 73,5 55 76 2,1 4,65 8 018 638
ПЭД100-123 950 89,5 60 80 2,2 4,83 8 018 638
ПЭД125-123 2000 50,6 50 84 2,2 8 215 800
Примечания 1. Для всех двигателей синхронная частота вращения равна
3000 об/мин 2. При секционном исполнении двигатель имеет шифр ПЭДС
Характеристика автотрансформаторов и трансформаторов
Шифр трансформатора Напряжение при холостом ходе ВН, В Линейный ток ВН, А Линейный ток НН, А Мощность, кВт Габаритные размеры, мм Масса, кг
высота длина*' ширина
АТСЗ-20 540—410 70,0 103—75 68—50 800 1060X420 280 ,
АТСЗ-ЗО 680—530 70,0 125—98 83—64 830 1050X400 340
АТСЗ-75 800—650 100,0 211—171 139—113 1022 1182X470 624
АТСЗ-100 920—770 100,0 242—203 159—133 1022 1191X490 730
АТСБЗ-100 1200—900 73,0 231—173 152—114 1020 1191X490 730
ТСБЗ-100 1300—900 40,0 137—94,2 90—62 1030 1200X490 680
ТСЗ-100/1,6 1600—1350 36,0 152-128 100—84,5 1100 1268X510 636
ТСЗ-125/2,3 2300—1950 31,4 190—160 125—106 1100 1268X510 687
ТСЗП-200/З 1200—900 93,0 294—220 193-145 1150 4550X690 1000
ТСЭП-250/6 2200—1900 55,0 20,2—17,4 210—181 1220 1550X690 1240
f93
Бакинец-ЗМ АзИНМАШ-43А АзИНМАШ-43П Агрегат
т-юом 1 Трактор Т-ЮОМБГС Трактор Т-100МБ Трактор Транспорт- ная база i Н п X я Я £ Ф О
79,4 79,4 79,4 Номинальная мощность двигате- ля, кВт X JC X
тэ
1070 1050 1050 Частота вращения вала двигателя, об/мин я о *о Я
3000 3000 3500 Глубина скважины (для ремонта), м Я ж №
я
Однобарабанная Лебедка •8 2
620 420 420 диаметр OV-1 § и <г 09 S * я Е
1 635 800 800 длина эка 2МН0- ара- , мм X я о Ja
4* 4*- 4- прямых ° с о Я £ А г, S В* S
4^ tO 4- обр ат- ных ело >ро- 'ей я я X о
я
84; 164 40; 55,5; 96; 159 35; 58; 3; 96; 159 35; 58,3; Частота вращения барабана, об/мин S я § в* <т> 2 я Е
О Ъ О 00 to jo О ОО со 2,42; 0,88; я z а Скорс набегг № •о л
3,27 ^7* 4,0 1,46; О 1,46; о'н в 6 S ~ « °* 3 о я
1 17,4 00 1 Высота вышки, м
। 3X4 2X3 1 Оснастка системы талевой я
to ОО 1 Грузоподъемность, т о $ л X
19,6 22,4 17,5 Масса агрегата, т я л £
S95
АзИНМАШ-37А А-50У Агрегат
Автомобиль КрАЗ-255Б Автомобиль КрАЗ-257 Транспорт- ная база
176,5 176,5 Номинальная мощность двигате- ля, кВт
2100 । । । 2100 Частота вращения вала двигателя, об/мин
3000 3500 Глубина скважины для ремонта
Однобарабанная Двухбарабанная Лебедка
1 420 425 диаметр я о £ °Й ея “ Oig о • и 2 tJ ® X 2 ' ?
ОО о о 500 длина
со 4^ прямых о X н о X Л> та о »О Sa • о
*— 4^ обрат- ных
54,5; 115; 132; 146 43; 75; 165; 288 о, to g к я g я 2 ® и ® W
1,36; 2,88; 5,8; 3,66 1,08; 1,9; 4,17; 7,3 Скорость набегания каната, м/с
18,0 22,4 Высота вышки, м
2X3 3X4 Оснастка талевой системы
to оо СЛ О Грузоподъемное ть, т
19,9 22,1 Масса агрегата, т
Продолжение прилож. 16
Приложение 17
Технологическая характеристика передвижных насосных агрегатов
Частота вращения вала двигателя, об/мин Число двойных хо- дов в минуту Подача, л/с Давление, кгс/см2 , Подача, л/с Давление, кгс/см2 ! Подача, л/с Давление, кгс/см2 i Подача л/с 1 Давление, 1 кгс/см2 Подача, л/с Давление, кгс/см2
При диаметре сменных цилиндрических втулок, мм
80 90 100 115 127
АзИНМАШ-32 *
I 39,7 — — — — — — — — 3,16 160,0
II 850 58,0 — — — — — — — — 4,61 109,0
III 88,2 — — — — — — — — 7,01 71,8
IV 134,0 — 10,15 43,3
АзИНМАШ-35 11
II 50,2 — — — — — — — — 4,32 160 (200)
III 2500 89,7 — — — — — — — — 7,73 110
IV 140,0 — — •— — — — — 12,05 70
V 206,0 — — “— — — — — — 17,75 48
9 МГР (при агрегате А-50У)
I II 50 90 3,65 6,00 160 100 4,80 7,85 125 75 6,10 9,95 100 60 8,25 13,30 75 45 10,2 16,7 60 35
I 80 ~ 4 / LH-7C 0 ** 6,40 700 9,0 500
II 109 — — — 8,3 540 12,3 365
III 1800 153 — — — — 11,6 387 17,4 260 — —
IV 192 — — — — 14,6 307 22,0 204 — —-
цилиндра 130 мм.
