Зависимость дебита от параметров перфорации ( l п ).
dп=0,012 
α = 0,06 nDc = 8
|
| l | C2 |
| Q, м^3/cут |
| 0 | 0 | 4,2 | 0,0015 | 165,4 |
| 0,02 | 0,1 | 1,2 | 0,03 | 180,2 |
| 0,05 | 0,25 | 0,5 | 0,06 | 211,52 |
| 0,1 | 0,5 | -0,05 | 0,1 | 226,65 |
| 0,2 | 1 | -0,65 | 0,19 | 238,5 |
, м
Рисунок 2.10 График зависимости дебита Q от длины пулевого выстрела lп.
При увеличении длины пулевого выстрела lп так же увеличивается и дебит, эта зависимость показана на (рис.2.10).
Оценка влияния длины пулевых прострелов 
на коэффициент несовершенства скважины δ.
Для оценки зависимости коэффициента несовершенства – δ от длины перфорационных отверстий для начала следует поступить как в пункте дебит гидродинамически совершенной скважины известен, следующий шаг — это разделить получившийся дебиты из (табл.2.8) на дебит совершенной скважины.
Для вычисления используем формулу (2.22).
Таблица 2.9
Зависимость коэффициента несовершенства от длины
перфорационного канала 
.
 , м
| δ |
| 0 | 0,73 |
| 0,02 | 0,93 |
| 0,05 | 1 |
| 0,1 | 1,06 |
| 0,2 | 1,13 |
Рисунок 2.11 График зависимости коэффициент совершенства скважины δ
от длины перфорационного канала
С увеличением длины пулевого прострела увеличивается дебит и коэффициент совершенства скважины, так же как и зависимость от числа пулевых прострелов.
Заключение
В результате выполнения данной работы было найдено оптимальное решение работы пласта и скважины, и определены оптимальные значения дебита скважины Q=230 м³/сут и забойного давления 
МПа.
Установлены фильтрационные характеристики плоскорадиального потока, была выполнена проверка закона Дарси, в ходе выполнения которой было выявлено, что фильтрация флюида в пласте носит линейный характер; построен график распределения давления в пласте p(r); произведена оценка влияния параметров перфорации на дебит несовершенной скважины, определена обводнённость скважины; условное время отбора всей нефти из пласта.
Список используемой литературы
1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. – М.: Ижевск: Ист-т комп. Исследований, 2005, 544 с.
2. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 736 с.
3. Башта Т.М., Руднев С.С. и др. Гидравлика, гидромашины, и гидроприводы: Учебник для машиностроительных вузов – М.: машиностроение, 1982, 423 с.
4. Курс лекций «Гидравлика и подземная гидромеханика».
Приложение А
Исходные данные
Таблица 1 - Исходные данные
| Параметры | Обозначение | Данные | СИ |
| Радиус контура питания | 
| 1,0 км | 1000 м |
| Радиус скважины | 
| 100 мм | 0,1м |
| Число пропластков | 
| 5 | - |
| Толщина i-го пропластка | 
| 5,7 м 1,6 м 3,4 м 2,5 м 6,0 м | 5,7 м 1,6 м 3,4 м 2,5 м 6,0 м |
| Толщина пласта | 
| 19,2 м | 19,2 м |
| Проницаемость i-го пропластка | 
| 270 мД 450 мД 320 мД 220 мД 190 мД | 
|
| Пористость пласта | 
| 20 % | 0,2 |
| Плотность жидкости | 
| 880 кг/м3 | 880 кг/м3 |
| Вязкость жидкости | 
| 4 сП | 
|
| Плотность газа при нормальных условиях | 
| 1,3 кг/м3 | 1,3 кг/м3 |
| Глубина скважины | 
| 1,97 км | 19700 м |
| Высота столба газа в затрубном пространстве до начала экспл-ции скважины |
| 210 м | 210 м |
| Показания манометра в затрубном пространстве до начала эксплуатации |
| 57 ат |
 Па
|
| Устьевое давление | 
| 5,3 ат | 519930 Па |
| Внутренний диаметр НКТ | 
| 90 мм | 0,0886 м |
| Толщина стенки | 
| 6,5 мм | 0,0065 м |
| Шероховатость поверхности труб | 
| 0,14 мм |  м
|
| Число перфорационных отверстий на 1 м | 
| 40 отв./м | 40 отв./м |
| Диаметр перфорационного канала | 
| 1,2 см | 0,012 м |
| Длина перфорационного канала |
| 5 см | 0,05 м |
Приложение Б
Графики для определения коэффициента несовершенства скважины по характеру вскрытия
Рисунок 1.а – График для определения безразмерного коэффициента С2, учитывающего несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, при 
Приложение Б
Рисунок 1.б – График для определения безразмерного коэффициента С2, учитывающего несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, при 
Приложение Б
Рисунок 1.б – График для определения безразмерного коэффициента С2, учитывающего несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, при 
Приложение Б
Рисунок 1.в – График для определения безразмерного коэффициента С2, учитывающего несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, при 
Приложение Б
Рисунок 1.г – График для определения безразмерного коэффициента С2,
учитывающего несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, при 
Приложение Г
Рисунок 1 - График зависимости забойного давления от дебита.
Рисунок 2 - График зависимости забойного давления от пропускной способности НКТ
Рисунок 3 - Зависимости забойного давления от дебита при
совместной работе пласта и скважины.
Рисунок 4 - Распределение давления в пласте
Рисунок 5 – Депрессионная воронка
Рисунок 6 - График, изменения времени перемещения частицы
от контура питания до забоя скважины .
Рисунок 7 - График зависимости дебита Q числа
перфорационных отверстий n.
Рисунок 8 - График зависимости коэффициент совершенства скважины
δ от числа перфорационных отверстий n.
Рисунок 9 - График зависимости дебита Q от длины пулевого выстрела lп.
Рисунок 10 График зависимости коэффициент совершенства скважины δ
от длины перфорационного канала
Приложение Д
Дата добавления: 2019-09-08; просмотров: 540; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!