Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 75
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3. (15)
Для вышеперечисленных мероприятий рассчитаем давление на выкиде насоса по формуле
Рн = Рзаб – Рж + Ртр, (16)
где Рзаб - максимальное забойное давление при продавки раствора, МПа;
Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости (в данном случае давление столба нефти плотностью 860 кг/м3), МПа;
Ртр - потери давления на трение, МПа.
Максимальное забойное давление рассчитывается по формуле
Рзаб = Рпл + q·10-3·86400/Кпр = 27,6+8,2·10-3·86400/27=53,8 МПа, (17)
где Рпл - пластовое давление, МПа;
q - расход жидкости, q = 8,2 л/с;
Кпр - коэффициент продуктивности, Кпр = 27 т/сут·МПа.
Гидростатическое давление столба нефти рассчитывается по формуле
Рж = ρ·g·Н = 860·9,81·2700=22,8 МПа, (18)
где ρ – плотность нефти, ρ = 860 кг/м3;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
Н – глубина скважины, м.
Находим потери давления на трение по формуле
Ртр = λ·V2·Н·ρ/2·d , (19)
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
V – скорость движения жидкости по трубам, м/с;
d – внутренний диаметр НКТ, м.
Скорость движения «Нефрас» рассчитывается по формуле
V = q·10-3/(0,785·d2) = 8,2·10-3/(0,785·0,572) = 4,2 м/с. (20)
Коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле
λ = 0,3164/Re0,25, (21)
где Re - число Рейнольдса, которое рассчитывается по формуле
Re = V·d·ρ/μ = 4,2·0,57·860/2,68·10-3 = 67388, (22)
где μ - динамическая вязкость продавочной жидкости, μ = 2,68 мПа·с.
Найденное число Рейнольдса подставляем в формулу (3.21)
λ = 0,3164/673880,25 =0,02.
Тогда получим, что
Ртр = 0,02·4,22·2700·860/(2·0,57) = 0,72 МПа.
Определив все значения, входящие в формулы, находим необходимое давление на выкиде насоса по формуле (3.16)
Рн = 53,8 - 22,8+ 0,72 = 31,7 МПа.
Продолжительность нагнетания и продавки в пласт растворителя рассчитывается по формуле
τ = (Vобщий + Vнефти) ·103/(q·3600) = (3,77+5,73) ·103/8,2·3600=0,40 час., (23)
где Vобщий – общий объем растворителя, м3;
Vнефти – объем нефти для вытеснения растворителя в пласт, м.
Расчет потерь напора в насосно-компрессорных трубах
Определим потери напора в НКТ скважины № 1.
Потери напора в НКТ определяются по формуле
hпот
= hтр + hм.с., (24)
где hтр – потери напора на трение, м;
hм.с. – потери напора на местные сопротивления, м.
Потери напора на трение рассчитываем по формуле
hтр = λ·Lнкт·V2/2·d·g = 0,02·1800·4,22/2·0,57·9,81= 647 м, (25)
где Lнкт - длина труб НКТ, Lнкт = 1800 м.
Определим потери напора на местные сопротивления по формуле
hм.с. = ξ ·V2/(2·g) = 0,65·4,22/(2·9,81) = 0,58 м, (26)
где ξ – коэффициент местного сопротивления, ξ = 0,65.
Подставляя найденные значения в формулу (3.24) определим потери напора в насосно-компрессорных трубах
hпот = 647 + 0,58 =647,58 м.
Расчет НКТ на прочность
Произведем расчет насосно-компрессорных труб на прочность.
Колонна НКТ составлена из гладких труб НКТ 60×5,0.
Расчет НКТ на разрыв в опасном сечении производится по следующей формуле
G=0,785· (d12 – d22) ·Gтек=0,785· (0,05742 – 0,05032) ·372 = 0,223 МПа, (27)
где d1 – наружный диаметр НКТ по впадине нарезки, d1 = 0,0574 м;
d2 – внутренний диаметр НКТ, d2 = 0,57 м;
Gтек – предел текучести материала труб, Gтек = 372 МПа.
Расчет на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении следующим образом
Рстр = π·Dср·δ·Gтек /(1+Dср·ctg(α+φ)) =
= 3,14·0,05758·0,00358·372/(1+0,05758·ctg(60º+18º)) = 0,036 МПа, (28)
где Dср – средний диаметр трубы в основной плоскости резьбы (по первой полной нитке), Dср = 0,05758 м.
