ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.10.2024
Просмотров: 119
Скачиваний: 0
стандартный двигатель имеет большую мощность, следует снизить напряжение питающего двигателя тока, что обеспечит более эконо мичное использование недогруженного двигателя.
Нагрузка электродвигателя (по величине тока статора) и опти мальное напряжение определяют по кривым квадранта II номо граммы. Для этого из точки 11 потребной мощности двигателя в ква дранте I надо провести горизонталь влево до пересечения с кривой тока статора в точке 12. Интерполяцией находят рабочий ток дви гателя при данной нагрузке. Пересечение вертикали, проведенной из найденной точки вверх, со шкалой оптимального напряжения (точка 13) определит для принятой мощности электродвигателя величину оптимального напряжения, рекомендуемого при данной нагрузке.
Потерю напряжения в кабеле находят при помощи прямых ква дранта II, выражающих величину рабочего тока статора. Для этого надо на ординате квадранта II взять точку 14, соответствующую длине кабеля L, и провести влево горизонталь до пересечения с ли нией рабочего тока в точке 15. Падение напряжения определяется пересечением вертикали, проведенной через найденную точку 15, с верхпей абсциссой (для кабеля КРБКЗ X 35) или с нижней абс циссой (для кабеля КРБКЗ X 25).
В соответствии с выбранным электродвигателем, найденным оптимальным напряжением и потерями напряжения в кабеле по таблице (см. приложение 20) подбирают автотрансформатор и опре деляют положение клемм для получения необходимого напряжения во вторичной обмотке.
VII. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
1. Определение числа нагнетательных скважин, расхода воды и давления нагнетания [37]
Число нагнетательных скважин
п = ± - , (VH.1)
где L — общая длина контура нагнетания в м; R — среднее рассто яние между скважинами в м.
При известной длине контура нагнетания L, задаваясь различ ными значениями R, находят соответствующее им число нагнета тельных скважин.
Расход воды, нагнетаемой в каждую скважину, будет |
|
<7=-^- м3/сут, |
(VII.2) |
где Q — общее количество нагнетаемой воды в м3/сут. |
|
80.
Для предварительной оценки приемистости нагнетательных сква жин можно пользоваться формулой Дюпюи:
9 |
23,6/і’й Дрф |
м3/сут, |
(VII.3) |
|
pig Лк |
|
|
г С
где к — эффективная проницаемость пласта для воды в Д; h — мощ
ность пласта в м; |
Ар = рзаб — р пл — перепад давления на забое |
|
в кгс/см2; (рзаб — давление на забое при нагнетании; |
рпл — пласто |
|
вое давление); ср — коэффициент гидродинамического |
совершенства |
|
забоя скважины; |
ц — вязкость воды в спз; і?к= — R — радиус |
|
действия скважины (половина расстояния между скважинами) в м; гс — радиус скважины в м.
Проницаемость пласта и вязкость жидкости определяются в лабо раторных условиях путем анализа кернов и образцов пластовой жидкости.
Из формул (VII. 1), (VII.2) и (VII.3) находят избыточное давление
нагнетания у забоя скважины: |
|
Ар = А lg Zf’с кгс/см2, |
(VII.4) |
где |
|
А = 23і6/;Шр . |
(VII.5) |
По найденной величине А, задаваясь различными значениями R, находят ряд значений Ар.
Давление нагнетаемой воды у устья скважины (без учета гидра влических сопротивлений в колонне) для разных значений Ар
Риагн = &Р+ Рпл----кгс/см2, (VII.6)
где рпл — пластовое давление в кгс/см2; Н — средняя глубина нагне тательной скважины в м; р — относительная плотность воды.
Результаты подсчетов сводят в таблицу, в которую заносят для разных вариантов R значения n, Q, Ар и рнагн.
В целях сравнительно равномерного продвижения контура нефте носности и получения приемлемого давления насосов следует выбрать
средние значения R, п и Q. |
|
|
нагнетатель |
|
|
Величина гидравлических сопротивлений в колонне |
|||
ных труб определяется по формуле |
|
|
||
|
Р т р |
О.іШ’Зр |
кгс/см2, |
(VI1.7) |
|
|
2gd |
|
|
где X — коэффициент трения при движении в трубах |
воды; ѵ — |
|||
= |
?' -т; — скорость движения воды |
в м/с (F — площадь сечения |
||
|
Ьи 4U0*' |
|
|
|
6 Заказ 025 |
81 |
нагнетательных труб в м2); d — диаметр труб в м; g — ускорениесвободного падения в м/с2.
