Cтраница 3
Рассчитывают диаметры проходных отверстий газлифтных клапанов и штуцеров к ним для обеспечения прохождения заданного объема нагнетаемого газа через каждый клапан в колонну подъемных труб скважины при ее пуске. Имеется в виду объем газа, проходящий через рабочий клапан и обеспечивающий минимальный градиент давления в колонне подъемных труб скважины. [31]
Для расчета используют кривую распределения давления в насосно-компрессорной трубе, которая соответствует расходу газа на рабочем режиме. Это обеспечивает уменьшение снижения давления газа на устье перед вводом его в скважину по сравнению со снижением давления, получаемым, если использовать кривые минимального градиента давления в НКТ, т.е. способствует более полному использованию его энергии; не приводит к увеличению числа газлифтных клапанов и при нарушении режима работы скважины обеспечивает выход скважины на режим, так как не потребует изменения расхода газа, величина которого при пуске равна его расходу на рабочем режиме. [32]
За глубину установки третьего клапана L3 принимаем точку на этой прямой, где давление меньше межтрубного на этой глубине ( кривая 4) на величину 0 3 МПа Э ] рт mints давление в трубах на глубине L3 по кривой минимального градиента давления. [33]
D, ds, UB - средневзвешенный диаметр ствола и бурильной колонны ( наружный и внутренний соответственно); FK, f T - средневзвешенная площадь кольцевого сечения и бурильных труб; Q - действительная подача насосов; [2] и и [ Q ] n - паспортная теоретическая подача насоса ( нижнее и верхнее значения соответственно); п - число насосов; [ рез ] в, [ Рса ] в - нижнее и верхнее значения требуемой силы удара струи о забой; А. G - - минимальный градиент давления гидроразрыва; Вь 9к - статические напряжения сдвига через 1 и 10 мин; ty - безразмерный коэффициент. [34]
При определенных условиях для полного расформирования зоны проникновения могут потребоваться очень большие градиенты давления, создать которые в пласте даже у забоя скважины практически невозможно. Первый соответствует граничным значениям пористости от 5 % и проницаемости от 0 1 - 10 - 15 м2 и более, второй - меньшим значениям фильтрационно-емкостных параметров коллектора. Эти режимы различаются значениями минимального градиента давления для расформирования этой зоны и по характеру протекания процесса расформирования. Для первого режима градиенты давления находятся в пределах 3 - 5 МПа / м и мало зависят от величин пористости и проницаемости. [35]
Найденное таким образом распределение давления позволит вычислить величину критического градиента давления у башмака фонтанных труб, где давление имеет минимальное значение. Следует подчеркнуть, что величина критического давления для различных конструкций скважины, но одинаковых дебитов будет разной. Это и является основной задачей при проектировании разработки газовых месторождений с неустойчивыми коллекторами, когда конструкция горизонтальной скважины должна обеспечить минимальный градиент давления при заплашгрованном дебите газа. [36]
Джильберта строится график ( см. рис. III. По этому графику определяется, какой диаметр труб может обеспечить фонтанирование. Выбирают диаметр труб по минимальному градиенту давления соответственно подбором давления на башмаке насосно-компрессорных труб или на головке скважины. [37]
При определенных условиях для полного расформирования зоны проникновения могут потребоваться очень большие градиенты давления, создать которые в пласте далее у забоя скважины достаточно тяжело. Согласно результатам экспериментальных исследований на кернах месторождений Днепровско-Донецкой впадины, для низкопроницаемых низкопористых терригенных коллекторов можно выделить два режима расформирования зоны проникновения. Первый из них соответствует граничным значениям пористости от 5 % и проницаемости от 0 1 10 - 15м2 и более, второй - меньшим по значениям фильтрационно-емкостным параметрам. Эти режимы различаются по необходимым значениям минимального градиента давления для реализации процесса расформирования этой зоны и характеру протекания процесса расформирования. Для первого режима градиенты давления составляют 3 - 5 МПа / м и слабо зависят от пористости и проницаемости. [38]
Во многих случаях промысловые эксперименты по применению новых методов повышения нефтеотдачи проводятся на участках с условно замкнутыми ( рядами нагнетательных скважин) или незамкнутыми границами, а закачка водных растворов химических реагентов проводится в очаговых нагнетательных скважинах. В этом случае оценка геолого-промысловой эффективности от проводимого воздействия на пласт еще более затруднена. В этом случае при оценке текущей нефтеотдачи и выявлении эффективности метода повышения нефтеотдачи может быть несколько подходов. Один из подходов предусматривает оценку запасов нефти в пределах опытного участка и учет количества перетекшей на этот участок нефти с целью более точной оценки и конечной нефтеотдачи. В работе [26] на примере одного из опытных участков реализован данный методический подход с помощью уравнения материального баланса притока жидкости по участку. Границы опытного участка берутся по линии минимальных градиентов давлений, что по сути уже значительно уменьшает ошибку при определении текущей нефтеотдачи за счет перетоков нефти с соседних участков. [39]