Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Предварительно отметим, что <?

р i и ^

р г составляют весьма незначитель-

ную часть от веса единицы длины штанг q

r 1 и q

i 2 (IV.131). Поэтому

при

расчете по

(IV.131)

можно не учитывать

qtpi2'

0,6

f.'UT

1?ШТ

2^-Н ft/[ ('Ж

'.=

0 6

(6130

+560)0,8

581

2,0-23,5+

17,5-0,8

е,=

/,/£„ =

581/900

= 0,65 = 65о/„;

/,=

—/, = 900— 581 =319 м;

= 100 — е, =

100—65

= 35%.

Оценим

необходимую длину «тяжелого низа», если его выполнить из

штанг диаметром 25 мм:

560

*i-H

= A-

/9urrfta

41-0,907

15 М

ИЛИ 1

У'

от общей длины колонны.

Таким

образом, расчетным путем была получена конструкция колонны

диаметром 16X19 мм с соотношением длин ступеней

65X35%.

Для дальней-

ших расчетов принимаем конструкцию колонны с соотношением длин для сту-

пеней

65X35%.

15. Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока:

f е, е

6,13-10'-900

/ 0,65 0,35

* ^+ )[ +

[

2,8-10-*

6,13-10

-900

2-10"il610-«

-°>

024м

Лшт + ^тр =0,124+

0,024

= 0,15 м.

Критерий

динамичности <р для данного режима

u>L

2nNL

2-3,14-0,25-900

4900

0,29

Поскольку ф

кр

= 0,2 (см. табл. Н.З), то ф

кР

<ф и длину хода полиро-

ванного штока s можно определить по формулам

(IV.24)

или (IV.26):

+ X 2,0 + 0,15

s= ..*= «Torn» -2,06 м;

i -p III о * —р п

nJt

cos

= (2,0 + 0,15) cos 0,29 = 2,06 м.

Обе формулы дают одинаковый результат, причем длина хода штока

оказалась несколько меньшей, чем рассчитываемая без учета динамических

усилий в штангах.

Для дальнейших расчетов принимаем ближайшую стандартную длину

хода станка-качалки СК6-2,1-2500 s=2,l, тогда для сохранения прежней-

скорости откачки определяем уточненное число качаний:

2,06-0,?5

= г,—j =

0,245

кач/с = 14,7 кач/мин;

со=

2яЛ/ = 2-3,14-0,245= 1,54 рад/с.

191

Длина

хода

плунжера при s=2,l м

*™ = Ш?-

Х=

cos 0^9 -0.'5 = 2,04;

% = Ws=

2,04/2,1

=0,97,

а общий коэффициент подачи штанговой насосной установки

Чпад = VW)

г =

0,97-0,60-0,89

= 0,52.

16. Перейдем к определению нагрузок, действующих в точке подвеса

штанг.

Соответственно вес колонны штанг в

воздухе

и в жидкости с учетом

веса «тяжелого низа»

Ршт

?щ,|(1,-

/тн)+<7шт2/2

+ ?тн/тн =

17,5(581—15)

+23,5-319 +

41,0-15

=18020 Н= 18,0 кН;

Р'шт=Рш

/С

ар

х=18,0-0,907=16,3 кН.

Вычислим предварительно коэффициенты /и, нфв формулах А. С. Вир-

новского:

= Л

шт

/Х =

0,124/0,15

= 0,83.

Принимаем

01=02=01=02=

(для упрощения расчета).

Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам

(IV.62)

—(IV.65):

1-0,71

I / Го,83 — -j-f)

18,0-6,1

= 6,5 кН,

Исследованиями

установлено, что вибрационная составляющая экстре-

мальной нагрузки не может быть больше, чем гидростатическая. Следова-

тельно, результат расчета по формуле

(IV.64)

получился завышенным. По-

этому примем

Рвио=Рж=6,1

кН;

тах=/"шт4-^ж+^=и6+Рин=16,3+6,1-(-3,9=32

кН;

Лп.п=Р'шт—

(Яв

б4-

ив)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.