С учетом |
гидравлических сопротивлений |
давление нагнетания |
|
на устье скважины будет |
|
|
|
|
Рііагн = Рнаги + Ртр |
КГС/СМ2. |
( Ѵ Н .8 ) |
2. |
Определение количества |
воды и |
газа, |
необходимого для поддержания |
|
||
пластового давления [37] |
|
|
|
Для поддержания пластового давления количество нагнетаемых в залежь воды и газа должно быть больше, чем количество всей: добываемой продукции (нефти, газа и воды).
Объем добываемой за сутки нефти в пластовых условиях
<?цЬц |
(VII.9) |
|
Рн |
||
|
||
где QH — дебит скважины в т/сут; Ь„ — объемный коэффициент |
||
нефти; рн — плотность нефти в т/м3. |
|
|
Объем добываемого за сутки свободного газа в атмосферных
условиях |
|
Ѵг с = Fr - aPunQ" м3, |
(VII.10> |
Рн |
|
где Ѵг — общее количество газа в м2/сут; рШ| — пластовое давление
в кгс/см2; а — коэффициент растворимости газа в нефти в ^кгсусы2) •
Объем добываемого за сутки свободного газа в пластовых усло виях
|
Ѵ'т.с = Fr- е^"Гпл?- М3, |
|
(VII.11) |
|
Рпл* 0 |
|
|
где |
Тпл — пластовая температура в К; р 0 — атмосферное давление |
||
в кгс/см2; Т о — атмосферная температура |
в |
К; z — коэффициент |
|
сжимаемости газа (определяется по графику рис. 2). |
|||
|
Общий объем суточной добычи в пластовых условиях |
||
|
V = Q'n + V’T. C+ QB м3, |
|
(VII.12) |
где |
QB— объем добываемой за сутки воды |
в |
пластовых условиях |
в м3 (объемный коэффициент воды и ее плотность можно принять равными единице).
Без |
учета поступающей в залежь контурной воды при коэффи |
|
циенте |
избытка a = 1,2 ч- 1,4 потребиое количество |
закачиваемой |
в залежь воды при законтурном заводнении составит |
|
|
|
QB= Va м3/сут. |
(VII. 13) |
82
При поддержании пластового давления путем нагнетания газа в газовую шапку или сводовую часть залежи общий объем необхо димого газа составит
у = Ѵ Р п л ? _ м з |
(VII.14) |
|
где V — общая суточная добыча (нефти, воды и газа) в пластовых условиях в м3; остальные величины (рпл, а и z) имеют указанные выше значения.
Приемистость одной нагнетательной скважины в этом случае определяется по формуле
ѵ; = |
11,8А'/> (Рзаб |
Рил) Фг |
(VII.15) |
1 |
Рк |
||
|
Ѵ1ё — |
|
|
г С
где ер = 1 при наличии открытого забоя; остальные величины имеют те же значения, что и в формуле для определения q [см.
формулу (VII.3)].
VIII. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
1. Определение расчетных показателей процесса гидроразрыва пласта [27, 37]
Давление разрыва пласта
|
Рразр=Рв. г — Рпл + Ор кгс/см2, |
|
(VIII.1) |
||||
где рв г = |
Но — вертикальное |
горное |
давление |
в |
кгс/см2 (Н — |
||
глубина скважины в |
м; рп = |
2,5 — относительная |
средняя |
плот |
|||
ность горных пород); |
рпл — пластовое |
давление |
в |
кгс/см2; сгр — |
|||
давление |
расслоения |
пород в кгс/см2 (можно |
принять |
а = |
|||
= 15 кгс/см2). |
|
|
|
|
|
Р |
|
Приближенно давление разрыва на забое скважины можно найти |
|||||||
по эмпирической формуле |
|
|
|
|
|
||
|
|
7,разр = -^- кгс/см2, |
|
(VIII.2) |
|||
где коэффициент к = 1,5 -f- 2,0.
Для выяснения возможности проведения разрыва пласта через эксплуатационную колонну определяют допустимое давление на устье скважины ру.
Допустимое (внутреннее) давление на устье скважины по фор
муле Ламэ будет |
|
л - і | т # іт 1і + р " '+ 'н - т т ,!і'с,см!' |
(ѴІП-3> |
6* |
83 |