Практическая работа №6 33 Повышение нефтеотдачи продуктивного пласта методом внутрипластового горения 33
жүктеу/скачать 0,61 Mb.
|
Практические работы 1-6
| Закачка пенных систем
Пеной называется двухфазная система, состоящая из раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. Особенностью пены является возможность регулирования в широких пределах ее плотности. Для приготовления пены на поверхности используется специальное устройство – аэратор, на вход которого подаются растворы ПАВ и газ, а на выходе получают пену. Свабирование (поршневание) – способ понижения уровня жидкости в скважине, в которую опущена колонна НКТ. Сваб представляет трубу диаметром 25 – 27,5 мм, на наружной поверхности которого укреплены эластичные уплотнительные манжеты диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. В нижней части сваба имеется обратный клапан. Манжеты имеют чашеобразную форму, которые при подъеме сваба распираются за счет давления столба жидкости над свабом, уплотняя зазор между манжетами и НКТ. Сваб опускается внутрь НКТ на лебедке, а глубина погружения определяется прочностью каната и мощностью привода лебедки. За один подъем сваба выносится столб жидкости равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью каната и не превышает 75 – 150 м. Понижение уровня глубинным насосом На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением , когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены глубинными скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рзаб < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Метод эффективен в тех случаях,когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от бурового раствора и глинистой корки. Способ падающей пробки Суть способа заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывается специальной пробкой из нефтерастворимого материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины, определяемой из равенства сил сопротивления и веса колонны. При необходимости увеличения глубины спуска НКТ в нее заливается некоторое количество воды, удерживаемое пробкой. При спуске колонны до расчетной глубины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды в НКТ существенно меньше столба жидкости в скважине, после падения пробки у башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давления, под действием которого скважинная жидкость перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и притока. Задавка жидкости глушения в пласт При этом способе вся или большая часть жидкости глушения задавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, вызывая поступление продуктивной жидкости из пласта в скважину. Все методы облегчения столба жидкости глушения в скважине, в частности промывки, требуют проведения определенного объема предварительных гидродинамических расчетов. Задача 1
м3 где Fзатр- площадь затрубного (межтрубного) пространства, м2 Fнкт – площадь проходного сечения НКТ Если объем жидкости, закачанной в скважину, превысит полученное значение, значит создается депрессия на пласт и начинается приток жидкости из продуктивного пласта Задача 2
Максимальное давление на устье скважины отвечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотностью достигнет забоя: МПа Задача 3
Порядок решения 1.Определяется пластическая вязкость вязкопластичного бурового раствора ( по эмпирической формуле Б.С. Филатова): , Па*сек 2.Предельное динамическое напряжение сдвига глинистого бурового раствора ( по эмпирической формуле Б.С. Филатова): , Па 3.Критическая скорость движения бурового раствора в трубе, при которой происходит замена режима движения (ламинарного на турбулентный): , м/сек 4.Фактическая средняя скорость движения жидкости в насосно-компрессорной трубе (НКТ) (при Q1 и Q2): при - имеется ламинарный режим течения при – имеется турбулентный режим течения 5.Потери давления во время движения в насосно-компрессорной трубе (НКТ) глинистого бурового раствора для ламинарного движения на трение где - коэффициент зависящий от параметра Сен-Венана – Ильюшина (от пластичности раствора) – определяется по таблице в зависимости от величины параметра Сен-Венана – Ильюшина (см. рис.2): Рис.1. Зависимость коэффициента от параметра пластичности раствора (параметр Сен-Венана – Ильюшина): 1 – круглое сечение; 2 – кольцевое сечение 6.Потери давления на трение при турбулентном режиме движения глинистого бурового раствора , МПа 7.Фактическое число Рейнольдса в процессе движения жидкости замещения (воды) при ламинарном движении при турбулентном движении Если Re < 100000, то значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле Блазиуса Если Re 8.Потери давления при движении в трубах жидкости замещения (воды) при расходе Q1 И при расходе Q2 Контрольные вопросы Условия притока нефти и газа в забой добычной скважины Причины, вызывающие необходимость удаления бурового раствора из скважины Что такое освоение скважины и в чем состоит цель освоения? Что значит создать депрессию давления на пласт? Назвать основные методы вызова притока и освоения скважины Какие способы относятся к методу облегчения столба жидкости в скважине? Что такое промывка скважины и какие компоненты участвуют в промывке скважины? Что понимается под свабированием скважины? Какие гидродинамические расчеты проводятся при промывке или замещении бурового глинистого раствора? жүктеу/скачать 0,61 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|