Тогда экстремальные нагрузки по скорректированным формулам

(IV.66—IV.69)

составят:

+Ри.)

= 16,3+6,1+0,97(6,1 + 3,9)=32,1 кН,

) = 16,3—0,93(6,1— 3,9) =6,8 кН.

По

упрощенным формулам А. Н. Адонина

(IV.74)

получаем, предвари-

тельно определив среднюю площадь сечения f

* cp и средний диаметр штанг

«шт ср•

j furrt 2,0 + 2,8

192

-, / fшт ср Ао

О.1П-*

j 9 1/ - - — 2 1/ ' П 017 м

«шгср — *у „ —

y 3Д4 U.U1' М.

ср

0,038-0,71

_/ 0,124

0,017-3

V 0,83 —-j-j-. 18,0 + 1,0 = 9,4 кН.

1,8 кН,

Pmln=P'm?—P

16,3—9,4=6,9 КН.

Определение экстремальных нагрузок по приближенным формулам

Максимальная

нагрузка

Формула И. М. Муравьева

(IV.78)

рх + над) +

/ 2 1 • 14 7

18,0

(0,907

+ '

144П

' j = 28,1 кН.

Формула И. А. Чарного

(IV.79)

^ + Я

= 18,0

^0,907

2,1-14,72

tgO,29\

1790 0,29 j + 6,l=27,l кН.

Формула Дж. С. Слоннеджера

(IV.80)

(18,0+6, l)(l+

' \£'

j = 29,5 кН.

Минимальная

нагрузка

Формула К. Н. Милса

(IV.84)

2 1 • 14 7 \

-^ )

\ I 2 1 • 14

-179о)

= 18.0^1- -

^ )

=13,4кН,

Формула

Д. О.

Джонсона

(IV.85)

f sn

\ I 2 1-14 7

п =

-Ршт^а

х—f79oj

18,0^0,907-

' ^ j= 11,8 кН.

Формула

Н.

Дрэготеску

и Н.

Драгомиреску

(IV.87)

Сопоставление результатов, полученных по разным формулам, позволяет

сделать следующие выводы.

1. Расчет по точным формулам разных авторов

дает

близкие результаты,

различающиеся по абсолютной величине в среднем не более чем на 1—1,5 кН,

что находится в пределах точности измерения нагрузки существующими про-

мысловыми динамограммами.

Аналогичный вывод можно сделать в отношении результатов, получен-

ных по приближенным формулам различных авторов.

2. По точным формулам получаются более высокие значения для мак-

симальной нагрузки и меньшие значения для минимальной по сравнению

с приближенными формулами, причем эта разница (между соответствующими

среднеарифметическими значениями) составляет 4 кН для максимальной на-

грузки и 6 кН для минимальной.

193

Отсутствие фактических данных не позволяет установить, какие из рас-

четных формул

дают

в данном

случае

наилучшие результаты. Учитывая,

однако,

что в настоящее время наиболее точными считаются формулы

А. С. Вирновского, скорректированные А. Н. Адониным и М. Я. Мамедовым

(IV.66)—(IV.69),

для дальнейших расчетов

будем

пользоваться величинами,

полученными по этим формулам:

Ртах = 32,1 КН; Pmin = 6,8 кН.

17. Оценим силы сопротивлений, возникающие при работе насосной

установки.

Будем считать постоянным

угол

а отклонения ствола скважины от вер-

тикали а и равным

SK5°

(~0,087

рад), а азимутальным отклонением можно

пренебречь.

Тогда силу механического трения штанг можно определить по формуле

(IV.90).

Величину С

т по данным В. М. Троицкого для v

=3-10-

/с можно

принять

равной 0,25. Тогда

Ятр мех = С

шт

а(Рж+Р'шт) =0,25-0,087(6,1 + 16,3) =0.49 кН.

Силу гидродинамического трения рассчитаем по формулам

(IV.91)

(IV.93).