δ – толщина стенки во впадине первой полной нитке, δ = 0,00358 м;
α – угол между гранью нарезки и осью трубы, α = 60º;
φ – угол трения, φ = 18º.
Расчет колонны НКТ на внутреннее давление по следующей формуле
Рдоп = 2·δ·Gтек/(D·а) = 2·0,00358·372/(0,15·2) = 8,878 МПа, (29)
где а – коэффициент запаса прочности, а=2.
Для задавливания растворителя в пласт закачивают нефть (нагрузку Vпрод.) в объём выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола сква-жины от подошвы НКТ до кровли пласта
Vпрод = V1 = 5,840 м3. (30)
Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Время выдержки составляет 24 часа.
После обработки растворителем «Нефрас» с целью растворения АСПО с поверхности пород продуктивного пласта проведём обработку солянокислотным раствором для разрушения твердых частиц механических примесей и расширения пор коллектора.
Расчет соляной кислоты
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 10%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала обработки, тогда общий объем соляной кислоты составит
Vобщий=Qкислоты·h=1,2·5,2=6,24м3. (31)
Количество необходимых для приготовления солянокислотного раствора концентрированной 27,5% кислоты и воды можно определить по таблице 1.
1 Расчет количества химикатов и воды
По таблице 1 на приготовление 10 м3 10% солянокислотного раствора требуется 3890 кг 27,5% HCl и 6,6 м3 воды, а на 8,77 м3 10% солянокислотного раствора необходимо концентрированной HCl.
Wк = Мр-ра·Vобщий/10 = 3890 *6,24/10 = 24,27 кг, (32)
и воды
V = Мводы·Vобщий/10 = 6,6*6,24/10 =4,12 м3 . (33)
Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10% солянокислотного раствора может быть также найдено по формуле
Wк=A·x·Vобщий· (Б-z)/Б·z· (A-x), (34)
где А и Б – числовые коэффициенты (таблица 3.2)
Vобщий – объем солянокислотного раствора.
Таблица 3.2 – Количество кислоты и воды для приготовления соляно-кислотного раствора
Примечание. В числителе указано количество концентрированной кислоты, кг, а в знаменателе – количество воды.
Таблица 3.3 – Значения коэффициентов А и Б
Примечание. X – концентрация соляно кислотного раствора, %
Z – концентрация товарной кислоты, %.
Следовательно, по формуле (34)
Wк=214*10*6,24* (226-27,5)/(226*27,5* (214-10))=2,09 м3.
Принимаем Wк=2,0 м3.
В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент – катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора. Данный ингибитор является химическим веществом, имеющий хорошую замедляющую скорость коррозии. Поэтому ингибирование растворов кислот на Северо-Губкинском месторождении проводят катионом А.
Против выпадения из соляно-кислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве
Qу.к=b·Vобщий/с = 1,5*6,24/80 = 0,12 м3, (35)
где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора (b=f+0,8; f – содержание в соляной кислоте солей железа, примем 0,7%, тогда b=1,5%);
Vобщий – объем солянокислотного раствора;
с – концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).
В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий.
Qх.б=21,3·Vобщий· (a·x/z-0,02) =21,3*6,24* (0,6*10/27,5-0,02)=26,3 кг, (36)
где Vобщий – объем солянокислотного раствора;
а – содержание SO3 в товарной соляной кислоте;
x – концентрация солянокислотного раствора;
z – концентрация товарной кислоты.
При плотности хлористого бария 4000 кг/м3.
В качестве интесификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1 – 1,5% объема соляно-кислотного раствора (принимаем 1%)
QДС=Vобщий·Vскр=6,24*0,01= 0,0624 м3. (3.37)
Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора
V = Vобщий-Wк-ΣQ = 6,24-2-0,19 = 4,05 м3, (38)
где Vобщий – объем солянокислотного раствора;
Wк – объем концентрированной товарной соляной кислоты (Wк=2 м3);
ΣQ – суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС)
ΣQ=0,12+0,009+0,0624=0,19 м3.
2 Расчет изоляции зумпфа
Для изоляции зумпфа при обработки снизу вверх применяем раствор хлористого бария (бланкет) относительной плотностью 1,2.