сменных втулок 120 мм.
>
В
Со
Передача
Частота вращения вала двигателя, об/мин
Число двойных хо- дов в минуту
8 | При диаметре сменных цилиндрических втулок, мм Подача, л/с
Давление, кгс/см2
| 001 1 06 Подача, л/с
Давление, кгс/см2
Подача, л/с
Давление, кгс/см2
сл Подача, л/с
Давление, кгс/см2
Подача, л/с
Давление, кгс/см2
Продолжение прилож. 17
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие ..................................................... 3
I. Определение физических свойств нефти и газа в пластовых условиях
Физические свойства нефтегазосодержащих пород.................... 5
1. Определение давления насыщения нефти газом, объемного коэф-
фициента, плотности и усадки нефти............................... 5-
2. Определение коэффициента сжимаемости газа ................ 7
3. Определение коэффициента растворимости газа ................. 10
4. Определение коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности
породы .......................................................... 11
5. Определение пористости и проницаемости нефтесодержащих по-
род ............................................................. 11
6. Определение удельной поверхности породы..................... 12
7. Определение механического состава пород .................... 12
II. Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений.......... 14
1. Приведение пластового давления к заданной плоскости .... 14
2. Определение дебита эксплуатационных скважин нефтяной за-
лежи ............................................................ 15
3. Определение продолжительности разработки нефтяной залежи . . 16
4. Определение времени прорыва воды к эксплуатационным сква-
жинам и обводненной площади залежи............................... 17
5. Определение скорости продвижения в пласте водонефтяного кон-
такта ........................................................... 18
6. Определение нефтеотдачи пласта при водонапорном режиме . . 18
7. Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жид-
кости и породы................................................... 20
8. Определение запасов нефти и газа и оценка эффективности исполь-
зования пластовой энергии ....................................... 22
9. Определение перемещения газоводяного контакта при разработке
газовой залежи .................................................. 26
II. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты.......... 28
1. Определение наивыгоднейшего давления нагнетания при законтур-
ном заводнении ................................................. 28
2. Определение количества воды, необходимой для поддержания пла-
стового давления, и приемистости нагнетательных скважин . . 28
3. Подбор оборудования для законтурного заводнения ............. 29
4. Расчет потерь давления при заводнении пластов в наземных тру-
бопроводах и в скважине ......................................... 32
IV. Исследование скважин .....................................'. 34
1. Определение уровней жидкости в глубиннонасосных скважинах 34
2. Исследование скважин методом установившихся режимов
работы........................................................ 38
3. Определение коэффициента гидродинамического совершенства
скважин .......................................................... 50
4. Исследование скважин методом неустановившихся режимов
работы............................................................ 53
5. Измерение расхода газа в газопроводе......................... 57
6. Аналитическое определение забойного давления в фонтанных
скважинах ........................................................ 61
7. Освоение скважин.............................................. 68
V. Эксплуатация фонтанно-компрессорных и газовых скважин .... 71
1. Определение потерь напора в подъемных трубах фонтанных сква-
жин, давления на забое и к. п. д. подъемника...................... 71
2. Определение высоты столба нефти в межтрубном пространстве фон-
танных скважин (при р3 < Рнас) ................................... 73
3. Расчет фонтанного подъемника (при р3 > рнас) ................. 74
4. Расчет фонтанного подъемника по конечным и начальным усло-
виям фонтанирования .........................................
