Задания для контрольной работы
По МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Контрольная работа №1
Вариант 1
1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.
2. Назначение, конструкции колонных головок.
3. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.
4. Оборудование устья газлифтных скважин.
5. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 2
1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
2. Назначение, типы, основные характеристики НКТ.
3. Подъем жидкости (фонтанирование) за счет гидростатического напора (давления). Баланс давлений в скважине.
4. Принцип работы газлифта.
5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 3
1. Краткая история развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.
2. Перфорация, виды и требования, предъявляемые к перфорации.
3. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа. Условие газлифтного фонтанирования.
4. Системы и конструкции газлифтных подъемников.
5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 4
1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
2. Назначение, выбор, устройство забойных фильтров.
3. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.
4. Пуск газлифтной скважины в работу.
5. Уравновешивание СК.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 5
1. Производительность скважины. Формулы дебитов нефтяных и газовых скважин. Факторы, влияющие на производительность.
2. Понятие об освоении скважин. Схема, сущность освоения промывкой, применяемое оборудование.
3. Определение длины и диаметра фонтанного лифта. Выбор материала труб.
4. Технологическая схема компрессорного газлифта.
5. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 6
1. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.
2. Техника и технология освоения скважины продавкой газом (компрессорный способ).
3. Методы снижения пусковых давлений.
4. Производительность ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.
5. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин, оборудованных ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 7
1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.
2. Схема, сущность освоения скважины аэрацией. Применение пен.
3. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.
4. Пуск газлифтной скважины, оборудованной пусковыми клапанами.
5. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса (УСШН).
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 8
1. Требования, предъявляемые к вскрытию пласта, методы вскрытия.
2. Назначение и оборудование скважин.
3. Зависимость объемного расхода жидкости q от объемного расхода газа V₀, семейство кривых лифтирования.
4. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.
5. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 9
1. Конструкция, оборудование, выбор забоев скважин.
2. Вскрытие продуктивных пластов.
3. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.
4. Газлифтные клапаны: классификация, основные характеристики, принципиальное устройство.
5. Устройство, работа, основные характеристики, выбор станков-качалок.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 10
1. Вызов притока нефти свабированием (поршневанием).
2. Оборудование забоев скважин.
3. Регулирование работы фонтанной скважины. Штуцеры, их конструкция, выбор.
4. Установка и замена сменных клапанов, применяемое оборудование и инструмент.
5. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 11
1. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при освоении скважин.
2. Установление технологического режима работы фонтанной скважины. Регулировочные кривые.
3. Принцип расчета установки пусковых клапанов.
4. Конструкция, основные характеристики, условия работы, выбор насосных штанг.
5. Динамометрирование ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 12
1. Охрана недр и окружающей среды при освоении.
2. Методы борьбы с отложениями парафина при фонтанной эксплуатации скважин.
3. Особенности исследования газлифтных скважин. Установление режима работы скважины по результатам исследования.
4. Выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ.
5. Конструкция, основные характеристики, условия работы насосных штанг.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 13
1. Меры безопасности при эксплуатации и освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.
2. Техника и технология исследования фонтанных скважин.
3. Расчет газлифта: определение диаметра и длины лифта, расхода газа.
4. Устройство, типы, область применения, характеристики невставных штанговых насосов.
5. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 14
1. Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.
2. Расчетные формулы А.П.Крылова.
3. Методы борьбы с отложениями парафина и солей при газлифтной эксплуатации.
4. Автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными ШСНУ.
5. Устройство, типы, область применения, характеристики вставных штанговых насосов.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 15
1. Назначение и оборудование скважин.
2. Методы борьбы с отложениями солей и коррозией при фонтанной эксплуатации скважин.
3. Внутрискважинный газлифт.
4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ.
5. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 16
1. Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.
2. Автоматизация фонтанных скважин.
3. Область применения и принцип работы газлифта.
4. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.
5. Устройство, работа, основные характеристики, размерный ряд, выбор станков-качалок.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 17
1. Оборудование забоев скважин.
2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин.
3. Разновидности газлифта, их технологические схемы.
4. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.
5. Уравновешивание СК.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 18
1. Вскрытие продуктивных пластов.
2. Обслуживание и наблюдение за работой фонтанной скважины.
3. Подготовка и распределение газа при газлифтной эксплуатации.
4. Оборудование устья насосных скважин.
5. Динамометрирование ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 19
1. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.
2. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.
3. Системы и конструкции газлифтных подъемников.
4. Производительность ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.
5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 20
1. Условие притока нефти в скважину.
2. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.
3. Периодическая газлифтная эксплуатация, конструкции газлифта для периодической эксплуатации.
4. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса ШСНУ.
5. Устройство, типы, характеристики, область применения вставных штанговых насосов.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 21
1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
2. Техника и технология освоения скважин продавкой газом (компрессорный способ).
3. Автоматизация фонтанных скважин.
4. Сходство и отличие компрессорного, бескомпрессорного и внутрискважинного газлифтов.
5. Основные узлы насоса НСВ-1, принцип его действия.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 22
1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.
2. Способы вызова притока жидкости.
3. Назначение воздушного манифольда, принцип его работы.
4. Исследование газлифтных скважин. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q=f (V₀).
5. Основные узлы насоса НСН-1, принцип его работы.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 23
1. Назначение колонной головки. Составные части колонной головки простейшей конструкции.
2. Освоение скважины методом аэрации с помощью воздушного манифольда.
3. Функции и составные части фонтанной арматуры.
4. Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти.
5. Основные узлы станка-качалки. Принцип работы СК.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 24
1. Причины загрязнения призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта.
2. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока.
3. Внутрискважинное оборудование, применяемое для предупреждения открытого фонтанирования.
4. Пусковое давление. Методы снижения пускового давления при газлифтной эксплуатации скважин.
5. Канатная подвеска: назначение, элементы конструкции.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 25
1. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.
2. Требования, предъявляемые к вскрытию нефтяных и газовых пластов.
3. Последовательность расчета фонтанного подъемника.
4. Оборудование устья газлифтных скважин.
5. Выбор электродвигателя станка-качалки.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 26
1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.
2. Охрана недр и окружающей среды при освоении.
3. Охарактеризуйте процесс отложений парафина и методы борьбы с ними.
4. Спуск и подъем съемных клапанов при газлифтной эксплуатации, применяемый инструмент.
5. Назначение, виды насосных штанг.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 27
1. Меры безопасности при освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.
2. Типы скважин по назначению.
3. Условие артезианского фонтанирования. Графическая интерпретация артезианского фонтанирования.
4. Основные расчеты по определению конструкции и режимных параметров работы газлифтных подъемников.
5. Причины отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока. Действительная длина хода плунжера.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 28
1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
2. Особенности освоения нагнетательных скважин.
3. Подъем жидкости за счет гидростатического напора.
4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах.
5. Методика выбора ШСНУ и режима откачки с использованием кривых распределения давления в скважине.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 29
1. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при освоении.
2. Основные элементы конструкции скважины, их назначение.
3. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.
4. Методы борьбы с образованием песчаных пробок при газлифтной эксплуатации.
5. Исследование работы насосных скважин, оборудованных ШСНУ.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Вариант 30
1. Освоение добывающих и нагнетательных скважин с помощью скважинных насосов.
2. Эффективный газовый фактор. Условие газлифтного фонтанирования его графическая интерпретация.
3. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа.
4. Внутрискважинный газлифт.
5. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей.
6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5
Задача 1.1
Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.
Коэффициент совершенства скважины можно определить по методу В. И. Щурова или путем нахождения приведенного радиуса скважины по результатам исследования ее методом восстановления забойного давления.
При методе В. И. Щурова в формулу Дюпюи вводится безразмерная величина С, учитывающая увеличение фильтрационных сопротивлений, которые дополнительно возникают вследствие несовершенства вскрытия пласта.
Дебит скважины Q определяется по формуле:
2πkh ∆P
Q = ——————, (5)
μ ln (Rк/rс + С)
где k – проницаемость пласта, м2;
h – эффективная мощность пласта, м;
∆P – депрессия, Па;
μ – динамическая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа ∙ с;
Rк – радиус контура питания, м;
rс – радиус скважины по долоту, м;
С – коэффициент несовершенства вскрытия пласта.
Величина С складывается из двух величин:
С = С1 + С2, (6)
где С1 – учитывает несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, которое зависит от диаметра, длины и числа перфорационных отверстий на 1 м фильтра;
С2 – несовершенство скважины по степени вскрытия, которое зависти от относительной вскрытой мощности пласта.
Для определения С1 необходимо иметь следующие данные.
1. Число отверстий на 1 м фильтра:
n = N / h, (7)
где N – общее число отверстий;
h – общая вскрытая мощность пласта, м.
2. Произведение числа отверстий n на диаметр скважины по долоту D, м.
3. Отношение диаметра пуль (отверстий) d′ (в см) к диаметру скважины D (в см), т. е.:
α= d′/ D (8)
4. Отношение средней эффективной длины пулевых каналов в породе пласта l′ (в см) к диаметру скважины D (в см), т. е.:
l = l′ / D. (9)
Величина С1 определяется по графику (рис. 1), составленному для значения l = 0,1. Здесь на оси абсцисс отложены значения параметра nD, а на оси ординат – значения С1. График состоит из семейства кривых, построенных для разных значений α. По параметру α выбирают соответствующую кривую. Для определения величины С2 необходимо иметь следующие данные.
1. Отношение вскрытой мощности пласта z к полной его мощности h в %:
δ = z100 / h (10)
2. Отношение полной мощности пласта к диаметру скважины:
а = h / D. (11)
Для определения С2 следует на рис. 2 найти на оси абсцисс значение δ, затем провести вертикаль до пересечения с кривой, соответствующей значению а. Ордината полученной точки определяет значение С2.
Рис.1 График для определения Рис.2 График для определения
коэффициента несовершенства коэффициента несовершенства
скважин по качеству вскрытия скважины по степени вскрытия С2.
С1 для l = 0,1.
α: 1 – 0,03; 2 – 0,04; 3 – 0,05;
4 – 0,06; 5 – 0,07; 6 – 0,08; 7 – 0,09.
Таблица 3
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| Проницаемость пласта k, мкм2 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 |
| Депрессия ∆P, МПа | |||||||||||||||
| Вязкость нефти μ, мПа с | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 1,8 | 1,9 | 2,0 | 2,1 | 2,2 | 2,3 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | 2,9 |
| Толщина пласта h, м | |||||||||||||||
| Перфорированная мощность пласта z, м | |||||||||||||||
| Расстояние между скважинами S, м | |||||||||||||||
| Диаметр скважины по долоту D, мм | |||||||||||||||
| Число прострелов N | |||||||||||||||
| Средняя длина пулевых каналов l′, см | |||||||||||||||
| Диаметр пуль d′, см | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| Проницаемость пласта k, мкм2 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,4 |
| Депрессия ∆P, МПа | |||||||||||||||
| Вязкость нефти μ, мПа с | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 1,8 | 1,9 | 2,0 | 2,1 | 2,2 | 2,3 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | 2,9 |
| Толщина пласта h, м | |||||||||||||||
| Перфорированная мощность пласта z, м | |||||||||||||||
| Расстояние между скважинами S, м | |||||||||||||||
| Диаметр скважины по долоту D, мм | |||||||||||||||
| Число прострелов N | |||||||||||||||
| Средняя длина пулевых каналов l′, см | |||||||||||||||
| Диаметр пуль d′, см | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 |
Коэффициент совершенства вскрытия φ определяется из соотношения:
2,3 lg Rk/rc
φ = ———————. (12)
2,3 lg Rk/rc + C
Для определения приведенного радиуса скважины воспользуемся графиком (рис. 3) и формулой (1.9):
rпр = rс / β. (13)
По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического совершенства скважины равен:
2,3 lg Rk/rc
φ = ——————. (14)
2,3 lg Rk/rпр
Коэффициент совершенства вскрытия φ, рассчитанный по формулам (1.8) и (1.10), должен быть одинаковым по обоим методам.
Рис. 3 График для определения приведенного
радиуса совершенной скважины
Задача 1.2
Определить высоту столба нефти в межтрубном пространстве фонтанных скважин, при условии, что Рзаб < Рнас. Данные приведены в таблице 6.
В фонтанных скважинах при Рзаб < Рнас газ попадает в межтрубное пространство, где находится под давлением, часто близким к давлению у башмака Рбаш. В таких случаях столб нефти в межтрубном пространстве постепенно оттесняется до башмака. Если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, то забойное давление можно определить по формуле:
Рзаб = Рбаш = Рм е 0,00012 ρг. от L, (37)
где Рм – избыточное (манометрическое) давление на устье межтрубного пространства, Па; е – основание натурального логарифма; ρг. от – относительная плотность газа; L – длина колонны подъемных труб, м.
При негерметичности подъемных труб (плохое свинчивание, трещины, растяжение резьбового соединения при большом весе труб и т. д.) газ частично проникает из межтрубного пространства в подъемные трубы. Этот газ совершает меньшую работу, чем газ, поступающий в подъемник через башмак.
При установившемся движении нефти в подъемных трубах давление у башмака подъемника уравновешивается в межтрубном пространстве суммой давления на устье Рм и давлений от веса столба газа hг и столба нефти hн. В этом случае забойное давление можно определить по формуле в Па:
Рзаб = Рбаш = Рм е 0,00012 ρг. от hг + ρн g(L – hг), (38)
где hг – высота столба газа, м; ρн – плотность нефти, кг/м3.
Определив Рбаш глубинным манометром, можно приближенно найти высоту столбов газа hг и нефти hн в межтрубном пространстве.
По формуле (2.2), преобразуя ее, найдем графическим методом высоту столба газа в межтрубном пространстве скважины.
Рм е 0,00012 hг =Рзаб - ρн g(L – hг) (39)
Обозначим левую часть равенства (2.3) через γ1, а правую - через γ2. Задаваясь для hг значениями 1500, 1600, 1700 м, находим соответствующие им значения γ1 и γ2 и строим график. Точка пересечения линий γ1 и γ2 на графике и определит высоту столба газа в межтрубном пространстве hг.
Для проверки необходимо подставить найденное графическим путем значение hг в исходную формулу (2.2). Если получаем тождество, где правая и левая части равны, то значение hг найдено верно и можно определить высоту столба нефти в межтрубном пространстве:
hн = L – hг (40)
Таблица 6
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| Давление у башмака труб, Рбаш Мпа | 5,0 | 5,1 | 5,2 | 5,3 | 5,4 | 5,5 | 5,6 | 5,7 | 5,8 | 5,9 | 6,0 | 6,1 | 6,2 | 6,3 | 6,4 |
| Избыточное давление на устье, Рм МПа | |||||||||||||||
| Относительная плотность газа ρг. от | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 0,9 |
| Плотность нефти ρн, кг/м3 | |||||||||||||||
| Длина колонны подъемных труб L, м | |||||||||||||||
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| Давление у башмака труб, Рбаш Мпа | 6,5 | 6,6 | 6,7 | 6,8 | 6,9 | 7,0 | 7,1 | 7,2 | 7,3 | 7,4 | 7,5 | 7,6 | 7,8 | 7,9 | 8,0 |
| Избыточное давление на устье, Рм МПа | |||||||||||||||
| Относительная плотность газа ρг. от | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 0,9 |
| Плотность нефти ρн, кг/м3 | |||||||||||||||
| Длина колонны подъемных труб L, м |
Задача 1.3
Определить по конечным и начальным условиям фонтанирования скважины оптимальный диаметр и максимальную глубину спуска подъемных труб. Исходные данные приведены в таблице 7.
При расчете диаметра фонтанных труб нужно стремится к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирования.
Для этого находим оптимальный диаметр подъемника в мм по конечным условиям фонтанирования скважины по формуле А. П. Крылова:
d = 188 · (ρL / Р1к – Р2к)1/2 · (QкgL / (ρgL – (Р1к – Р2к))1/3 (41)
где ρ – плотность нефти, кг/м3; L – длина колонны фонтанных труб, м; Р1к – абсолютное конечное забойное давление, Па; Р2к - абсолютное давление на устье, Па; Qк – конечный дебит скважины, т/сут.
После вычисления расчетного значения диаметра фонтанного подъемника необходимо принять ближайший меньший стандартный внутренний диаметр НКТ по таблице 8.
Таблица 8 - Характеристика НКТ (ГОСТ 3845 – 75)
Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность по формуле:
Qmax = 15,2 · 10-8 d3 (Р1н – Р2н)1,5 / ρ0,5 L1,5 (42)
где Р1н – абсолютное начальное забойное давление, Па; Р2н – давление на устье скважины в начале фонтанирования, Па. Его можно определить из выражения:
(Р1н – Р2н) · lqР1н / Р2н = 3,88ρL2 / d0,5 Gн (43)
где Gн – начальный газовый фактор, м3/т.
Для облегчения нахождения Р2н можно воспользоваться графиком (рис.4), предварительно определив значение абсциссы.
Рис.4
Если найденная максимальная пропускная способность подъемника больше начального дебита скважины, то необходимо определить диаметр подъемника по начальным условиям фонтанирования скважины из расчета его работы на максимальном режиме, используя формулу:
d = 188 · (L / Р1н – Р2н)1/2 · (Qн ρ0,5)1/3 (44)
Аналогичным способом, как было выполнено выше, определяем ближайший меньший стандартный внутренний диаметр НКТ по таблице 1.