Объем одного метра ствола скважины внутренним диаметром 0,15 м составляет
Vскв = 0,785·Dвн2 = 0,785 ·0,152 = 0,018 м3, (39)
а объем 9,5 м зумпфа будет
Vз = Vскв·9,5 = 0,018*9,5 = 0,17 м3 . (40)
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м3 воды. Для изоляции всего зумпфа надо взять
CaCl2 = 540*0,17=92 кг
и воды
Н2О = 0,66*0,17=0,11 м3.
После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации HCl >10% определяется по формуле
qв=(ρ2-ρ) ·Vобщий/(ρ-1), (41)
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl <10 %, по формуле
qк=(ρ-ρ1) ·Vобщий/(ρ3-ρ), (42)
где qв и qк – объемы добавленной воды и концентрированной кислоты, м3;
Vобщий – объем солянокислотного раствора 10 % концентрации;
ρ – плотность раствора заданной концентрации;
ρ1 и ρ2 – плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации;
ρ3 – плотность концентрированной соляной кислоты.
До закачки соляной кислоты в скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м от насосного агрегата (формула 3.43), промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 2734,69 м (формула 3.44) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (формула 3.45), всего Vнефти=5,73 м3. После этого устье скважины герметизируют, и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 5,73 м3 нефти.
Vвык.линии = π·d2/(4·Lвык.линии) = 0,00198·100 = 0,2 м3, (43)
Vпром.труб = π·d2/(4·Lпром.труб) = 0,00198·2734,69 = 5,4 м3, (44)
Vнижн.часть скв = π·d2/(4·h) = 0,018·3,2 = 0,13 м3, (45)
Vнефти = Vвык.линии + Vпром.труб + Vнижн.часть скв = 0,2+5,4+0,13 = 5,73 м3. (46)
3 Расчет давления на выкиде насоса
Определим давление на выкиде насоса при закачке жидкости в скважину № 1 месторождения.
Давление на выкиде насоса рассчитывается по формуле
Для вышеперечисленных мероприятий рассчитаем давление на выкиде насоса по формуле
Рн = Рзаб – Рж + Ртр, (16)
где Рзаб - максимальное забойное давление при продавки раствора, МПа;
Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости (в данном случае давление столба нефти плотностью 860 кг/м3), МПа;
Ртр - потери давления на трение, МПа.
Максимальное забойное давление рассчитывается по формуле
Рзаб = Рпл + q·10-3·86400/Кпр = 27,6+8,2·10-3·86400/27=53,8 МПа, (17)
где Рпл - пластовое давление, МПа;
q - расход жидкости, q = 8,2 л/с;
Кпр - коэффициент продуктивности, Кпр = 27 т/сут·МПа.
Гидростатическое давление столба нефти рассчитывается по формуле
Рж = ρ·g·Н = 860·9,81·2700=22,8 МПа, (18)
где ρ – плотность нефти, ρ = 860 кг/м3;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
Н – глубина скважины, м.
Находим потери давления на трение по формуле
Ртр = λ·V2·Н·ρ/2·d , (19)
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
V – скорость движения жидкости по трубам, м/с;
d – внутренний диаметр НКТ, м.
Скорость движения «Нефрас» рассчитывается по формуле
V = q·10-3/(0,785·d2) = 8,2·10-3/(0,785·0,572) = 4,2 м/с. (20)
Коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле
λ = 0,3164/Re0,25, (21)
где Re - число Рейнольдса, которое рассчитывается по формуле
Re = V·d·ρ/μ = 4,2·0,57·860/2,68·10-3 = 67388, (22)
где μ - динамическая вязкость продавочной жидкости, μ = 2,68 мПа·с.
Найденное число Рейнольдса подставляем в формулу (3.21)
λ = 0,3164/673880,25 =0,02.
Тогда получим, что
Ртр = 0,02·4,22·2700·860/(2·0,57) = 0,72 МПа.
Определив все значения, входящие в формулы, находим необходимое давление на выкиде насоса по формуле (3.16)
Рн = 53,8 - 22,8+ 0,72 = 31,7 МПа.
Продолжительность нагнетания и продавки в пласт растворителя рассчитывается по формуле
τ = (Vобщий + Vнефти) ·103/(q·3600) = (3,77+5,73) ·103/8,2·3600=0,40 час., (23)
где Vобщий – общий объем растворителя, м3;
Vнефти – объем нефти для вытеснения растворителя в пласт, м.
Расчет потерь напора в насосно-компрессорных трубах
Определим потери напора в НКТ скважины № 1.