5. Расчет максимальной глубины спуска подъемных труб при фон-
танно-компрессорной эксплуатации .............................. 8Q
6. Расчет компрессорного подъемника........................... ^,84
7. Расчет пусковых давлений компрессорного подъемника .... 88
8. Расчет места установки пусковых клапанов при газлифтной эксплу-
атации скважин.................................................... 89
9. Эксплуатация газовых скважин ................................ 92
VI. Эксплуатация скважин штанговыми насосами ...................... 95
1. Определение подачи и параметров работы штангового насоса . . 95
2. Определение коэффициента подачи насосной установки .... 97
3. Определение глубины погружения насоса под динамический уро-
вень ............................................................ 99
4. Определение давления на приеме штанговых насосов............. 103
5. Определение длины хода и диаметра плунжера, обеспечивающих
максимальную подачу насоса...................................... 104
6. Подбор основного глубиннонасосного оборудования и установление
режимных параметров работы насоса............................... 108
7. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки . . 113
8. Расчет и подбор колонн насосных штанг........................ 120
9. Расчет утяжеленного низа колонны насосных штанг.............. 124
10. Расчет подлива жидкости в затрубное пространство насосных
скважин, осложненных песком [18]................................. 126
11. Определение утечек жидкости из насосных труб................ 127
12. Расчет и подбор газовых и газопесочных якорей .............. 128
13. Расчет уравновешивания станков-качалок ..................... 129
14. Определение мощности электродвигателей для станков-качалок . 133
15. Определение коэффициента продуктивности глубиннонасосной
скважины по данным динамометрии ................................. 134
VII. Эксплуатация скважин noi ружными центробежными электронасо-
сами (ЭЦН) и винтовыми насосами..................................... 137
1. Расчет и подбор оборудования для ЭЦН......................... 137
2. Установление оптимальной глубины спуска в скважину ЭЦН . . 145
3. Расчет винтового насоса ..................................... 146
VIII. Методы интенсификации продуктивности скважин ................. 148
1. Расчет гидравлического разрыва пласта........................ 148
2. Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой.............. 156
3. Применение нефтекислотных эмульсий для обработки карбонат-
ных пород ...................................................... 160
4. Расчет термокислотной обработки забоя скважин................ 161
5. Расчет электротепловой обработки призабойной зоны скважин . . 167
6. Определение потерь напора в перфорационных отверстиях . . . 170
7. Расчет гидропескоструйной перфорации ................... 173
IX. Тепловая обработка пласта и скважин...................... 177
1. Расчет основных показателей разработки пласта методом ВДОГ . 177
2. Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта . . 181
3. Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта комби-
нированным методом.............................................. 183
4. Определение при паротепловой обработке пласта режимных па-
раметров работы скважины........................................ 185
5. Расчет распределения температуры по стволу фонтанной сква-
жины ........................................................... 187
6. Расчет потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой
обработке....................................................... 189
X. Подземный ремонт скважин ..................................... 191
1. Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок . . 191
2, Расчет чистки песчаной пробки водовоздушной смесью .... 207
3. Расчет чистки песчаных пробок гидробуром..................... 210
4. Расчет промывки песчаной пробки струйным насосом............. 211
5. Расчет крепления призабойной зоны скважин цементным и це-
ментно-песчаным раствором....................................... 215
6. Расчет крепления призабойной зоны фенолформальдегидной
смолой.......................................................... 218
7. Расчет нагрузки на подъемный крюк, оснастки талевой системы
и рационального использования мощности подъемника .... 221
8. Расчет машинного времени при подъеме насосно-компрессорных
труб ........................................................... 223
9. Расчет технического наряда на подземный ремонт скважины,
оборудованной глубинным насосом............................. 225
XI. Расчеты поршневых насосов, компрессоров и фундаментов .... 227
1. Расчет подачи и мощности поршневых насосов................... 227
2. Расчет работы поршневого компрессора и определение мощности
его привода..................................................... 227
3. Расчет фундаментов под нефтепромысловое оборудование . . . 229
XII. Экономические расчеты ........................................ 232
1. Определение эффективности применения методов поддержания
пластового давления............................................. 232
2. Определение экономической эффективности паротеплового воз-
действия на пласт .............................................. 238
3. Определение эффективности гидроразрыва пласта .............. 239
4. Определение рентабельности тепловых обработок мелодебитных
скважин ....................................................... 242
5. Определение экономичности периодической эксплуатации сква-
жин, оборудованных центробежными погружными электронасо-
сами ........................................................... 243
Список литературы................................................... 245
Приложения.......................................................... 246
ИБ № 2115
Александр Максимович Юрчук
Александр Захарович Истомин
РАСЧЕТЫ ।
В ДОБЫЧЕ НЕФТИ
$
Переплет художника Е. К. Самойлова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технические редакторы: И. В. Жидкова,
В. В. Володарская
Корректор Э. А. Ляхова
Сдано в набор 21.03.79. Подписано в печать 11.10.79.
Т-17331. Формат 60x90'/j6. Бумага № 2.
Гарнитура литер. Печать высокая. Печ. л. 17,0.
Уч.-изд. л. 15,36. Тираж 5900 экз. Заказ 1324/7104-6. Цена 80 коп.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 6 Ленинградского
производственного объединения «Техническая книга»
Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
193144, Ленинград, С-144, ул. Моисеенко, 10