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: 232

Скачиваний: 3

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

в. В скважинах с примерно одинаковым и низким газовым фактором динамический уровень можно определять по опытным ко­ эффициентам, выведенным ранее для скважин, оборудованных реперами.

Этот коэффициент равен

 

 

К оп =

м/мм.

 

 

 

 

(III.4)

 

 

 

р

 

 

 

 

 

 

Устье

 

 

 

 

Уро&ень

 

Г

/ ,

•>

 

(

— JVH

 

 

 

 

 

 

 

 

^

 

 

‘•у/'

 

 

 

 

 

 

Ряс. 0. Определение динамического уровня по отражениям

 

 

звуковой волны от муфт насосных труб

 

 

 

 

Расстояние до динамического уровня будет

 

 

 

 

 

 

 

/іл = КопІуР м.

 

 

 

 

(И1-5)

Динамические уровни в скважинах с низкими уровнями (свыше

1200 м) и значительным избыточным давлением газа

в

затрубном

пространстве

замеряют по способу Линдтропа

[8]. Для

этого при

 

 

 

помощи U-образиого водяного или

 

Т а б л и ц а 1

ртутного манометра и секундоме­

Значения коэффициента т)захр

ра

замеряют время

прохождения

 

 

 

от устья до уровня и обратно

Диаметр труб,

Коэффи­

6—10 упругих

волн. Данные на­

циент

блюдений заносят в таблицу

(про­

мм

 

 

 

^затр

должительность одного

наблюде­

 

 

 

ния, число отраженных воли). По

219

 

0,95

этим данным определяют

среднее

168 и 141

 

0,98

время движения одной отражен­

Кольцо:

 

0,95

ной волны tcp в секундах

и

сред­

219—60 и 219-89

нее

арифметическое

 

отклонение

168—60

 

0,94

 

168—89 и 141-60

0,93

для

каждого

отсчета

в

%

(при

141—73

 

0,92

отклонении от

среднего

значения

 

 

 

более чем на 5% замер не учиты­

Для более

точных

подсчетов

вается).

 

квадратичное

определяют среднее

отклонение, для чего полученные средние арифметические отклоне­

ния возводят в квадрат и с

точностью до

десятых

долей

заносят

в таблицу данных наблюдений. Затем квадратичные

отклонения от­

дельных замеров суммируют.

Найденную

сумму делят на

число

замеров и из частного извлекают квадратный корень. Среднее ква­ дратичное отклонение всех замеров не должно превышать 1,5%.

46


Для определения скорости движения звука в газовой и воздушной средах замеряют трубкой Кундта длину полуволны в газе Хг и в воздухе А,б. Д ля этого расстояние между пробками делят на число

полуволн и находят отношение X . Скорость звука в газовой среде

Ав

І;г= 332-^-]/'^± І£Е .ті8атр

м/с,

(Ш.6)

где 332 — скорость звука в воздухе в м/с; tcp

— средняя температура

газа в скважине (от динамического

уровня

до устья) в °С;

Т =

= 273 К — температура абсолютного

нуля;

т)захр — коэффициент,

учитывающий сопротивление движению звука в затрубном простран­ стве, который зависит от соотношения между диаметрами эксплу­ атационной колонны и насосных труб (табл. 1).

Расстояние от устья до динамического уровня будет

 

/ід= і)ггСр0,5 м,

-(.111.7)

где 0,5 — половина расстояния, пройденного волной до

уровня.

В о л н о м е т р и р о в а и и е 1

Кроме эхометрического метода, в последнее время в восточных

нефтяных районах стали применять для

замера уровней

жидкости

в насосных скважинах -разновидность

эхометрического

метода —

волноіметрироваиие. Этот метод применяется в условиях закрытого затрубного пространства и при избыточном давлении в нем.

Сущность этого метода состоит в том, что для создания упругих предельных воли вместо пороховой хлопушки применяется спе­ циальный возбудитель — импульсатор (рис. 10), при котором используется затрубное давление газа в скважине. Отраженные в скважине упругие волны воспринимаются в термофоне. Волнометрирование выполняется при помощи обычного эхолота ЭМ-52.

Волиометрированием можно отбивать уровни жидкости по за ­ трубному пространству на любой глубине при давлении газа выше 0,5 кгс/см2. Относительная погрешность метода не превышает 5%.

При отсутствии в скважине репера скорость распространения звука (импульса упругих воли) в газовой среде скважины может быть определена по формуле

" “ / - T ä F <ш -8>

1 X. М.

Б а т ы р о в II Г. И. К и ы ш е е к о .

Исследование глубинно-

насосных скважин волиометрированием. «Нефтепромысловое дело», 1968,

Л» 2,

с 34—38; А. И. К е з ь. Исследование

насосных скважин методом волномет-

рии. «Нефтепромысловое дело», 1969, №

12, с 11—14___ ____________ _

____

2 Заказ

 

і

СО. П б ' И

17

625

нсНС- >'■а О -1C „-НИ-:

 

 

 

С-. Збио ..І-: я

 


или по упрощенной формуле

V — 18,42 ]

/

"

( Ш. 9)

где V— скорость звука в м/с; к — показатель адиабаты; z — коэф­ фициент сжимаемости газа; R — газовая постоянная, зависящая от молекулярного веса, в кг • см/кг • град; Т — абсолютная темпера-

Рпс. 10. ІЬпіульсатор для возбуждения упругих волн.

