Розрахунок забійного тиску в свердловині - студопедія

Забійні тиск в нафтовій артезіанської свердловини

де Ру - надлишковий тиск на гирлі свердловини; rж - щільність рідини в стовбурі свердловини.

Забійні тиск в нафтовій фонтанної свердловині

де rж (H) - середньозважена щільність газорідинної суміші в свердловині.

Забійні тиск в нафтовій простоюють свердловин

де hст - статичний рівень рідини в свердловині (визначається методом ехолотірованія).

Забійні тиск в нафтовій свердловині з механізованими способами видобутку

де Hдин - динамічний рівень рідини в свердловині (визначається методом ехолотірованія).

Тиск на вибої простоюють газової свердловини

де z - коефіцієнт сверхсжімаемості газу; Т - середня температура в свердловині; rг - середньозважена щільність газу в стовбурі свердловини.

Тиск на вибої газової свердловини при її експлуатації

де; ; R - газова постійна; l - коефіцієнт гідравлічного опору; d - внутрішній діаметр фонтанних труб.

Наближений розрахунок забійного тиску в свердловині зазвичай проводиться шляхом перерахунку висоти стовпа динамічного (статичного) рівня рідини (Ндін) на тиск. Для цього доцільно прийняти наступну схему (див. Рис. 6.2.1), при якій стовбур свердловини ділиться на три ділянки: 1 - від гирла до динамічного (статичного) рівня рідини; 2 - від динамічного (статичного) рівня рідини до глибини спуску НКТ або насоса; 3 - від насоса до забою свердловини.

Мал. 7.4.1. - Схема стовбура свердловини

На першій ділянці знаходиться вільний газ, тому тиск стовпа газу (Р1) у рівня рідини можна визначити за формулою

де Рзатр - тиск газу в затрубному просторі; S - показник ступеня

У формулі (7.3.8) прийняті наступні позначення: - відносна (по повітрю) щільність попутного газу; Zcp - коефіцієнт стисливості газу при середньому тиску; ТСР - середня температура газу, К; Ндін - динамічний (статичний) рівень рідини.

На другій ділянці при тривалій експлуатації свердловини знаходиться чиста нафта. Тому тиск у черевика НКТ або у прийому насоса розраховують за формулою

де - середня щільність нафти на ділянці 2. Величину можна наближено визначити, як

rн.пл і rн.дег - відповідно щільності пластової і дегазованої нафти.

На третьому ділянці при відсутності в працюючій свердловині «хвостовика» знаходиться вода. Тому вся нафта, яка надходить в свердловину з пласта барбатіруется через цей шар води. Тиск стовпа рідини третьої ділянки наближено оцінюється як

де rж - щільність рідини на третій ділянці. Величина rж розраховується за правилом адитивності

де b - обводненість продукції свердловини, частки од. При високих значеннях обводнення продукції замість величини rж можна використовувати щільність води.

Таким чином, сумарна величина забійного тиску свердловини визначиться як сума тисків всіх інтервалів стовбура свердловини