По

формуле А. М. Пирвердяна

(IV.91)

трг

<sNU(M

81+М

Ш119

) ф

2-3,142-3-10-

-850-2,1-0,245х

Х900(1,82)

-0,65+(2,34-0,35) =47 Н.

По

формуле

(IV.93)

для первой ступени: /и, = 1,82, /й

= 3,31

^—2 (3,31-1)+4 1*ы-1 -

(т

+1)

lnm, —(и*,—1)

(3,31

+•

1)1п 1,82— (3,31 — 1)

-°>

. — 1)— 2lnm

(3,31 — 1) — 2 In 1,82

(«

i + l)lnm, —

(/га

,—

1) ~ (3,31 + 1) In 1,82— (3,31 — 1) ~~

4>1;

«QHC8-3,03-lQ-*

~ (I - B)n(D\

-d*

) ~

1-3,14(0,062

—0,016

)

аналогично для второй ступени из штанг 19 мм получаем: тг=2,34; Л=3,14;

В = 2,69;

£/=0,22

м/с. Сила трения для каждой из ступеней и всей колонны

Ртрщ =

2n\

h(—nNsA—UB)

2-3,14-3-10-

-850-581(—3.14-0.245X

Х2.1-5—0,21-4,1)=—80,4

Н,

Рт

Рг

п=2-3,14-3-10-«-850.329(—3,14-0,245-2,1-3,14—0,22-2,69)=—28,5

Н,

Рт

г=Рт

п+Ртр

гп=—(80,4+28,5)=—109 Н

(знак

минус свидетельствует о том, что при

ходе

вниз сила гидродинамиче-

ского трения штанг направлена вверх).

Результат по формуле

(IV.93)

получился почти в й раза больше, чем

по

формуле (IV.91), поскольку в первой формуле учтена средняя скорость

потока жидкости в

трубах.

Сила трения плунжера о стенки цилиндра Pip

д и гидравлическое со-

противление в нагнетательном клапане были рассчитаны ранее и составляют

соответственно Р

пл

=500 Н, Р

кл

н=57

Н.

Таким

образом, для условии данного примера оказалось, что силы ме-

ханического трения существенно больше, чем силы гидравлических сопротив-

лений.

Это объясняется тем, что откачиваемая жидкость имеет низкую вяз-

кость.

Кроме того, силы сопротивлений невелики по сравнению, например, со

статическими нагрузками (наибольшая из них не превышает 4% от суммы

весов штанг и жидкости), поэтому при расчете экстремальных нагрузок

для условий данного примера силы сопротивлений можно не учитывать.

18. Рассчитаем напряжение в штангах по формулам, приведенный на

стр.

155—156:

194

mln _

6,8-10»

•mm

= I""2,8-10-

»•

= -2~<'max-

mln) =~015-24)= 45,5 МПа,

«m

=-2-('

max

»„,,„)=

4~(П5 + 24) = 69,5 МПа.

Приведенное напряжение в точке подвеса штанг составляет соответст-

венно:

по

формуле И. А. Одинга (IV. 112)

ПР

од

К»"^ =

VlT545",5

= 72 МПа;

по

формуле М. П. Марковца (IV. 113)

Опр м=СТа4-0,2а

=45,5-|-0,2-69,5=59,0 МПа;

0п

од/<Тпр м=72,0/59,0= 1,22,

что совпадает с результатом, приведенным в работе [10]. Для штанг из ста-

ли 40 нормализованных предельно допускаемое приведенное напряжение со-

ставляет 70 МПа (по Одингу). Следовательно, для этих штанг условие обес-

печения

усталостной прочности не выполняется, так как

[ог

пр

]=70 МПа<0

пР

од=72 МПа.

Следовательно, можно либо подобрать штанговую колонну из штанг

той же марки, но большего диаметра, например,

19x22

мм, или сохранить

конструкцию колонны, но выбрать штаги с более высокой усталостной проч-

ностью, например, из стали 20 НМ, нормализованные с [сг

р]=90 МПа по

И.

