Задачи_НГПО_заочникам_2012. 1. определение интервала перфорации забоя скважины по величине предельного безгазовобезводного дебита
 Скачать 400.5 Kb.
|
|
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ПО ВЕЛИЧИНЕ ПРЕДЕЛЬНОГО БЕЗГАЗОВО-БЕЗВОДНОГО ДЕБИТА    Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефтенасыщенной толщи. При этом, расстояние от верхних перфорационных отверстий до первоначального положения газонефтяного контакта составляет h0. На таком же расстоянии отстоят нижние перфорационные отверстия от первоначального положения водонефтяного контакта. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового и водяного конусов представлена на рисунке.     h0  hк hc  h0      Rк 
Требуется определить интервал перфорации в скважине hс РЕШЕНИЕВыделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью, проходящей через середину интервала перфорации. Для первой зоны будем находить, соответственно, начальный безгазовый дебит, а для второй – начальный безводный дебит. Исходя из приближенной теории конусообразования, для предельного безгазового дебита будет справедливо выражение:  .где:  - разность удельных весов нефти и газа.Соответственно, формула для предельного безводного дебита имеет вид:  .где:  - разность удельных весов воды и нефти.Полный предельный безгазово-безводный дебит нефти определяется следующим образом:  По известному (из условия задачи) значению предельного безгазово-безводного дебита нефти  выразить и определить интервал перфорации в скважине hс.Примечание: рекомендуется использовать размерности физических величин в международной системе единиц СИ. 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Определить необходимую для обеспечения заданного предельного безгазово-безводного дебита скважины плотность (число отверстий на 1 м толщины пласта) перфорации (n = ?) забоя с использованием пулевого (ПП), кумулятивного (КП), и гидропескоструйного (ГПП) перфоратора соответственно при следующих исходных данных:
 Скважины с перфорированным забоем (Рис.1) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ:Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией; Возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов; Устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации; Возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта. Для описания процесса фильтрации жидкости в цилиндрической области дренирования скважины (от контура питания до забоя скважины), а также в цилиндрических областях дренирования каждого перфорационного канала можно использовать модель, основанную на формуле Дюпюи (частный случай линейного закона фильтрации Дарси). Учитывая баланс притока жидкости из области дренирования, фильтрации жидкости в цилиндрической области каждого перфорированного фильтрационного канала и отбора жидкости из скважины, можно получить формулу для расчета необходимой плотности перфорации забоя скважины (число отверстий на 1 м толщины пласта)  Сравнительный анализ должен показать, что для неизменных условий притока одной скважины плотность перфорации тем меньше, чем больше длина перфорационных каналов, которая зависит от способа перфорации скважин. 3. РАСЧЕТ КОЛОННЫ ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Рассчитать предельно допустимую длину подвески и допустимое внутреннее давление для одноразмерной колонны гладких муфтовых труб при следующих исходных данных:
Плотность стали – 7800 кг/м3 РЕШЕНИЕ Слабое звено гладких НКТ – резьбовое соединение. Нарезка резьбы уменьшает прочность труб. Исходной величиной для расчета и подбора труб является сопротивление их растягивающим нагрузкам. Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести – страгивающая нагрузка 1. Предельно допустимая длина подвески для одноразмерной колонны гладких муфтовых труб вычисляется по формуле:  Qстр– страгивающая нагрузка, кгс; K – коэффициент запаса прочности; Qт – вес 1 м труб, кгс. Qт равен плотности стали, умноженной на площадь сечения трубы (не учитывать стенки!) 2. Допустимое внутреннее давление для труб:  δ – толщина стенки трубы, мм; σт– предел текучести, кгс/см2; dн – наружный диаметр трубы, мм; K – коэффициент запаса прочности 4. ОЦЕНКА СУММАРНЫХ ЗАТРАТ МОЩНОСТИ НА ПОДЪЕМ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ (общие методические указания) Оценить затраты мощности на подъем скважинной продукции скважин № 1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13 объектов ОАО «Юганскнефтегаз», эксплуатируемых ЭЦН по следующим условиям:
РЕШЕНИЕ 1) Определение давления на забое скважины. Зная коэффициент продуктивности скважины (отношение дебита скважины к депрессии, которая обеспечивает этот дебит):  , м3/(c∙Па)можем определить давление на забое скважины:  , Па.Оценка затрачиваемой мощности насоса на подъем скважинной продукции. Принимая:  и  ,определим мощность насоса, затрачиваемую на подъем скважинной продукции:  , Вт;где pнг – давление нагнетания, Па (полученное по результатам расчета подъемного участка скважины), pпр – давление на приеме насоса, Па (полученное из расчета забойного участка скважины), Q – объемная секундная подача насоса, м3/c, η – коэффициент полезного действия насоса при заданной подаче (определяется из паспортной характеристики насоса) 3) Оценка потерь на подвод электроэнергии. Потери в кабеле, при нормальных условиях подбора установки УЭЦН к скважине, составляют 3-15% от общих потерь в установке. Средние значения потерь в кабеле можно рассчитывать из условия:  ,где Lкб – длина кабеля, равная глубине спуска насоса, м;  – коэффициент потерь энергии (удельный расход мощности в кабеле – потери энергии в 1 м кабеля на 1 Вт передаваемой погружному электродвигателю мощности).4) Оценка суммарных затрат мощности на подъем скважинной продукции.  , Вт. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
