Южно-Гремячное месторождение. Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан.. 1. общие сведения о районе работ
 Скачать 5.77 Mb.
|
2.2. НефтегазоносностьПерспективы нефтегазоносности исследуемого района, учитывая известную нефтегазоносность Прикаспийской впадины. Практически почти по всей площади исследования при бурении на воду в скважинах встречаются газонассыщенные воды. В колодцах встречаются пленки нефти. На сопредельных с территорией исследований площадях нефтегазовые залежи и нефтепрявления встречены практически по всему вскрытому скважинами разрезу до четвертичных включительно. Признаки нефтеносности выявлены также в меловых отложениях. По данным ГИС разрез обладает хорошими коллекторами и покрышками. Все это значительно повысило практический интерес к исследуемой территории. Продуктивными являются триасовые, юрские и меловые отложения в присводовых частях соляных куполов, на межкупольных поднятиях и соляных перешейках, а также под карнизами соляных куполов. По особенностям строения нефтяные залежи мало отличаются от их аналогов в рассмотренных ранее солянокупольных районах Прикаспийской впадины, присутствием в разрезе мощной неогеновой покрышки (400-600 м), сохраняющей мезозойские залежи от разрушения. Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет 0,2-1,1 км, пластовое давление - 2,0-11,8 МПа, пластовая температура - 30-44оС. Рассмотренные материалы свидетельствуют о весьма разнообразных геологических условиях накопления УВ в недрах Западного Казахстана. Все это отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели значительную геохимическую эволюцию, то становится вполне понятно наблюдаемое ныне различие в составе нефтей в пределах не только разных районов, но и даже одного месторождения. Данные явления значительно затрудняют поиски закономерностей формирования и размещения месторождений и отдельных залежей нефти и газа, которые можно познать лишь при комплексном анализе геологических и геохимических данных. 2.3. Технологический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробкиПроизвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки. Исходные данные: глубины скважины Н = 1120 м; диаметр эксп. Колонны D = 146 мм; диаметр промывочных труб d =60 мм; max. размер песчинок = 1,0 мм; глубина фильтра скважины 1100 – 1080 м; уровень песчаной пробки равен 1000 м; Определить: Давление на выкиде насоса; Давление на забое скважины; Необходимую мощность двигателя; Время на промывку скважины для удаления пробки; Разрушающее действие струи при промывке скважины; Для промывки используется насосная установка УН1Т = 100х200. В таблице 2.11. приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки при частоте вращения вала двигателя = 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия =0,8 и плунжера = 125 мм. Таблица 1 – Подача и давление развиваемые насосом НП-100ХЛ1
2.3.1. Прямая промывка водойОпределяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:  , (2.6)где, - коэффициент трения при движении воды в трубах,0,037; dв – внутренний диаметр промывочных труб, 60 мм; vн – скорость нисходящего потока жидкости, м/с (таблица 2.12.). По графику путем интерполирования находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса . Подставив значения, находим потери напора по формуле (2.6.) при работе на ІV скоростях:  Таблица 2 – Скорость нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве:  , (2.7.)где - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1 1,2, принимаем =1,02; - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разновидности диаметров 146 мм (Dв=128 мм) и 60 мм (dн=60 мм) труб: 128 -60 мм, для которых =0,035; dн- наружный диаметр промывочных труб. vв- скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с. (Например, q=3,8 дм3/с 146х60 мм vв=0,365 м/с). Для расходов жидкости на І, ІІ, ІІІ и ІV скоростях насосной установки (см. таблицу 2.12.) находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 60 мм промывочных труб, спущенных в 146 мм колонку; они равны     м/с.Подставляя значения в формулу (2.7.), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:  Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в пром. трубах и в затрубном пространстве по формуле К.А. Апресова:  , (2.8.)где m – пористость песчаной пробки m=0,3; F-площадь поперечного сечения 146 мм эксп. колонны F=129 см2; l-высота пробки промытой за один прием (длина двух трубкок равна 14 м); f – площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 146 мм и 60 мм трубами f=101 см2; п – плотность песка п = 2600 кг/м3 ж – плотность пром. жидкости – воды ж=1000 кг/м3; vкр – скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером =1,0 мм равна 9,5 см/с ( таблица 2.13.); vв – скорость восходящего потока жидкости, см/с. Таблица 3 – Скорость свободного падения песчинок в воде vкр
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 2.14. путем интерполирования Подставляя значения в формулу (2.8.) находим потери напора h3 при работе установки:  Таблица 4 – Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге
Потери напора возникающие в шланге h4 и вертлюге h5 , составляют в сумме при работе: на І скорости (h4+h5)I =7,2 м; на ІІ скорости (h4+h5)II = 15 м; на ІІІ скорости (h4+h5)III = 31,8 м; на ІV скорости (h4+h5)IV = 128 м; Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73 мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l= 50 м. По формуле (2.9.) находим потери напора:  Определяем давление на выкиде насоса (мПа): рн=  , (2.10.)Подставляя значения, имеем:  Определяем давление на забое при работе установки:  , (2.11.)где Н – глубина скважины, м; Подставляя данные в формулу (2.11.), получаем:  Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле:  , (2.12.)где а – общий механический к.п.д. насосной установки а=0,8. Подставив в формулу (2.12.), имеем:  Так как насосная установка УН1Т – 100х200 имеет номинальную мощность 83 кВт, то работа ее на ІV скорости невозможно. Поэтому расчеты будем вести только для трех скоростей. Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:  , (2.13.) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей: vп=vв-vкр , (2.14.) Подставляя фактические данные, получим:  Продолжительность подъема размытой пробки после промывки на длину колена (двух трубок) до появления чистой воды вычисляется по формуле:  , (2.15.)Итак, продолжительность подъема песка:  Определяем размывающую силу жидкости по формуле:  , (2.16.)где Q – подача агрегата, дм3/с; f – площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб; F – площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168 мм колонны равна 129 см2). Подставляя значения в формулу (2.16.), получим значения Р:  |