Потери напора в НКТ определяются по формуле
hпот
= hтр + hм.с., (24)
где hтр – потери напора на трение, м;
hм.с. – потери напора на местные сопротивления, м.
Потери напора на трение рассчитываем по формуле
hтр = λ·Lнкт·V2/2·d·g = 0,02·1800·4,22/2·0,57·9,81= 647 м, (25)
где Lнкт - длина труб НКТ, Lнкт = 1800 м.
Определим потери напора на местные сопротивления по формуле
hм.с. = ξ ·V2/(2·g) = 0,65·4,22/(2·9,81) = 0,58 м, (26)
где ξ – коэффициент местного сопротивления, ξ = 0,65.
Подставляя найденные значения в формулу (3.24) определим потери напора в насосно-компрессорных трубах
hпот = 647 + 0,58 =647,58 м.
Расчет НКТ на прочность
Произведем расчет насосно-компрессорных труб на прочность.
Колонна НКТ составлена из гладких труб НКТ 60×5,0.
Расчет НКТ на разрыв в опасном сечении производится по следующей формуле
G=0,785· (d12 – d22) ·Gтек=0,785· (0,05742 – 0,05032) ·372 = 0,223 МПа, (27)
где d1 – наружный диаметр НКТ по впадине нарезки, d1 = 0,0574 м;
d2 – внутренний диаметр НКТ, d2 = 0,57 м;
Gтек – предел текучести материала труб, Gтек = 372 МПа.
Расчет на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении следующим образом
Рстр = π·Dср·δ·Gтек /(1+Dср·ctg(α+φ)) =
= 3,14·0,05758·0,00358·372/(1+0,05758·ctg(60º+18º)) = 0,036 МПа, (28)
где Dср – средний диаметр трубы в основной плоскости резьбы (по первой полной нитке), Dср = 0,05758 м.
δ – толщина стенки во впадине первой полной нитке, δ = 0,00358 м;
α – угол между гранью нарезки и осью трубы, α = 60º;
φ – угол трения, φ = 18º.
Расчет колонны НКТ на внутреннее давление по следующей формуле
Рдоп = 2·δ·Gтек/(D·а) = 2·0,00358·372/(0,15·2) = 8,878 МПа, (29)
где а – коэффициент запаса прочности, а=2.
Для задавливания растворителя в пласт закачивают нефть (нагрузку Vпрод.) в объём выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола сква-жины от подошвы НКТ до кровли пласта
Vпрод = V1 = 5,840 м3. (30)
Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Время выдержки составляет 24 часа.
После обработки растворителем «Нефрас» с целью растворения АСПО с поверхности пород продуктивного пласта проведём обработку солянокислотным раствором для разрушения твердых частиц механических примесей и расширения пор коллектора.
Расчет соляной кислоты
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 10%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала обработки, тогда общий объем соляной кислоты составит
Vобщий=Qкислоты·h=1,2·5,2=6,24м3. (31)
Количество необходимых для приготовления солянокислотного раствора концентрированной 27,5% кислоты и воды можно определить по таблице 1.
1 Расчет количества химикатов и воды
По таблице 1 на приготовление 10 м3 10% солянокислотного раствора требуется 3890 кг 27,5% HCl и 6,6 м3 воды, а на 8,77 м3 10% солянокислотного раствора необходимо концентрированной HCl.
Wк = Мр-ра·Vобщий/10 = 3890 *6,24/10 = 24,27 кг, (32)
и воды
V = Мводы·Vобщий/10 = 6,6*6,24/10 =4,12 м3 . (33)
Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10% солянокислотного раствора может быть также найдено по формуле
Wк=A·x·Vобщий· (Б-z)/Б·z· (A-x), (34)
где А и Б – числовые коэффициенты (таблица 3.2)
Vобщий – объем солянокислотного раствора.
Таблица 3.2 – Количество кислоты и воды для приготовления соляно-кислотного раствора
| Объем разведенной кислоты, м3 | Концентрация разведенной кислоты, % | |||
| 8 | 10 | 12 | 14 | |
| 6 | 1840/4,38 | 2330/3,96 | 2830/3,52 | 3320/3,40 |
| 8 | 2460/5,84 | 3110/5,28 | 3770/4,68 | 4400/4,16 |
| 10 | 3080/7,30 | 3890/6,60 | 4720/5,87 | 5560/5,14 |
Примечание. В числителе указано количество концентрированной кислоты, кг, а в знаменателе – количество воды.