1 — терчофоп; 2 — манометр; 3 — патрубок; 4 — кольцевой крав; s — централь­ ный крап; 6 — фланец или соединительная муфта

тура в К; g — ускорение свободного падения в м/с2; р — относи­ тельная плотность газа в нормальных условиях.

Обработка волнограммы аналогична обработке эхограммы. Одмако для построения индикаторной диаграммы необходимо исполь­ зовать значение приведенного динамического уровня, учитывающее вес столба газа в затрубном пространстве при установившемся давлении.

Приведенный динамический уровень определяется по формуле

 

 

хпр = Дд__10Дзатр£^)

(Ш.ІО)

 

 

 

Рем

 

где

/?,д — динамический

уровень,

определенный по

волнограмме;

Рэатр

— затрубное давление по манометру на импульсаторе в кгс/см2;

pfM — плотность газо-нефтяной смеси в затрубном

пространстве,

которая при высоких

затрубпых

давлениях принимается равной

18

плотности пластовой иефти, в кг/м3; es — поправочный коэффициент, учитывающий вес столба газа в затрубном пространстве:

 

0 , 0 3 4 1 5 р |/ід

 

е* = е

Ѵ гсР .

(III. 11)

Здесь е — основание натуральных логарифмов; рг — относитель­

ная плотность

газа;

ТСр — средняя абсолютная

температура

газа

в скважине в

К;

z — средний коэффициент

сжимаемости

газа

при Рзатр* Для удобства расчетов можио построить график зависимости

поправочного коэффициента es от затрубного давления рзатр и дина­ мического уровня /?-д.

Коэффициент продуктивности К подсчитывается по индикаторной диаграмме, построенной по данным волнометрирования, по формуле

10 AQ

(III.12)

Д/гДРрсм

 

где AQ — приращение дебита в т/сут; А/ідр — приращение при­ веденного уровня между двумя точками па индикаторной линии.

2. Определение давления по замерам глубинными манометрами

Для определения давления, замеренного регистрирующими глу­ бинными манометрами, пользуются следующей формулой [191:

p = p T~r(LaLT) -j£- кгс/см'2.

(III. 13)

Температурная поправка

б/? = (7(fc — tK) кгс/см2,

(III.14)

где q — коэффициент температурной поправки, соответствующий замеренной по диаграмме ординате. Значения q находят по формуле

q = qT+ (La — L J -jjr кгс/см2. (III.15)

Входящие в эти формулы величины имеют следующие значения: рт— давление в кгс/см2, соответствующее табличной величине орди­ наты LT, в мм; Тд — замеренная на диаграмме ордината (с точностью до 0,03 мм) в мм; Ар — разность табличных значений давления, соответствующая ближайшим большему и меньшему табличным значениям ординат, в кгс/см2; AL — разность указанных выше табличных значений ординат в мм; <ут• ІО3 — значение температур­ ного коэффициента, соответствующее меньшему табличному значе­

нию

LT\

А <7— разность

табличных значений коэффициентов темпе­

ратурной

поправки q,

соответствующих ближайшим большему

и

меньшему табличным значениям ординат; tc — замеренпая

2*

 

 

19



 

 

 

Т а б л и ц а

2

 

Расчетная таблица глубинного манометра МГГ

 

 

(Рмакс=300 кгс/см2,

гк= 23°С )

 

РТ

L T

А р

9Т- Ю’

 

A L

4 і " " '

 

30

4,89

5,88

8,7

 

60

10,00

1,84

 

5,69

- 18,12

 

90

15,27

1,75

 

5,64

27,36

 

120

20,59

1,92

 

5,68

37,56

 

150

25,S8

1,72

 

5,59

46,65

 

180

31,24

1,84

 

5,51

56,52

 

210

36,68

1,79

 

5,47

65,31

 

240

42,16

1,79

 

5,92

75,12

 

270

47,62

1,93

 

5,05

82,97

 

300

53,17

1,67

 

 

93,90

 

 

 

 

Т а б л и ц а

3

 

Расчетная таблица глубинного манометра МГП

 

 

(^макс — 250 кгс/см2;

t K -= 17? С)

 

Рт

L r

Др

V io s

 

A L

т Ь » -

 

25

4,28

2,31

39,0

 

50

15,14

0,53

 

2,11

44,8

 

75

26,99

0,66

 

2,52

52,6

 

100

36,89

0,38

 

2,29

56,4

 

125

47,81

0,52

 

2,27

62,1

 

150

58,91

0,53

 

2,27

68,0

>

175

69,92

0,50

 

2,26

73,6

 

200

80,97

0,50

 

2,29

79,2

 

225

92,07

0,56

 

2,25

85,4

 

250

103,19

0,51

 

 

91,1

 

20