Рациональный диаметр
Cтраница 3
Используя уравнения фильтрации газа, материального баланса и движения по колонне, получили приближенную формулу, позволяющую определить оптимальные диаметр и дебит скважины, а также рациональную депрессию на пласт в процессе разработки залежи. В отличие от рассмотренных работ в [8, 72] при выборе рационального диаметра обсадной колонны рекомендуется проводить всесторонний экономический расчет. При расчете диаметра колонны необходимо учесть геолого-промысловую характеристику залежи, запланированный отбор газа, изменение пластового давления во времени и давления на устье и на выходе промысла. [31]
Мирзаджанзаде методикой, оптимизация режима эксплуатации газлифтных скважин заключается в том, чтобы выбором рационального диаметра штуцера и соответствующего ему минимального расхода рабочего агента вывести скважину на режим с максимальным содержанием нефти в общем отборе жидкости. На языке, принятом в математической теории эксперимента, задача формулируется следующим образом: варьируя переменные факторы V и d, необходимо определить наибольшее значение функции отклика Q, где QQ ( d, V), аналитический вид которой заранее неизвестен. [32]
Предложенная нами схема определения диаметра газопрово-дящей колонны не учитывает всех деталей и составляющих расчета оптимального дебита газа из скважин, которые не всегда можно установить в период промышленной разведки месторождения и даже в начальный период разработки. Но, как будет показано на примерах, она во всех случаях дает правильное, хотя и приближенное, решение задачи выбора рационального диаметра колонны и предупреждает грубые ошибки при конструировании скважин. [33]
 |
Схема взаимодействия наддолотного калибратора с искривленным стволом скважины. [34] |
При малых радиусах кривизны ствола скважины, как следует из приведенных диаметров наддолотного калибратора, при которых он не является опорой, допуск по диаметру уже не позволяет вписываться долоту ( диаметр 215 9 мм) с калибратором ( длина 500 мм) в искривленный ствол скважины. Поэтому калибратор, как видно из рис. 2.20, при бурении искривленного участка профиля скважины отклонителем интенсивно фрезерует нижнюю стенку, выходя при этом за габариты скважины. Ниже приведены рациональные диаметры калибратора для различных радиусов искривления ствола скважины. [35]
 |
Схема взаимодействия наддолотного калибратора с искривленным стволом скважины. [36] |
При малых радиусах кривизны ствола скважины, как следует из приведенных диаметров наддолотного калибратора, при которых он не является опорой, допуск по диаметру уже не позволяет вписываться долоту ( диаметр 215 9 мм) с калибратором ( длина 500 мм) в искривленный ствол скважины. Поэтому калибратор, как видно из рис. 2.20, при бурении искривленного участка профиля скважины отклонителем интенсивно фрезерует нижнюю стенку, выходя при этом за габариты скважины. Ниже приведены рациональные диаметры калибратора для различных радиусов искривления ствола скважины. [37]
Анализ различных диаметров эксплуатационных колонн по Шебелинскому месторождению показал, что максимальным диаметром эксплуатационной колонны, обеспечивающим нормальные условия бурения, является 146 - 168 мм. Расчеты потерь на трение в 146 и 68-мм колоннах показали, что для НАГ, СМП и АСК основная часть потерь давления ( - 90 %) приходится на потери за счет веса столба газа и только незначительная часть ( - 10 %) - на потери от трения. В связи с этим практической разницы в потерях давления для 146 или lQS - мм колонны в этом случае не наблюдается. Поэтому рациональным диаметром эксплуатационных колонн для проектных скважин на НАГ, АСК является 146 мм. Поэтому рациональным диаметром для таких скважин следует считать 168 мм. [38]
В этих условиях дебит эксплуатационной скважины постоянен. При эксплуатации газовых залежей при водонапорном режиме все скважины могут иметь один рациональный диаметр эксплуатационной колонны на весь период эксплуатации. [39]
