3. Метод. пособие Особ-и экспл-и и иссл-я гориз-х нефт-х скв. Задача 2. Расчет пусковых давлений в компрессорных подъемниках 1 3
 Скачать 2.5 Mb.
|
|
1. Метод Ю.П.Борисова:  , м3/с (1)2. Метод Джиггера:  , м3/с (2)3. Метод Ренард - Дюпюи:  , м3/с (3)4. Метод Джоши:  , м3/с (4)где  половина большой оси эллипса дренирования, м; - для эллипсоидной площади дренажа;a - половина большой оси эллипса, м;  - радиус скважины, м; - радиус области дренирования, м;L - длина горизонтального участка, м; h - толщина продуктивного пласта, м; Δр – перепад давления между границей контура питания и стенкой скважины, Па; μ – вязкость пластового флюида, Па·с; κ – проницаемость пласта м2. Оценка входной обводнённости производится по скважинам окружения, с учётом выработки запасов зоны предполагаемого бурения ГС. Расчет вязкости жидкости. При использовании закона Дарси, для учета многофазного потока в пласте производится расчет величины  , смысл которой можно описать термином «эффективная вязкость смеси» или «вязкость жидкости». Данный параметр является величиной, обратной общей подвижности смеси, и имеет размерность динамической вязкости. Его расчет производится исходя из предположения, что общая подвижность смеси равна сумме подвижностей воды и нефти: где – вязкость жидкости, мПа*с; – вязкость нефти, мПа*с; – вязкость воды, мПа*с; – относительная фазовая проницаемость по воде; – относительная фазовая проницаемость по нефти.Относительные фазовые проницаемости зависят от водонасыщенности  и задаются по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций (рисунок 1): где  – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»); – показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»); – показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»); – текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения: ,где  – обводненность, %. Рисунок 1 - Функции ОФП по нефти и по воде Расчёт объемного коэффициента жидкости. Объемный коэффициент жидкости  вычисляется следующим образом: ,где – обводненность, %. – объемный коэффициент нефти, м3/м3;1.01 – характерное значение объемного коэффициента воды, м3/м3. Для расчётов принять: показатели степени корреляции Кори для нефти и воды: m = n = 2,5; вязкость воды в пластовых условиях: µв = 0,9 мПа*с; («концевая точка по воде») = 0,35Пример решения: Исходные данные для расчета: Таблица 1 - Скважина под забуривание БС (БГС)
Плотность нефти в поверхностных условиях – 850 кг/м3. Таблица 2 – Входные условия по областям
Результаты расчета: 1. Расчет вязкости жидкости. Расчет производится исходя из предположения, что общая подвижность смеси равна сумме подвижностей воды и нефти:  Аналитическим способом, с помощью MicrosoftExcel, задав определенный шаг значений (0,01) вычислили необходимые значения относительных фазовых проницаемостей  и  . Текущее значение водонасыщенностиSвна скважине определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения: Таблица 3 – Результаты расчета относительных фазовых проницаемостей
Таким образом, у скважины с обводненностью W=80%:  = 0,083273019,  = 0,110260363,  = 0,63Рассчитаем вязкость жидкости:  2. Расчет объемного коэффициента жидкости.   3 Строим функции ОФП по нефти и воде  Рисунок 2 - Функции ОФП по нефти и по воде 4. Оценка входящего дебита по жидкости. 1) Метод Ю.П. Борисова. ,где  . 2) Метод Джиггера , 3) Метод Ренард-Дюпюи: ,где половина большой оси эллипса дренирования, м; , . 4) Метод Джоши:  Проводим усреднение дебита по жидкости по 3 методам (метод Борисова, Ренарда-Дюпюи, Джоши). Метод Джиггера имеет небольшое отклонение от других методов, его для получения среднего значения не используем. В результате, среднее значение входящих дебитов следующее:   Переводим дебит по жидкости из пластовых условий в поверхностные:  Находим дебит по нефти:    5. Оценить время выработки остаточных извлекаемых запасов.  где Qн - годовая добыча нефти на поверхности, т/год; V - остаточные извлекаемые запасы нефти, тыс.т;  Вывод:в ходе практической работы проведена оценка входного дебита жидкости и нефти в пластовых и поверхностных условиях, используя аналитические зависимости, это методы Борисова, Джиггера,Ренарда-Дюпюи, Джоши. Также провели оценку времени выработки остаточных извлекаемых запасов при условии, что коэффициент эксплуатации составит 0,95. Таблица 4 – Результаты расчета
Задача №2 Определить величину пусковых давлений для двух- и однорядной конструкции кольцевой системы и для центральной системы подъемника в условиях отсутствия и наличия поглощения жидкости пластом и различной высоты статистического уровня в скважине. Исходные данные для решения задачи приведены в таблице Диаметр эксплуатационной колонны D=6, диаметр наружного ряда подъемных труб dн=4, диаметр внутреннего ряда dв=2,5. Таблица Характеристика скважины и нефти
|
,