Таблица 3.3 – Значения коэффициентов А и Б
| z, x | Б, А | z, x | Б, А |
| 5,15-12,19 | 214,0 | 29,95-31,52 | 227,5 |
| 13,19-18,11 | 218,0 | 32,10-33,40 | 229,5 |
| 19,06-24,78 | 221,5 | 34,42-37,22 | 232,0 |
| 25,75-29,57 | 226,0 | – | – |
Примечание. X – концентрация соляно кислотного раствора, %
Z – концентрация товарной кислоты, %.
Следовательно, по формуле (34)
Wк=214*10*6,24* (226-27,5)/(226*27,5* (214-10))=2,09 м3.
Принимаем Wк=2,0 м3.
В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент – катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора. Данный ингибитор является химическим веществом, имеющий хорошую замедляющую скорость коррозии. Поэтому ингибирование растворов кислот на Северо-Губкинском месторождении проводят катионом А.
Против выпадения из соляно-кислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве
Qу.к=b·Vобщий/с = 1,5*6,24/80 = 0,12 м3, (35)
где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора (b=f+0,8; f – содержание в соляной кислоте солей железа, примем 0,7%, тогда b=1,5%);
Vобщий – объем солянокислотного раствора;
с – концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).
В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий.
Qх.б=21,3·Vобщий· (a·x/z-0,02) =21,3*6,24* (0,6*10/27,5-0,02)=26,3 кг, (36)
где Vобщий – объем солянокислотного раствора;
а – содержание SO3 в товарной соляной кислоте;
x – концентрация солянокислотного раствора;
z – концентрация товарной кислоты.
При плотности хлористого бария 4000 кг/м3.
В качестве интесификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1 – 1,5% объема соляно-кислотного раствора (принимаем 1%)
QДС=Vобщий·Vскр=6,24*0,01= 0,0624 м3. (3.37)
Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора
V = Vобщий-Wк-ΣQ = 6,24-2-0,19 = 4,05 м3, (38)
где Vобщий – объем солянокислотного раствора;
Wк – объем концентрированной товарной соляной кислоты (Wк=2 м3);
ΣQ – суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС)
ΣQ=0,12+0,009+0,0624=0,19 м3.
2 Расчет изоляции зумпфа
Для изоляции зумпфа при обработки снизу вверх применяем раствор хлористого бария (бланкет) относительной плотностью 1,2.
Объем одного метра ствола скважины внутренним диаметром 0,15 м составляет
Vскв = 0,785·Dвн2 = 0,785 ·0,152 = 0,018 м3, (39)
а объем 9,5 м зумпфа будет
Vз = Vскв·9,5 = 0,018*9,5 = 0,17 м3 . (40)
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м3 воды. Для изоляции всего зумпфа надо взять
CaCl2 = 540*0,17=92 кг
и воды
Н2О = 0,66*0,17=0,11 м3.
После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации HCl >10% определяется по формуле
qв=(ρ2-ρ) ·Vобщий/(ρ-1), (41)
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl <10 %, по формуле
qк=(ρ-ρ1) ·Vобщий/(ρ3-ρ), (42)
где qв и qк – объемы добавленной воды и концентрированной кислоты, м3;
Vобщий – объем солянокислотного раствора 10 % концентрации;
ρ – плотность раствора заданной концентрации;
ρ1 и ρ2 – плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации;
ρ3 – плотность концентрированной соляной кислоты.
До закачки соляной кислоты в скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м от насосного агрегата (формула 3.43), промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 2734,69 м (формула 3.44) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (формула 3.45), всего Vнефти=5,73 м3. После этого устье скважины герметизируют, и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 5,73 м3 нефти.
Vвык.линии = π·d2/(4·Lвык.линии) = 0,00198·100 = 0,2 м3, (43)
Vпром.труб = π·d2/(4·Lпром.труб) = 0,00198·2734,69 = 5,4 м3, (44)
Vнижн.часть скв = π·d2/(4·h) = 0,018·3,2 = 0,13 м3, (45)
Vнефти = Vвык.линии + Vпром.труб + Vнижн.часть скв = 0,2+5,4+0,13 = 5,73 м3. (46)
3 Расчет давления на выкиде насоса
Определим давление на выкиде насоса при закачке жидкости в скважину № 1 месторождения.
Давление на выкиде насоса рассчитывается по формуле