 |
Схема влияния длины режущих элементов на характер разрушения горней породы.| Схема ориентации режущего элемента. a.. - - боковой и задний углы резания. [40] |
Выбор размеров сопел и расчет скорости истечения из насадок подробно описаны в гл. Следует заметить, что у долот типа РОС может быть больше трех сопел. Кроме того, сопла не обязательно должны быть круглыми, как в шарошечном долоте. Гидравлический расчет определяет общее проходное сечение потока; в специальных таблицах приведены рекомендации по выбору рационального диаметра насадок для конкретных УСЛОБИЙ. [41]
Анализ различных диаметров эксплуатационных колонн по Шебелинскому месторождению показал, что максимальным диаметром эксплуатационной колонны, обеспечивающим нормальные условия бурения, является 146 - 168 мм. Расчеты потерь на трение в 146 и 68-мм колоннах показали, что для НАГ, СМП и АСК основная часть потерь давления ( - 90 %) приходится на потери за счет веса столба газа и только незначительная часть ( - 10 %) - на потери от трения. В связи с этим практической разницы в потерях давления для 146 или lQS - мм колонны в этом случае не наблюдается. Поэтому рациональным диаметром эксплуатационных колонн для проектных скважин на НАГ, АСК является 146 мм. Поэтому рациональным диаметром для таких скважин следует считать 168 мм. [42]
Анализ технико-экономических показателей эксплуатации газовых скважин месторождения Медвежье с применением колонн диаметром 168ч - 324 мм, выполненный с учетом целого комплекса данных, подтвердил нецелесообразность использования 324-мм труб. Это также указывает на нелинейность изменения капиталовложений от диаметра эксплуатационных колонн. Поэтому уравнение (1.23) должно быть уточнено, а вывод проверен на практике. Автор работы [83 ] рекомендует диаметр эксплуатационных колонн скважин Уренгойского месторождения при дебитах от 6 5 до 1 0 млн. м3 / сут газа принимать равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при изменениях дебита скважин от 4 7 до 0 7 млн. м3 / сут газа - 273 мм. Расчеты в работе [32] также показывают, что наиболее рациональным диаметром эксплуатационных колонн, способных пропустить поток газа с дебитом 5 - 8 млн. м3 / сут при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высокой экономической эффективности будут диаметры 245 - 273 мм для месторождений типа Медвежье и 245 - 324 мм для месторождений типа Уренгойское. [43]
На месторождениях, где основной фонд скважин представлен высокопродуктивными скважинами и выбор диаметров НКТ и колонн определялся на основе максимальных ожидаемых дебитов ( Оренбургское, Гронинген и др.), ошибки из-за неучета разнодебитности незначительны. Однако при весьма неоднородном стро-ени-и продуктивного массива ( пластов) расчетный диаметр НКТ и эксплуатационной колонны, определенный исходя из максимальных дебитов, может оказаться экономически неоправданным. Теоретически более выгодно, дифференцировать скважины не только по диаметру НКТ, но и по диаметрам эксплуатационных колонн. Это возможно при расстановке на участках повышенной продуктивности пласта высокодебитных скважин увеличенного диаметра, а на участках с пониженной - низкодебитных меньшего диаметра. Но, как правило, разнодебитность скважин-связанная с расстановкой их в зонах ухудшенной и повышенной продуктивности пласта, выявляется только при разбуривании залежи и ОПЭ. Поэтому выбор рациональных диаметров НКТ целесообразно уточнять последовательно в два этапа. На первом этапе ( период ОПЭ) обосновывается разнодебитный макет месторождения с одним диаметром НКТ для всех групп скважин, на втором этапе ( период эксплуатационного разбуривания залежи) - с дифференцированными диаметрами НКТ и эксплуатационных колонн. Рекомендуемый порядок расчета дается на примере Вуктыльского месторождения. [44]
Страницы: 1 2 3