А. Одингу, [а

р]=74 МПа по М. П. Марковцу. В нашем расчете вос-

пользуемся вторым вариантом.

19. Крутящий момент на кривошипном валу редуктора определим по

формуле (IV.154):

(М„

)тах

= 300s+0,236s(P

ax—Pmin) = 300-2,1+0,236-2,1

(32,1—6,8)

13 200 Н-м.

20. Выберем станок-качалку. Предыдущими расчетами было установлено,

что для условий примера

Ртах = 32,1 кН;

(Af

)max

13200

Н-м; s=2,l м; п=14,7 кач/мин.

Сравнивая

расчетные данные с паспортными характеристиками станков-

качалок (табл.

IV.15),

находим, что этим условиям удовлетворяет станок-

качалка СК4-2.1-1600, который и выбираем окончательно.

21.

Рассчитываем энергетические показатели работы штанговой насосной

установки.

Полезная

мощность

QHC

3,03-10-*

'полезн

=r=V

(Лык-Лр) = j (7,94 — 2,56) -10' = 1630 Вт.

Коэффициент

потери мощности на утечки

•V -

qyrV-B)

0,24-10-*

°'

+ 2Q

H с

2-3.03-10-*

195

Потери

мощности в клапанных

узлах

),05) 10» =24 Вт.

Мощность,

расходуемая на преодоление механического /

тр

„ех и гидро-

динамического /

трг

трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре

*тр пл>

/трмех = 2Сшт«Мх(Р'

шт

+ Я

) =

2-0,25-2,1-0,245-0,087-

(16,3 + 6,1)Х

ХЮ

= 500 Вт.

/тр г=

«'WVJKPJA,

[М

шт

„е, +

]

= ^- />

тр r

3,14-2,1-0,245

^—

47 = 38 Вт.

/трпл = 2P

TpnJl

sN=

2-500-2,1

-0,245

= 510 Вт.

Затраты мощности в подземной части установки

/ мталезн , . . .

'п

ч — - Т 'кл + 'тр мех Т 'тр г + 'тр пл =

1630

=•

0 96

+ 24 + 5 00 + 38 + 510 =

2770

Вт.

К.

п. д. подземной части установки

Пп

ч = /полез//пч=

1630/2770

= 0,59.

т)п ,=0,85—2,1 -Ю-

(sn)

=0,85—2,1

-10-

(2,1

-14,7)

=0,65.

Значения

к. п. д. подземной части по этим формулам получились до-

статочно близкие.

Согласно рекомендациям работы [7], принимаем: ti

=0,77, т|

н=0,80,

тогда

общий к. п. д. установки

т]шву=11п чТ|

дТ)си=0,59

0,77-0,80=0,36.

Полная

мощность, затрачиваемая на подъем жидкоети,

, 'полезн 1630 _ ,.

/ = ~г =«-ОА=4500 Вт = 45 кВт.

Определим полную потребляемую мощность также по методике

Б.

М. Плюща и В. О. Саркисяна:

Ki=6,0 для станка-качалки с грузоподъемностью 4 т,

Ч*вд

+ 0,28 П +

3,6-10-

-щ

Г ? 2 1 -0

245»

1,26-10-»

Л/

0,54'+

0,28 Г 1+3,6-10-*

, j =

1,4-10-»;

, --(

л.£в

'полн

— о,97 \

"+•

9,8

"0~97"V

g—

0,245

= 6100 Вт = 6,1 кВт.

Расхождение результатов расчета полной мощности по разным методи-

кам

составило около 15% от их среднеарифметической величины, что при-

196

емлемо

для

практических расчетов. Для расчета принимаем /

олн=6,1

кВт.

По

табл. IV. 16 выбираем электродвигатель АОП-52-4

номинальной мощ-

ностью

7,0

кВт.

