Определение оптимального режима совместной работы пласта и скважины при эксплуатации нефтяной залежи
Вначале определяем зависимость дебита от забойного давления.
Для этого выведем расчетную формулу, которая базируется на формуле Дюпюи (1.5):
Преобразуем ее, используя коэффициент продуктивности:
(2.1)
где ∆ p = p пл – p c депрессия
Тогда уравнение притока жидкости к забою будет иметь вид:
(2.2)
Решая (2.2) относительно давления на забое получим искомую расчетную формулу:
(2.3)
Согласно уравнению (2.3) в случае если задвижка закрыта, т. е. притока флюида нет, то давление на забое скважины будет равно пластовому давлению.
Давление на забое скважины может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве. Для его определения рассмотрим, как распределяется давление в затрубном пространстве согласно схеме, представленной в Приложении Е. Пространство между эксплуатационной колонной и НКТ в нижней части заполнено неподвижной жидкостью, в верхней – газом.
𝑝пл = 𝑝𝑐 = 𝑝ж + 𝑝г, (2.4)
|
|
|
где рж – весовое давление покоящейся жидкости, Па;
рг – давление газа в состоянии покоя, Па.
Весовое давление покоящейся жидкости, соответствующее избыточному, рассчитывается по формуле
𝑝ж = 𝜌ж · 𝑔 · 𝐿 , (2.5)
где 𝜌ж – плотность жидкости, кг/м3;
L – глубина погружения НКТ, м.
Так как в данном случае имеется скважина, несовершенная по характеру вскрытия пласта, то длину НКТ можно определить по следующей формуле:
. (2.6)
Определим пластовое давление, если известны следующие параметры:
ρж = 880 кг/м3; 𝜌г0 = 1,3 кг/м3; ℎг0 = 210 м;
L=1960,4 м; 𝑝з0 = 5,6 МПа; 𝑝атм = 105 Па.
Определим весовое давление покоящейся жидкости
𝑝ж = 𝜌ж · 𝑔 · (𝐿 − ℎг0) = 880 ∙ 9,81 ∙ (1960,4 − 210) = 15,1 МПа
Определим величину давления газа на границе раздела фаз «жидкость – газ»
Тогда пластовое давление будет равно
𝑝пл = 15,1 ∙ 106 + 5,75 ∙106= 20,85 МПа.
Определим коэффициент продуктивности скважины.
По условию задания эксплуатируется несовершенная по характеру вскрытия пласта скважина в слоисто-неоднородном пласте, состоящем из пяти пропластков. С учетом этого преобразуем формулу для определения коэффициента продуктивности до вида:
|
|
|
Вычислим средний коэффициент проницаемости по формуле:
Определим приведенный радиус по формуле:
где 
– радиус скважины, м;
– коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия.
Коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия находим по графику В. И. Щурова. Для его определения необходимо:
1)Вычислить величину 
:
где 
– диаметр скважины.
Вычислить величину 
:
Вычислить величину α:
По графику В.И. Щурова (Приложение Б рисунок 1.в) находим 
.
Рассчитаем приведенный радиус:
Подставляем полученные и известные значения в формулу (2.8) и получим:
Построим график зависимости забойного давления от дебита скважины:
Задаемся различными значениями дебита от 0 до 300 
с шагом равным 20 . Определяем соответствующие давления на забое скважины согласно уравнению притока:
|
|
|
где 
– давление на забое скважины, Па.
Полученные данные вносим в таблицу 1:
Т а б л и ц а 1.1
Значения параметров для построения графика зависимости pc от Q
 , м3/сут
| pc , МПа |  , м3/сут
| pc , МПа |
| 0 | 20,85 | 160 | 18,55 |
| 20 | 20,56 | 180 | 18,27 |
| 40 | 20,27 | 200 | 17,97 |
| 60 | 19,98 | 220 | 17,69 |
| 80 | 19,7 | 240 | 17,4 |
| 100 | 19,41 | 260 | 17,12 |
| 120 | 19,13 | 280 | 16,83 |
| 140 | 18,84 | 300 | 16,54 |
Рисунок 2.1 График зависимости забойного давления от дебита.
Определение зависимости забойного давления от пропускной способности НКТ.
Для нахождения зависимости забойного давления от пропускной способности НКТ составляется схема движения нефти в скважине по насосно-компрессорным трубам (рис. 2).
Далее задаваясь различными значениями расхода (диапазон от 0 до 300 м3/сут с шагом 20 м3/сут), необходимо определить среднюю скорость движения жидкости, число Рейнольдса, коэффициент гидравлического сопротивления трения, потери напора (давления) и значение давления на забое скважины.
Рисунок 2.2 Схема движения нефти в скважине по
насосно-компрессорным трубам.
Рассмотрим пример определения зависимости забойного давления от пропускной способности НКТ.
Плоскость сравнения удобно выбрать по поверхности земли у кровли пласта, (рис. 1.2):
|
|
|
z1=0, z2=L=1960,4 (L – длина НКТ);
= 0,
𝑝1 = 𝑝𝑐 + 𝑝атм – абсолютное давление на забое скважины;
𝑝2 = 𝑝у + 𝑝атм - абсолютное давление на устье скважины.
Тогда с учетом подстановки заданных параметров и дальнейшего преобразования, получим следующее уравнение:
𝑝𝑐 = 𝑝у + 𝜌н𝑔𝐿 + 𝛥𝑝тр, (2.15)
где Δртр – потери давления на трение.
Определим по полученной выше формуле, выражающей общее условие работы фонтанного подъёмника, значения давлений на забое скважины, согласно соответствующим значениям дебита.
- определим скорость потока
- определим число Рейнольдса
Re>2 320 => режим турбулентный, и так как число Рейнольдса принадлежит интервалу:
= 
то коэффициент гидравлического сопротивления находим по формуле Блазиуса:
− определим потери давления
Давление на забое скважины будет равно
Задаемся различными значениями дебита от 0 до 300 
с шагом равным 20 . Строим график.
Таблица 1.2
Дата добавления: 2019-09-08; просмотров: 315; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!