--PAGE_BREAK--2. Технологическая часть
2.1 Анализ состояния скважины Для оценки состояния ПЗП определим скин – фактор по методике Ван — Эвердинга и Херста.
Таблица 1.1 Исходные данные:
Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t) :
∆P, МПа
LgT
2,7
7,2
3,7
7,9
4,7
8,6
5
9,0
5,2
10,0
5,2
10,5
где уклон прямолинейного участка
Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.
2.2 Освоение скважины
Таблица 2.1 Исходные данные:
Расход жидкости агрегата УНЦ-1-160´32к:
на первой передаче qI= 0.0032 м3/с
на четвёртой передаче qIV= 0.0102 м3/с
Решение:
Освоение скважины – комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих. Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости. Принять, что для освоения требуемое забойное давление равно 0,75*Рпл.
В качестве жидкости глушения используем глинистый раствор плотностью rгл= 1200 кг/м3, в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью rнд= 870 кг/м3данной залежи. Проектирование процесса освоения скважины методом замены жидкости на нефть (без поглощения её пластом) заключается в расчёте давления закачки (Рзак), объёма закачиваемой жидкости (Vзак) и продолжительности закачки (Тзак).
Закачка жидкости замещения производится насосным агрегатом УНЦ — 1-160´32к. Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости и необходимо для каждой передачи найти потери напора на трение, чтобы установить режим закачки. В данном случае потери напора рассчитываются для двух режимов – на первой передаче (расход qI= 0.0032 м3/с) и на четвёртой передаче (расход qIV= 0.0102 м3/с).
Для оценки пластической вязкости глинистого раствора (hгл) и его предельного напряжения сдвига (tгл) используются формулы Б.Е. Филатова
Находим критическую скорость движения глинистого раствора в трубе Wкрт
Фактическую среднюю скорость движения глинистого раствора в НКТ при различных режимах закачки находим по следующей формуле:
на первой передаче:
на четвертой передаче:
Потери давления на трение при движении глинистого раствора по трубам определяются по формуле
где Hнкт0= Hскв-10 м;
Для жидкости замещения в этом случае
Тогда коэффициент гидравлического сопротивления lравен:
МПа.
МПа.
Таким образом, увеличение объемного расхода жидкости с 0,0032 до 0,0102 приводит к возрастанию потерь на трение в трубе. Освоение скважины, согласно проведенным расчётам, целесообразно вести на первой передаче.
Вытеснение глинистого раствора производиться жидкостью замещения (нефтью) по кольцевому зазору («затрубному пространству»).
Критическую скорость для кольцевого зазора рассчитываем по формуле:
.
Reкр– критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле
где He= Re×Sen– параметр Хёдстрема.
Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде:
число Рейнольдса:
и тогда параметр Хёдстрема
Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре при расходе qI= 0,0032 м3/с составит
Параметр Хёдстрема:
Тогда
число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре
ReглкI= 1362
Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются по формуле
где bкI– коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле:
по графику bкI= 0,56, определим потери на трение:
МПа.
Для жидкости замещения:
поскольку ReжзI= 18793 > Reкр= 2310, режим движения ламинарный.
Потери давления на трение:
где lк– коэффициент гидравлического сопротивления.
Тогда
Прямая закачка
Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.
1) Заполнение полости НКТ жидкостью замещения и как следствие перемещение границы раздела нефть – глинистый раствор (X) по НКТ от устья до башмака НКТ (). Принимаем, что башмак НКТ спущен до забоя скважины (1407м).
Для определения давления закачки используем формулу:
–
давление, необходимое для уравновешивания разности гидростатических давлений.
Для определения забойного давления используем формулу:
2) Заполнение затрубного пространства жидкостью замещения, перемещение границы раздела от башмака до устья, X– расстояние от устья до границы раздела. ().
Для определения давления закачки используем формулу:
Для определения забойного давления используем формулу:
Обратная закачка
Рассмотрим случай обратной закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в затрубное пространство, а тяжелая жидкость вытесняется по НКТ. Расчеты производим аналогично расчетам при прямой закачке, результаты сводим в таблицах. Строим графики зависимостей забойного давления, и давления закачки от времени.
Прямая закачка:
X, м
ДРт гл, МПа
ДРт з, МПа
ДРкз гл, МПа
ДРкз з, Мпа
Рзак, МПа
Рзаб, МПа
Vж.з., м3
Tзак, час
НКТ
1,972
0,000
0,765
2,737
28,521
0,000
0,000
200
1,823
0,042
0,765
3,056
29,285
0,604
0,052
400
1,674
0,084
0,765
3,374
29,285
1,207
0,105
600
1,525
0,127
0,765
3,693
29,285
1,811
0,157
800
1,375
0,169
0,765
4,012
29,285
2,414
0,210
1000
1,226
0,211
0,765
4,330
29,285
3,018
0,262
1200
1,077
0,253
0,765
4,649
29,285
3,621
0,314
1400
0,928
0,295
0,765
4,968
29,285
4,225
0,367
1600
0,778
0,337
0,765
5,286
29,285
4,828
0,419
1800
0,629
0,380
0,765
5,605
29,285
5,432
0,471
2000
0,480
0,422
0,765
5,924
29,285
6,035
0,524
2200
0,331
0,464
0,765
6,242
29,285
6,639
0,576
2400
0,181
0,506
0,765
6,561
29,285
7,242
0,629
2600
0,032
0,548
0,765
6,880
29,285
7,846
0,681
2643
0,000
0,557
0,765
6,948
29,285
7,975
0,692
Затрубное пространство
2643
0,557
0,765
6,948
28,521
7,975
0,692
2600
0,557
0,707
0,001
6,800
28,429
8,236
0,715
2400
0,557
0,649
0,006
6,321
28,003
10,053
0,873
2200
0,557
0,591
0,011
5,843
27,578
11,869
1,030
2000
0,557
0,533
0,017
5,364
27,152
13,686
1,188
1800
0,557
0,475
0,022
4,886
26,726
15,503
1,346
1600
0,557
0,417
0,027
4,408
26,300
17,319
1,503
1400
0,557
0,360
0,032
3,929
25,875
19,136
1,661
1200
0,557
0,302
0,037
3,451
25,449
20,953
1,819
1000
0,557
0,244
0,043
2,972
25,023
22,769
1,977
800
0,557
0,186
0,048
2,494
24,597
24,586
2,134
600
0,557
0,128
0,053
2,015
24,172
26,403
2,292
400
0,557
0,070
0,058
1,537
23,746
28,219
2,450
200
0,557
0,012
0,063
1,058
23,320
30,036
2,607
0,557
0,000
0,068
0,625
22,894
31,853
2,765
продолжение
--PAGE_BREAK--