Удельный расход энергии

на

подъем жидкости

Аюлн(1-Д)

6100

дж=

ОнсРж

3,03-10-850

=2.4-10* Дж/кг,

2,4-10*

А'уяж

=3,6-10'

кВт

/т.

6,6

—=°6,6 кВт-ч/т.

Суточный расход энергии

Й7

сут

=24-10-

оля=24-10-

-6100=146 кВт-ч.

22. Определим эксплуатационные показатели

межремонтный период

работы штанговой насосной установки

по

методикам, приведенным

на

стр.

171-174.

Предварительно определим вероятную частоту подземных ремонтов, свя-

занных

ликвидацией аварий

со

штанговой колонной:

по

формуле

А. С.

Вирновского

(IV.175)

при

£=0,75

с'

=0,533

по

формуле (IV. 178)

Аи \3.27*

0,I3/

d^) \-w)

/0,

(0T

/0,038\3.27-0,75+0,13/ 900 \2-0.75+1

°'

533

(0T0I9J

(lO^J

=2,5 рем/год,

при

k =

1 Y

4,1 рем/год;

по

формуле (IV. 178)

(О.О122)

"-и".5,"

0.0122'.«-'-0,39.590'.«

[«„,]-«п.,

740-590

Результаты расчета

по

обеим формулам получились близкие, однако

абсолютное значение

оказывается больше,

чем

определяемое

по

факти-

ческим данным

для

основных нефтяных месторождений. Поэтому формулами

(IV.

175)—(IV.

178)

следует

пользоваться, когда необходимо сравнить между

собой значения

у для

разных режимов эксплуатации одной

и той же

сква-

жины

или

сходных

по

эксплуатационным условиям скважин, имея

виду,

что абсолютные значения вероятной частоты обрывов штанг

могут

иметь

достаточно большую погрешность.

Задаваясь числом ПРС,

не

зависяших

от

типоразмера оборудования

режима

его

работы,

определяем вероятное общее число ПРС

течение

года.

Для расчетов принимаем Y=2,5 рем/год,

т)

р=

рем/год:

JVpe

=Y + «np = 2,5+l=3,5 рем/год.

Задаемся величинами

p 2

, t

ovr

, для

которых обычно известны

фактические значения

для

каждого месторождения.

Время затрачиваемое

на

ПРС,

ч:

по

ликвидации обрыва штанг

прочих подземных ремонтов

рг

время ожидания ПРС,

^ 36

Время оргпростоев

^г, ч 40

Стоимость

кВт электроэнергии С

, руб/(кВт-ч)

0,006

Плата

за

установленную мощность С

уст

, руб/(кВт-г)

. . . 17,9

Коэффициент

учитывающий расходы

иа

содержание линий

электропередач

лэп

1,2

Стоимость одного подземного ремонта Сре

руб 600

197

Определим затраты времени

на

подземный ремонт

рвы

межремонтный

период работы установки Г

рп, коэффициент эксплуатации

Кг и

суммарный

годовой отбор нефти

из

скважины

ем=

,f +

olK

pz4

15-2,5

20,1

36-3,5

183,5

ч,

„.

к — Т

реы

8760—183,5

хфп=

ЛГрем-2

3,5-24

=102 С

—

(7"рем

<орг)

8760

— (183,5

40)

К=

= \

0,974,

0,Зб5д

жпл

(1—Б)/С

ндег

0,365-26,2-1-850-0,974

7920

т.

Условные затраты

на

подъем нефти

из

скважины определяем

следую-

щем порядке.

1. Стоимость станка-качалки СК4-2,1-1600 (как

стоимость станка-ка-

чалки 5СК4-2.1-1600) составляет (см. табл.

IV.19)

ск

2200

руб.

2. Стоимость колонны НКТ

из

труб

диаметром

мм

С„кт

W-H7OT

318-900

7^- =

2720

руб.

(см.

табл. IV.20).

3. Стоимость штанг

из

легированной стали

[сг

р]=90 МПа

шт

=-д-

(а

ШТ1

+а

шт2

)

-^-(4,5-581

5,4-319)=540 руб.

