Способ добычи нефти

                 (5) 

    С учетом (5) формулы (4) принимают следующий вид

          (6)

    Безразмерные предельные дебиты q1(ρ1,h1) и q2(ρ2,h2), определяются по таблице 4.

    Таблица 4 Результаты расчета безразмерных дебитов  и ординат вершин конусов

      Чтобы дебит был одновременно безводным и безгазовым, необходимо выбрать наименьший расход, т. е. принять q0 = min {q01, q02}. Тогда предельный расход нефти через скважину будет выражаться как

                                                              (7)

    Очевидно, этот дебит в общем случае является предельным либо для конуса воды (и меньше предельного для конуса газа), либо для конуса газа (и меньше предельного для конуса воды). Выражения в правых частях формул (6)

                            (8)

    представляют собой соответственно безразмерные предельные безгазовые и безводные плотности расходов. С учетом (8) формулы (6) принимают вид:

                                                                (9)

    Для каждой пары значений α и β и соответствующих им значений ординат нейтральной линии тока (3) по формулам (5) подсчитаны величины относительных вскрытий h1, h2 в зависимости от параметров α и β и значения параметров ρ01 и ρ02. Затем, с помощью таблицы (см. табл. 4) для предельных дебитов определялись q1(α, β, ρ0) и q2(α, β, ρ0), а затем по формулам (8), (9) рассчитывались плотности расходов q1 и q2. Результаты расчетов сведены в табл. 5, которая охватывает все практически интересные значения параметров α, β и ρ0. В силу симметрии каждая строка таблицы дает одновременно значения безразмерных предельных плотностей расходов q1 и q2 для соответствующих значений α и β, т. е. q1,2(α,β) = q1,2(1—α, 1—β). По данным таблицы нетрудно построить сетку кривых зависимостей q1,2 = q1,2(ρ0) для фиксированных значений пары параметров α и β, т. е. для заданного интервала вскрытия (b—a).

    При конкретных расчетах предельных безводных и безгазовых дебитов поступают следующим образом. По известным параметрам α, β и ρ0 из таблицы 5 находят плотности расходов q1 и q2, затем по формулам (9) подсчитывают удельные расходы q01 и q02, из которых выбирают наименьшее значение q0 = min{q01; q02}, и по формуле (7) подсчитывают искомый предельный дебит.

    Таблица 5 Значение безразмерных плотностей q=q( ) по формуле 8

Продолжение таблицы 5.

    2.3.5 Потенциометрический метод расчета предельных безводных и безгазовых дебитов.

    Американские исследователи П. Чаней и др., пользуясь аналитическим анализатором, разработали графический метод решения задачи по определению предельных безводных и безгазовых дебитов скважин для фиксированных характеристик пласта и жидкостей (интервал перфорации и его положения, радиус контура питания, проницаемость пласта, вязкость и плотность жидкостей и газа).

    Математические уравнения, составленные для определенной геометрии пласта, были преобразованы для пластовой системы с подобной геометрией. Графики рисунок 8, полученные таким образом определяют зависимость предельного дебита как функцию расстояния от верхних дыр перфорации до ГНК — в случае верхнего газа, или до кровли пласта — в случае отсутствия его. Графики построены для следующих параметров пласта и жидкостей: R0 =305 м; rc=0,076 м; Kг=1 д=1,02 * 10 – 12м ; =1 МПа*с; ∆ Δρ1=600 кг/м3; Δρ2=300 кг/м3, которые соответствуют пяти фиксированным нефтенасыщенным толщинам h: 3,8; 7,6; 15,25; 22,8; 30,5 м. Кривые А, В, С, D, Е и а, b, с, d, e соответствуют различным интервалам вскрытия: первые относятся к конусу воды, вторые — к конусу газа.

    

    Рисунок 8 (а, б). Зависимость предельного дебита Q (баррели / сутки) от расстояния а (футы) между верхними дырами перфорации и ГНК в случае верхнего газа или до кровли пласта в случае отсутствия его

    Получены также решения и для R0 = 152,5 м для различных толщин нефтяного пласта и интервалов вскрытия. При этом установлено, что предельный дебит при радиусе контура питания R0 = 152,5 м на 10—15% больше, чем при R0 = 305 м. Построенные графики оказалось возможным использовать для расчета предельных дебитов и при других характеристиках пластовых жидкостей и коллектора, но при прежней геометрии пласта. Ограниченность метода: не обладает универсальностью, не учитывает анизотропность пласта, трудность отсчета в полулогарифмических координатах, исключающих использование приведенных графических зависимостей в качестве рабочих графиков.

    Размеры в футах: а) hо = 12,5; А, В, С, D, Е — кривые для конуса воды; a, b, c, d, e — кривые для газовоого конуса; А, а - 1,25; B, b - 2,50; С, с - 3,75; D, d - 5,00; Е, е - 6,25; σ/hо = 25; А, а - 2,50; B, b - 5,00; С, с - 7,50; D, d - 10,0; Е, е - 15,5 (1 баррель ≈0,159 м3; 1 фут = 0,305м; 1 дюйм ≈ 2,54 см)

    2.4 Методика расчета предельной депрессии, обеспечивающей предельный безводный и безгазовый дебит

    При вскрытии нефтяной оторочки в интервале (b—a) средние значения потенциала (давления) для каждой части пласта (рисунок 5) будут равными.

