Геологическая часть


Техническим проектом на строительство скважины должен предусматриваться подъем тампонажного раствора



бет22/32
Дата06.01.2022
өлшемі491 Kb.
#12204
түріРеферат
1   ...   18   19   20   21   22   23   24   25   ...   32
Байланысты:
Перевод

Техническим проектом на строительство скважины должен предусматриваться подъем тампонажного раствора:


- за кондуктором – до устья скважин;

…б) для газовых скважин и нагнетательных скважин – до устья [22.с.18]
Сопоставляя данные конструкции скважин намеченных на непрерывную газлифтную эксплуатацию этому требованию удовлетворяют следующие выбранные скважины:

131, 322, 327, 328,415,2077.

Успешное решение технологических задач зависит от правильного использования

зависимостей, учитывающее особенности реального газожидкостного потока.

В теоретическом представлении газожидкостного потока используют две основные модели течения: гомогенную и модель со скольжением (относительной скоростью) фаз, в связи с чем все существующие на сегодня, как у нас, так и зарубежом и

представляющие практический интерес методы можно классифицировать по особенностям модели, положенной на их основу:



  • Методы основанные на гомогенной модели течения. Особенность модели -термодинамическое равновесие и равенство линейных скоростей фаз. К данной категории относятся следующие расчетные методы:

Метод Поэтмана –Карпентера – для газожидкостных потоков в вертикальных трубах круглого сечения.

Метод Баксендела – для газожидкостных потоков в вертикальных кольцевых каналах.



  • Методы основанные на модели течения со скольжением. Общая особенность – конкретизация структурных форм потока на основе параметров, определяющих область их существования, определение необратимых потерь давления, обусловленных трением, скольжением, с учетом влияния на их относительные скорости. К данным методам используемым в промысловой практике относятся:

Метод А.П. Крылова и Г.С.Лутошкина.

Метод Ж. Оркишевского.

Метод ВНИИгаза.

В зависимости от основных эксплуатационных характеристик : дебита жидкости Qж.о., удельного расхода газа Rг, вязкости жидкости ж, диаметра канала определим методику расчета наиболее приемлемую для условий месторождения Жанажол:

Текущий дебит по скважинам 131, 322, 327, 328 составляет 1 – 2 м3/сут, без дополнительных геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи по этим скважинам не рекомендуем переводить на непрерывный газлифт.

1.Для перевода на непрерывную газлифтную эксплуатацию скважин необходимо добиться притока жидкости не менее 40 м3/сут [14. с.158].Этим критериям соответствуют скв № 415, 2077. Учитывая особенности расчета и построения возможных режимов работы переводимых скважин, определим по выбранным скважинам возможность непрерывной газлифтной эксплуатации.

Определяем забойное давление при котором обеспечивается приток требуемого количества жидкости к скважинам (Q = 40м3/сут):

Рзаб= Рпл – Qж.ст / к, Мпа.

Скв.415: Рзаб = 25,6 – 40/69,75 = 25,03 МПа.

Скв.2077: Рзаб = 25,3 – 40/2,4 = 8,63 МПа.

При расчетном давлении нагнетаемого газа при переводе на газлифт Рг.у.= 11,1 МПа.

Для перевода на непрерывную газлифтную эксплуатацию при расчетных коэффициентах продуктивности скважин значение забойного давления должно быть не менее давления нагнетаемого газа приведенного к забою скважин (барометрическая формула) для обеспечения притока в объеме 40 м3/сут.При переводе на непрерывный газлифт скв № 2077 расчетное забойное давление должно составить 8,63 МПа, что гораздо меньше Рг.у.=11,1 МПа.Учитывая, что скв № 2077 подходит по остальным критериям для перевода на непрерывный газлифт и то, что значение коэффициента проуктивости получено расчетным путем, а не в результате промысловых исследований, предлагаем провести по этой скважине дополнительные промысловые исследования по определению коэффициента продуктивности.

Дальнейшие расчеты продолжим по скв № 415 для определения компоновки подземного оборудования скважин переводимых на непрерывный газлифт. Учитывая, что текущий дебит по скважине 415 составляет 55,52 м3/сут и высокое забойное давление Рзаб = 24,8 Мпа в дальнейших расчетах зададимся ожидаемым дебитом 200

м3/сут (для данной скважины).

2. В реальных промысловых условиях невозможно произвести точный замер газового фактора по каждой скважине, т.к. диапазон измерения сепарационных установок АГЗУ установленных на месторождении Жанажол не соответствует фактическому пределу измерения газосодержания. В дальшейших расчетах воспользуемся проектным газовым фактором для каждого объекта разработки. Поэтому предлагаем после перевода скважин на непрерывный газлифт испытывать скважины на нескольких режимах изменяя расход подаваемого газа метод АзНИИ ДН с целью уточнения оптимального удельного расхода газа.



Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   18   19   20   21   22   23   24   25   ...   32




©emirsaba.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет