Капитальный ремонт скважин. Ч.1. Зозуля Г.П - 13 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТюмГНГУ | Тюмень

Составители: 

Рубрика: 

13
Таблица 4 - Расчет плотности и выбор компонентного состава
жидкости глушения при производстве
ремонтных работ
№
п/п
Данные по скважине №1905
на Западно-Талинском месторождении.
Показатели,
ед. изм.
1.
• радиус скважины по долоту
r
с
= 0,0951 м
2.
• диаметр эксплуатационной колонны
d
э
= 0,146 м
3.
• отметка искусственного забоя по стволу
скважины
h
из
= 3228 м
4.
• средний угол наклона (от вертикали) по
стволу скважины
α
= 35 град
5.
• отметка спуска насосно-компрессорных труб
(НКТ) или насоса
h
тр
= 3210 м
6.
• диаметр НКТ
d
тр
= 0,102 м
• средняя проницаемость пласта
k = 160 мД
7.
• пористость пласта
m = 0,10-0,15
8.
• коэффициент продуктивности скважины
до 0,5 м
3
/сут/атм;
9.
• интервал перфорации
h
перф
= 3210-3228 м
10.
• тип перфоратора
ПКО - 89С
11.
• радиус перфорационного канала,
r
о
= 0,0057 м
12.
• длина перфорационного канала от центра
скважины,
l
о
= 0,66 м
13.
• плотность перфорации,
n = 20 отв/м;
14.
• газосодержание продукции,
до 100 м
3
/м
3
;
15.
• обводненность продукции (доля воды в неф-
тегазовой смеси)
b = 30%
16.
• плотность пластовой воды
ρ
в
= 1100 кг/м
3
;
17.
• альтитуда скважины
А = 100 м
18.
• пластовое давление и дата его замера
Р
пл
= 31,51 МПа.
19.
• коэффициент безопасности
П = 0,05
20.
• температура на поверхности при производст-
ве работ
t = 20 С
0
21.
• температура на забое
t = 76 С
0
22.
• среднегодовая температура на устье
t = 0 C
0
1.6.3. Определяем коэффициент инфильтрации жидкости глушения
для загущенной некоркообразующей жидкости
005,0
η
mΔPk60
C
эф
=
⋅⋅⋅
= м/мин

Страницы