    Вдоль всей вскрытой продуктивной толщи среднее значение потенциала можно определить по формуле

                                                       (10)

    где Фс1 , Фс2 — средние значения потенциалов вдоль скважины по вскрытым толщинам (d—a) и (b—d) соответственно (рисунок 5). В безразмерных параметрах формула (10) представляется в виде

                                                          (11)

    Выразим разность потенциалов для каждой из частей пласта, принимая в качестве расхода предельные дебиты:

                                                                                  (12)

    где в соответствии с формулами (9) имеем

                                                                            (13)

    Здесь q1 и q2 — безразмерные плотности расхода, рассчитанные по формулам (8) и затабулированные (см. табл. 5).

    С учетом (12) имеем

                                                               (14)

    Внося (14) в формулу (11), переходя к давлению и учитывая (13), получаем формулу для предельной депрессии ΔРпр =Р0— Рс в следующем виде:

    

                   (15)

    где h1 , h2 , ρ1, ρ2 подсчитываются по формулам (5). 

    2.5 Определение предельного безводного  и безгазового дебита и предельной  депрессии на примере несовершенных  скважин Лянторского месторождения

    Расчет  параметров проводим на основе уточненного метода решения задачи конусообразования, так как он имеет следующие преимущества перед другими существующими методами: он универсален, т.е. расчетные зависимости представлены в безразмерном виде и применимы как для однородных, так и для однородно-анизотропных пластов; графические решения даны в широком диапазоне безразмерных параметров вскрытия (α,β) и радиуса контура питания (R0) и охватывают все практически интересные случаи; технически удобен и прост, не требует сложной вычислительной техники.

    Расчет  предельного безводного и безгазового  дебита

      Нефтяная подгазовая залежь, подстилается подошвенной водой. Исходные параметры: R0 = 200 м; h = 25 м; Δρ1 = 870 кг/м3; Δρ2 =200 кг/м3 (в пластовых условиях); μн = 2,5 мПа ⋅ с; Кr = 0,5 ⋅1,02 ⋅ 10—12 м2; Δρ2 = 200 кг/м3 (в пластовых условиях); μн = 2,5 мПа ⋅ с; Кr = 0,5 ⋅ 1,02 ⋅10—12 м2; = 12. Требуется определить безводный и безгазовый дебит при безразмерных параметрах вскрытия: α = 0,2; β = 0,7 и α = 0,2; β = 0,5 и предельную депрессию.

    1. Определяем значение ρ0 = R0 / æ*h = 0,66.

    2. Из табл. 5 находим плотности q1 = 0,145 и q2 = 0,290 при α = 0,2 и β = 0,7.

    3. По формулам (9) находим удельные расходы:

    q01 = 0,145 ⋅ 870εh = 126,15εh;

    q02 = 0,290 ⋅ 200εh = 58εh.

    4. Так как q02 < q01, то выбираем q02 . По формуле (7) определяем Q = 19,4 м3 / сут.

    5. Из табл. 5 при α = 0,2 и β = 0,5 находим плотности q1 = 0,165 и q2 = 1,0.

    6. Удельные расходы составят соответственно:

    q01 = 0,165 ⋅ 870εh = 143,55εh;

    q02 = 1.0 ⋅ 200εh = 200εh.

    7. В этом случае принимаем q01 = 143,55εh. Тогда расход по формуле (7) составит Q ≈ 29,2 м3 / сут.

    Как видим, в этом случае предельный дебит оказался в 1,5 раза больше предыдущего. Таким образом, наибольший дебит зависит от положения интервала вскрытия.

    Расчет  предельной депрессии

    1. По табл. 4 определяем ординату нейтральной линии тока:

    ξ *(α, β)= ξ *(0,2; 0,5)= 0,34 .

    2. По формулам (5) находим: ρ 01 = 2; ρ 02 = 1 и h1 = 0,41, h2 = 0,24.

    3. Определяем значение функции: ψ (ρ01; h1) = ψ(2; 0,41)= 1,24; ψ (002, h2) = ψ(1; 0,24)= 1,20.

    4. Так как (q01)min = 143,55εh, следовательно, (q1 Δρ1)min = 143,55.

    5. Подсчитываем ΔРпр по формуле (15): ΔРпр ≈ 0,243 МПа

    Предельная депрессия может быть подсчитана более точно, если учесть добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные не только частичным вскрытием С1, но и нарушением линейного закона С2 и перфорацией колонны С0. Тогда определяя разность потенциалов по формулам (14) для каждой части пласта и внося их выражения в формулу (11), после ряда преобразований получаем:

                                          (16)

                                             (17)

                                           (18)

    С1, С2, С0 — добавочные фильтрационные сопротивления. 

 

3. Организационная часть  

    3.1 Задачи в области охраны труда

    Охрана  труда – система сохранения жизни  и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические и иные мероприятия. Условия труда представляют собой совокупность факторов производственной среды и трудового процесса, оказывающих влияние на работоспособность и здоровье человека.

    В целях безаварийного и безопасного  проведения работ в бурящихся  и эксплуатирующихся скважинах наряду с требованиями проектов, инструкций, приказов, распоряжений и положений, действующих на предприятии, всем работникам необходимо соблюдать требования следующих правил и инструкций:

• Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 
  (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. Шифр ПБ 08-624-03;
• Единой системы управления охраной труда в нефтяной промышленности, М.1986г;
• Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах, М.1985г;
• "Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений (ОСП-72/87  Энергоатомиздат.  Москва, 1988г);
• Нормами радиационной безопасности (НРБ-99);
• Правил пожарной безопасности Российской федерации (ППБ-01-93 ИНФРС М. 1994г.);
• Правил эксплуатации электроустановок потребителей (Энергоатомиздат 1992г).