Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.10.2024

Просмотров: 121

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

где Du — наружный диаметр труб эксплуатационной колонны в см; DB— внутренний диаметр этой колонны в см; сттек — предел теку­ чести для принятой группы прочности (марки) стали труб в кгс/см2;

к — коэффициент запаса

прочности

(обычно принимают

к

=

1,5);

L — длина

эксплуатационной

колонны

в м;

h — потери

напора

на

трение

при

движении

жидкости

в

эксплуатационной

колонне

в м ст. жидк. (определяются по табл. 17); р — относительная

плот­

ность жидкости разрыва.

 

 

 

 

 

 

Т а б л и ц а

17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потери напора в трубах для скважин глубиной 1750

м (в м ст. жидк.)

 

Расход

 

р = 5Ü спз

 

ц = 25D спз

 

pi= 500 сиз

 

л/С

м3/сут

и,

V2

Re

X

Л, м

Re

X

h,

м

Re

X

 

Л,

м

см /с

 

 

 

 

 

 

d = 89 мм

 

 

 

 

 

 

 

 

5

432

111

1,23

1275

0,05

72

255

0,250

360

128

0,5

 

715

10

864

221

4,9

2550

0,044

252

510

0,125

720

255

0,25

1430

15

1296

332

11,0

3825

0,04

514

765

0,084

1080

384

0,167

2015

20

1728

443

19,7

5100

0,037

850

1020

0,063

1445

512

0,125

2880

25

2160

554

30,7

6375

0,035

1275

1275

0,050

1800

640

0,1

 

3560

 

 

 

 

 

d = 168 мм

 

 

 

 

 

 

 

 

5

432

27,5

0,0755

760

0,083

3,64

152

0,422

18,6

76

0,833

36.5

10

864

55

0,303

1520

0,042

7,45

304

0,211

33

 

152

0,422

74,7

15

1296

83

0,69

2280

0,028

11,30

456

0,141

56

 

228

0,281

113,0

20

1728

HO

1,23

3040

0,043

30,90

608

0,105

75

 

304

0,211

152,0

25

2160

137

1,88

3800

0,04

44,00

760

0,083

91

 

380

0,169

185,0

О б о з н а ч е н и я : ѵ — скорость потока жидкости в

трубах

в см/с;

ѵ г —в м! /с !; Re—

число Рейнольдса;

X —коэффициент гидравлических

сопротивлений;

Л—потери

напора

в трубах в м ст. жидк.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от проч­ ности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия будет

 

Д с т р __ Q

 

 

Р у =

кпц

кгс/см2,

(VIII. 4)

 

4

 

 

где р стр страгивающая

нагрузка

для обсадных труб

принятой

группы прочности (марки)

стали в тс; G — натяжение при посадке

эксплуатационной колонны в тс.

принимается меньшее.

При этом

Из двух найденных значений р у

устьевом давлении определяют забойное давление:

 

Рз.б = Ру + ^

(VIII. 5)

Это давление не будет равно необходимому забойному давлению, найденному выше по формуле (VIII.1), — последнее обычно бывает

84


меньше. Исходя из этого значения рзаб , определяют ожидаемоедавление на устье скважины:

Py = P3a6--f£- + -jjf КГС/СМ2. (VIII.6)

Если это давление будет ниже, чем допустимое давление для труб принятой группы прочности стали с учетом толщины стенки,, то гидравлический разрыв следует проводить непосредственно через

эксплуатационную колонну.

быть определена на

Оптимальная концентрация песка может

основании скорости падения зерен песка в

принятой жидкости-

песконосителе по эмпирической формуле

 

# п= І2 2 °,

(VIII.7)

где К п — концентрация песка в кг/м3; ѵ — скорость падения зерен песка диаметром 0,8 мм в м/ч (в зависимости от вязкости жидкости определяется по рис. 68).

Объем жидкости-песконосителя должен быть

 

у

-

.10 gn М3

(VIII.8)

ГЖ. П

ІѴА1

где Gn — количество закачиваемого при гидроразрыве песка в т- (принимается 8—10 т и более). Но объем этой жидкости не должен превышать емкости колонны труб, через которую ведется закачка. Объем продавочной жидкости должен быть на 30% больше, чем. объем колонны; при этом избыточный объем жидкости необходимо закачивать в скважину при сниженном давлении.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва

t = yP+Fy + Fnp суТ)

(VIII.9)’

где Ѵр — объем жидкости разрыва в м3; Ѵж п — объем жидкостипесконосителя в м8; Fnp — объем продавочной жидкости в м3; Q — средний расход рабочей жидкости в м3/сут.

Радиус горизонтальной трещины приближенно может быть опре­ делен по эмпирической формуле [13]

.= С

м,

(ѴНІ.10)

где С — коэффициент, зависящий

от горного давления

и характе­

ристики горных пород, который для скважин глубиной 600 м равен

0,025, а

для скважии глубиной 3000 м

равен 0,0173; q — расход

жидкости

разрыва в

л/с; ц — вязкость

жидкости

разрыва в спз;

<р — время закачки

жидкости разрыва

в мин;

кп 3 — проница­

емость породы призабойной зоны в Д.

 

 

S5


Проницаемость породы призабойной зоны может быть

определена

из формулы Дюпюи:

 

 

 

 

 

k

Qbp I g ^

(VIII.И)

 

= ______л

 

 

п- 3 23,6hpAp А ’

 

 

где Q — дебит скважины перед гидроразрывом в т/сут;

Ь — объем­

ный коэффициент; і?І(

— радиус действия скважины в м; гс —

радиус

-забоя скважины в м;

h — эффективная мощность пласта в м;

Ар =

= Рпл Рзаб — депрессия

на забое скважины в кгс/см2; р — отно­

сительная плотность жидкости.