(см.

табл. IV.21).

4. Капитальные затраты

на

оборудование скважины штанговой насос-

ной

установкой

2кап

Крез(Сс„+Снкт+Сшт

+ С

о)+С

онт + Сдоп)

1,1(2200

+ 2720+540

+400)+0,23-2200=6950

руб.

(принято,

что

/Срез=1,1;

=400 руб.;

ДО

п=0).

5. Энергетические затраты

на

потребляемую мощность

2эн

потр

СпА'

уд

н2<2г

6-10-

-6,6-7920=314 руб.;

плата

за

установленную мощность

ЭН

уст=*лэпС

стЛГуст=1,2-17,9-7,0=150

руб.

Общие затраты

на

электроэнергию

п=2

эн

noT

уст=314+150=464 руб/год.

6. Расходы

на

подземный ремонт скважин

2прс=СремЛ^

рем

=600-3,5=2100

руб.

7. Амортизация оборудования рассчитывается

по

формуле

(IV.189)

2ам

(ЛскСск+^аитСнкт+.ЛштСшт+Лу оСу о+С

вЛ^са+ЛдопСдоп)Лкр

[0,12-2200+0Д0•

2720

0,20•

5404-0,12•

400+74•

1,5]1,

1=880 руб.

При

расчете принято

н=1,5,

Кк

р=1,1,

что соответствует средним усло-

виям

эксплуатации.

8. Себестоимость подъема нефти

(по

IV. 190)

С=

+Za

+Znpc)/2Qr=

(464+2100+880)/7920=0,43 руб/т.

9. Удельные капитальные затраты

по

(IV.191)

/(уд=.г

ап/2<Э

од=6950/7920=0,88 руб/т.

10. Условные приведенные затраты

по

(IV.192)

р=£„Л:уд4-С=0,17 -0,88+0,43=0,58 руб/т.

198

ПЕРИОДИЧЕСКАЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ

СКВАЖИН

Значительная часть фонда насосных скважин относится к малодебитньш

(до 5 м

/сут). Срок работы насосного оборудования и рентабельность воз-

растают при переводе таких скважин на периодическую эксплуатацию. Целе-

сообразна также периодическая откачка в скважинах с высоким, но медленно

восстанавливающимся уровнем, с тем чтобы пуски и остановки их были не

слишком

частыми (5—6 в сутки). Наиболее благоприятны для периодиче-

ской

откачки условия в скважинах с зумпфом достаточной глубины и с боль-

шим

диаметром обсадных

труб.

Обводненность продукции и зынос песка

из

пласта не относятся к ограничивающим факторам, если перевод на перио-

дическую эксплуатацию не сопровождается увеличением содержания в про-

дукции воды и песка.

При

периодической откачке производительность скважины, как правило,

оказывается меньше, чем при непрерывной эксплуатации (рис.

IV.9).

Если

время накопления жидкости было /

ак, то приток в разные моменты времени

U U постепенно уменьшается от <?i до q

вследствие возрастания

противодавления. Следовательно, общий приток жидкости за время /

нак

опре-

деляется площадью

АВДЕ,

а при непрерывной откачке — площадью АСД^.

Потери

в дебите

соответствуют

площади ВСД. Эти потери

могут

быть со-

кращены

за счет уменьшения времени накопления /

ак, но при этом возрас-

тают

расходы на электроэнергию, увеличиваются износ оборудования, число

ремонтов. Поэтому выбор продолжительности накопления

BeiK

и откачки

/от — задача технико-экономическая.

Один из важнейших параметров, определяющих технико-экономические

показатели и эффективность перевода скважины с непрерывной откачки на

периодическую, — относитель-

ное

ф и абсолютное AQ сни-

жение дебита:

<P=Qnep/Q

где Qnep и <2нп — производи-

тельность скважины соответ

ственно при периодической и

непрерывной

эксплуатации;

Статиче

Эффективность

перевода

на

периодическую работу обу-

словлена также частотой и

стоимостью ремонтов,

расхода-

ми

на обслуживание скважин

электроэнергию до и после

перевода. Параметры периоди-

ческой работы скважин долж-

ны

быть выбраны таким обра-

зом,

чтобы себестоимость неф-

ти не превышала этот пока-

затель при непрерывной откач-

ке.

