Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 [ 29 ] 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Введем понятие истинного газосодержания как отношение объема газа к объему жидкости. Взаимосвязь истинного газосодержания с объемным расходным запишем в виде:

Ф,=(1±0.05)р, (2.102)

или с учетом (2.101):

Ф, =

(1±0.05)

РТ...

(2.103)

где знак используется при нисходящем потоке пены, а знак «-» - при восходящем потоке.

Плотность образующейся пены р, такова:

Р„=Рж(1-ф,) + Р,Ф, (2.104)

где - плотность жидкости (раствора ПАВ), кг/м; р. - плотность газа, кг/м\

Плотность газа можно выразить через плотность газа при стандартных условиях р. следующим образом:

Р,=Р,.-г-. (2.105)

Подставив (2.105) в (2.104), получим:

Р„ =Рж (1-ф,) + Р,,

РТ PJz

Ф,

(2.106)

Основным рассчитываемым параметром при закачке пены является давление закачки Р. Для этого предварительно необходимо рассчитать:

- градиент потерь давления от веса гидростатического столба

ЫР~\ (dP

или кольцевом канале

пены в трубах

= p„s

- градиент потерь давления на трение в трубах

(Па/м)

(2.107)

dP dH

и коль-

цевом канале

(Па/м)

.рк 2(А„-„)

(2.108) (2.109)

где А, - коэффициент гидравлического сопротивления при движении пены, который при расчетах принимается равным: Х„ = 0,03.

Скорость движения пены в трубах такова:

< а в кольцевом канале - 1).

ц =-J9

где <2„ - объемный расход пены, mVc Объемный расход пены Q,,:

(2.110)

(2.111)

<7£

(2.112)

Давление при прямой закачке рассчитывается так:

Л = Л+10"

где P - давление на устье скважины, МПа. Давление при обратной закачке таково:

, (2.113)

Л=Л„+10-

dr .dH ,

dP dH

ЫР dH

тр т

Уф к

,(2.114)

где Р - давление в затрубном пространстве, МПа. Н - глубина спуска НКТ, м.

Современные системы разработки нефтяных месторождений реализуются при использовании различных методов поддержания пластового давления (ППД) заводнением. При этом нагнетательные скважины бурятся не только в водонасыщенной части залежи, но большое их количество бурится и в нефтенасыщенной части. Освоение таких скважин отличается от такового нагнетательных скважин, пробуренных в водонасыщенную часть.

2.9. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ В НЕФТЕНАСЫЩЕННОЙ ЧАСТИ ЗАЛЕЖИ

Категория таких скважин достаточно разнообразна и определяется реализуемой системой размещения скважин на залежи (рядная или площадная) и принятой системой заводнения. При одной из систем внутриконтурного заводнения разбуривается ряд скважин под нагнетание воды. В течение определенного времени все скважины, пробуренные в нефтенасыщенную часть залежи, эксплуатируются в качестве добывающих с максимально возможным дебитом. Это необходимо для снижения пластового давления в окрестности таких скважин с целью снижения давления нагнетания воды, когда эти скважины переведут в разряд нагнетательных. После такого периода эксплуатации скважины внутриконтурного ряда осваиваются под нагнетание через одну; одна скважина ряда работает как нагнетательная, а соседняя - как добывающая с максимально возможным дебитом. Таким образом, внутриконтурный ряд представлен чередованием нагнетательных и добывающих скважин. Все добывающие скважины нагнетательного ряда работают до появления в них нагнетаемой в соседние нагнетательные скважины воды. При этом предполагается, что после освоения добывающих скважин этого ряда под нагнетание воды в нефтенасыщенной части залежи формируется линейный фронт нагнетаемой воды, перемещающийся в направлении рядов добывающих скважин и замещающий отбираемую из залежи нефть.

Все скважины, осваиваемые под нагнетание, условно можно разделить на 2 группы:

1. Легко- и быстроосваиваемые скважины.

2. Трудно- и долгоосваиваемые скважины.

К первой группе относятся скважины, вскрывшие хорошо проницаемые крепкосцемснтированные коллекторы большой толщины. При освоении промывкой с допустимым количеством взвешен-