Далее определяем возможность спуска фонтанных труб найденного диаметра в эксплуатационную колонну из условия:
dнар<0,5D. (45)
Таблица 7
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 |
| Глубина спуска подъемных труб L, м | |||||||||||||||
| Начальный дебит скважины Qн, т/сут | |||||||||||||||
| Конечный дебит скважины Qк, т/сут | |||||||||||||||
| Начальный газовый фактор Gн, м3/т | |||||||||||||||
| Давление у башмака Р1н, МПа | |||||||||||||||
| Конечное забойное давление Р1к, МПа | |||||||||||||||
| Конечное давление на устье Р2к, МПа | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 |
| Плотность нефти ρн, кг/м3 |
Продолжение таблицы 7
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 |
| Глубина спуска подъемных труб L, м | |||||||||||||||
| Начальный дебит скважины Qн, т/сут | |||||||||||||||
| Конечный дебит скважины Qк, т/сут | |||||||||||||||
| Начальный газовый фактор Gн, м3/т | |||||||||||||||
| Давление у башмака Р1н, МПа | |||||||||||||||
| Конечное забойное давление Р1к, МПа | |||||||||||||||
| Конечное давление на устье Р2к, МПа | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 |
| Плотность нефти ρн, кг/м3 |
Задача 1.4
Рассчитать компрессорный подъемник (т. е. определить его диаметр, длину, потребный расход газа) по А. П. Крылову для скважины, работающей с ограниченным отбором жидкости. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет. Данные приведены в таблице 9.
Допускаемый отбор нефти (дебит скважины):
Qдоп = К ΔР (46)
Забойное давление при данном дебите:
Рз =(Рпл – ΔР) · 106 (47)
Так как забойное давление выше, чем рабочее, и поступления песка в скважину нет, длина подъемника будет определяться не глубиной скважины, а располагаемым рабочим давлением по формуле:
(Рзаб - Рбаш) ∙ 106
Lн = Н - —————————, (48)
ρс ∙ q
где Рбаш – давление у башмака подъемных труб, Па.
Принимая потери напора при движении газа от компрессора до башмака труб (по опытным данным) равными 0,4, получим:
Рбаш = (Рбаш – 0,4) · 106 (49)
Далее определяется длина подъемника по формуле (3).
Диаметр подъемника при работе на режиме Qопт поределяетяс по формуле А. П, Крылова:
d = 188 · (ρн L / Рбаш – Ру)1/2 · (QgL / (ρн gL – (Рбаш – Ру))1/3 (50)
После определения расчетного значения диаметра подъемника, необходимо принять ближайший стандартный внутренний диаметр (табл. 3).
Оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) определяется по формуле:
9 · 10-3 L(1 – ξ)
Rпол = ————————— (51)
d0,5 lqРбаш/Ру
где ξ – относительное погружение подъемных труб, определяемое из выражения:
ξ = Рбаш – Ру / ρн gL (52)
Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа составит:
Rнаг = Rпол – (G – α (Рбаш + Ру) / 2) (53)
Суточный расход газа будет:
Rсут = Rнаг Qдоп (54)
Для ускорения и облегчения расчетов определим, используя те же исходные данные, диаметр подъемных труб и удельный расход газа по номограмме А. П. Крылова (рис. 5). Для этого необходимо определить приведенный динамический уровень по формуле:
h0 = L – (Рбаш - Ру) / ρн g (55)
Рис. 5 Номограмма А. П. Крылова для расчета компрессорного подъемника
1 - Qопт; 2 – Qмакс
На рис. 1 показан пример определения диаметра подъемника и удельного расхода газа при Qдоп = 96 т/сут, hпр = 22,5 %, Рбаш = 2,45 МПа, h0 = 906 м и d = 73 мм.
Для определения диаметра подъемника на номограмме от точки, соответствующей проценту погружения подъемных труб hпр на оси ординат первого квадранта восставим перпендикуляр вправо. А из точки, соответствующей дебиту скважины Qдоп на оси абсцисс этого же квадранта – вверх. Пересечение этих линий определит диаметр подъемника в условиях оптимального режима.
Для определения удельного расхода газа Rпол из точки, соответствующей проценту погружения подъемных труб hп