 

опре­

Проницаемость горизонтальной трещины ориентировочно

деляется по формуле

 

 

 

 

108ш2

кт 12 Д,

где со — ширина трещины в см.

Тогда проницаемость призабойной зоны будет

7.

/ і п л А - ( - А'т со уу

п-3—

/і+ со

 

а проницаемость всей дренажной системы

 

1 1

Irr

-----

 

"ПЛ'1П. з ig

_________________ Гс______

^'"п, з lg ——+

^ПЛ lg - р -

 

г

т

(VIII. 12)

(VIII. 13)

(VIII.14)

где со — ширина трещпны в м (в последних двух формулах); кпл — проницаемость пласта в Д; гт — радиус трещины в м.

Так как потери напора в трещинах ничтожно малы, то макси­ мальный дебит скважины после гидроразрыва может быть предвари­ тельно определен по формуле

Q= 23'6А/фрАр- т/сут.

(VIII.15)

b p l g ^

 

гт

 

Потребное количество насосных агрегатов

 

n = -Z - + i.

(VIH.16)

Яаг

 

Ожидаемый от гидроразрыва эффект может быть предварительно -определен по приближенной формуле Г. К. Максимовича

,1эФ

(VIII.17)

86


2. Определение расчетных показателей солянокислотной обработки забоя скважины [15]

Количество концентрированной 27,5% -ной соляной кислоты и воды, необходимых для приготовления солянокислотного раствора требующейся концентрации, можно найти по табл. 18.1

Таблица 18

Количество соляной кислоты и воды для приготовления солянокислотного раствора

Объем разве­ денной кислоты, ма

1

1

3

4

5

6

7

8

9

10

 

 

Концентрация разведенной кислоты

%

 

8

9

10

11

12

13

14

3101

360

390

430

470

510

550

0,73

0,69

0,66

0,62

0,59

0,55

0,52

660

700

780

860

940

1020

1100

1,46

1,39

1,32

1,24

1,17

1,11

1,04

920

1040

1170

1290

1410

1530

1650

2,19

2,08

1,98

1,87

1,76

1,65

1,56

1230

1390

1560

1720

1880

2040

2200

2,92

2,78

2,64

2.49

2,34

2,21

2,08

1530

1740

1940

2150

2360

2570

2780

3,65

3,47

3,30

3,11

2,98

2,75

2,57

1840

2090

2330

2580

2830

3080

3320

4,38

4,17

3,96

3,73

3,52

3,31

3,40

2150

2440

7220

3000

3300

3600

3900

5,12

4,86

4,62

4,36

4,11

3,86

3,58

2460

2780

3110

3440

3770

4080

4400

5,84

5,56

5,28

4,98

4,68

4,42

4,16

2760

3140

3500

3870

4240

4610

4980

6,57

6,25

. 5,94

5,60

5,28

4,96

4,65

3080

3480

3890

4300

4720

5140

5560

7,30

6,95

6,60

6,27

5,87

5,50

5,14

1 В числителе указано количество концентрированной кислоты в кг, в знаменателе — количество воды в м*.

Количество концентрированной соляной кислоты WK для соляно­ кислотного раствора, содержащего НС1 £> 5,15%, определяется фор­ мулой

 

A xW (Б — z)

(VIII.18)

 

Bz (Л — X)

 

где А и

Б — числовые коэффициенты,

которые определяются по-

табл. 19;

W — объем кислотного раствора в м8.

ST


 

 

 

Т а б л и ц а 19

 

Значения коэффициентов А н Б

 

2, X

Б , А

2, .г*

Б , А

5 ,1 5 — 12,19

214

2 9 ,9 5 — 3 1 ,5 2

227,5

1 3 ,1 9 - 1 8 ,1 1

218

3 2 ,1 0 — 3 3 ,4 0

2 2 9 ,5

1 9 ,0 6 — 2 4 ,7 8

2 2 1 ,5

3 4 ,4 2 — 3 7 ,2 2

232

2 5 ,7 5 — 2 9 ,57

226

 

 

П р и м е ч а н и е ,

я — концентрация

соляпокпслотного раствора в %;

г— концентрация

товарной кислоты в %.

Потребное количество уникода (ингибитора)

 

7 \ h x \ V

Л ,

(VIII. 19)

<?У

А —х

 

 

где Ъ— добавка уникода к соляной кислоте в %; добавка уникода марки У-2, принимается равной 5%, марки М-Н 1% и марки У-К 0,3%.

Величины А и W имеют указанные выше значения.

Необходимое количество уксусной кислоты для стабилизации солей железа

 

IÜÜÜüIV л,

(VIII.20)

где С — концентрация

товарной уксусной кислоты

(обычно 80%);

W — объем солянокислотного раствора в м3; Ъ — % добавки уксус­

ной кислоты к объему

раствора, равный / + 0,8 (/ — содержание

Fe20 3 в растворе кислоты в %).

содержащихся

Количество плавиковой кислоты для растворения

в породе кремнистых

соединений (силикатов и цементной корки)

и для стабилизации образующегося при этом геля кремниевой кпе-

.лоты

1000МУ

 

 

<?п.к

л,

(VIII.21)

т

где Ъ— добавка плавиковой кислоты к объему солянокислотного раствора в %. (3 + 6%); т — концентрация товарной плавиковой кислоты в % (обычно т = 60% HF).

Количество хлористого бария для стабилизации гипса, который образуется после реакции серной кислоты, содержащейся в товарной

•соляной кислоте, с углекислым кальцием,

<?х. 6 = 2 1 ,3 1 ^ (^ — 0,02) кг,

(VIII.22)

где а — содержание S03 в товарной соляной кислоте в %.

88