Минимально допустимый

коэффициент

снижения дебита

фдоп

будет,

когда себестои-

мость нефти при обеих видах

откачки одинакова.

При

наличии зумпфа до-

статочного объема до запол-

нения

его приток нефти из

пласта такой же, как и при

непрерывной

откачке. Продол-

жительность накопления жид-

кости определяется объемом

Забой

Рис.

IV.9. Восстановление уровня при не-

линейном

(/) и линейном (2) притоке:

— положение динамического уровня при за-

пуске насоса после накопления жидкости

199

зумпфа и скоростью притока нефти при отсутствии противодавления на

пласт.

Периодическая откачка жидкости без потерь в добыче цефти может

быть осуществлена также при режиме растворенного газа в пласте. Это

объясняется тем, что в период накопления жидкости происходит сжатие и

растворение окклюдированного газа в нефти и заполнение этого объема

призабойной

зоны пласта жидкостью'. После пуска насоса давление умень-

шается и в скважину поступает дополнительное количество нефти за

счет

расширения

свободного и выделяющегося из раствора газа. В зависимости от

свойств пластовой системы объем откачиваемой нефти при этом может

существенно превышать количество ее, накопившееся в скважине за время

/нал.

Следует

отметить, что объем откачиваемой жидкости после остановки

скважины на накопление превышает объем накопившегося столба нефти за

счет

притока из пласта при работе насоса. Но при режиме растворенного

газа этот приток оказывается наибольшим. При прочих равных условиях

наибольшие потери в добыче нефти (площадь FCD см. рис. IV.9) наблюда-

ется при переводе на периодическую эксплуатацию скважин с притоком

них нефти по линейному закону.

Следовательно, продолжительность накопления при заданных значениях

коэффициента

потерь <р необходимо согласовывать с режимом работы пласта

с закономерностями притока жидкости в скважину после ее остановки.

При

этом

следует

учитывать возможные значительные отличия индикаторных

диаграмм притока, рассчитываемых по кривым восстановления уровня, и по

результатам

исследования скважин на приток на установившихся режимах.

Индикаторными

диаграммами, полученными по данным стационарной экс-

плуатации, можно пользоваться для установления периодов накопления лишь

тогда,

когда есть уверенность, что от перераспределения давления в пласте

процессе подъема уровня существенно не зависят приток и насыщенность

пласта нефтью, водой и газом. При режиме растворенного газа для

уста-

новления

продолжительности накопления (в ч.) жидкости целесообразно

пользоваться формулой М. Н. Писарика

*„а,<

2,8-^--

*»"/',

(IV. 199)

где V— объем 1 м кольцевого пространства скважины, л;

Q—-дебит

сква-

жины

при непрерывной откачке,

м'/сут;

Рия, Ро — давление пластовое и

у приема насоса в конце периода откачки, МПа; R

, r

— радиусы контура

питания

и скважины.

При

притоке по квадратичному закону

q*=kh,

(IV.200)

где Л —понижение уровня; k — коэффициент, определяемый величиной при-

тока ?1 и соответствующим понижением уровня At.

Продолжительность периода накопления (в ч) рекомендуется определять

по

формуле А. С. Вирновского и О. С. Татейшвили

*нак

= 4Р

^-(1-¥).

(IV.201)

где F

— площадь кольцевого сечения, м

; Н — расстояние от статического

уровня до приема насоса, м; <7i — дебит скважины при непрерывной откач-

ке,

/ч.

При

притоке по линейному закону рекомендуется формула тех же авторов

(

(IV

202)

где К— удельный коэффициент продуктивности, м'/(м-ч).

Наблюдения

М. Н.

Писарика.

200