Методические указания к решению задачи

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Для решения данной задачи необходимо изучить тему [1, стр. 291...295], [2, стр. 199...231} и рассмотреть решение типовых [3, стр. 84...92]. При расчёте показателей газлифтной эксплуатации скважины воспользуемся аналитической методикой А. П. Крылова.

1. Определяют дебит скважины по уравнению притока, при n=1. В данном случае дебит ограничен заданным забойным давлением:

2. Длина подъёмных труб (глубина ввода газа при использовании рабочего газлифтного клапана):

При Рзаб> Р1:

где Pi - давление у башмака труб, принимают обычно на 0, 3...0, 4 МПа меньше рабочего давления.

Р1=Р_р-0, 4МПа.

При Рз_аб< Р1: L = Н_ф-М

где ∆ h - расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака труб, м.

Принимается условно (∆ h = З0...50м) из технологических соображений установка пакера; для того, чтобы закачиваемый газ не мешал нормальному притоку нефти и др.

3. Диаметр для газлифтного подъёмника определяют так же как и для фонтанного (см. решение задачи 2.1). Давление P1 в формуле (24) в данном случае равно давлению у башмака труб (см. выше).

4. Определяют оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) по формуле:

Таблица 4

Наименование исходных данных	Варианты

Расстояние от устья до верхних
отверстий фильтра Нф, м
Пластовое давление Рщ,, МПа	14, 0	14, 4	14, 8	15, 3	15, 8	16, 2		17, 5	14, 5	15, 0	15, 5	16, 0	16, 5	17, 2	17, 8
Забойное давление Рзаб, МПа		8, 2	8, 4	8, 6	8, 8		9, 2	9, 4	7, 8	8, 4		8, 9	9, 3	9, 5	9, 8
Рабочее давление Рр, МПа		8, 2	8, 4	8, 6	8, 8		8, 8	8, 6	8, 4	8, 2		8, 6	8, 8		9, 2
Устьевое давление Ру, МПа	1, 0	1, 2	1, 0	1, 2	1, 0	1, 2	1, 0	1, 2	1, 0	1, 2	1, 0	1, 2	1, 0	1, 2	1, 0
Диаметр эксплуатационной
колонны Д, мм
Коэффициент продуктивности К,
т/сут МПа
Плотность смеси нефти и газа р_см,
кг/м³
Газовый фактор G, m³/t
Обводненность п_в, %
Коэффициент растворимости газа в
нефти ар, 1/МПа	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0	7, 0
Статический уровень жидкости													*
Нет, м

где ε - относительное погружение труб под уровень жидкости.

5.Удельный расход нагнетаемого газа с учетом его растворимости:

Где Gэф - эффективный газовый фактор, м³ /т.

)

где P₀ - атмосферное давление, МПа. Ро=0, 1МПа.

6. Суточный расход газа:

7. Выясняют необходимость применения пусковых клапанов, для этого
определяют пусковое давление для однорядного подъемника кольцевой
системы по формулам:

При Hcт = 0:

При Нст> О - вначале определяют повышение уровня жидкости в НКТ над статическим уровнем при продавливании по формуле:

если ∆ Н > Н, то пусковое давление определяют по формуле если ∆ H < Н:

Если Р_пуск> Рр - необходимо применять газлифтные клапаны

Задача 1.4

Выбирете оборудование и установите параметры работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ).

Данные приведены в таблице 5

Таблица 5

Наименование исходных данных							Варианты						-

Расстояние от устья до верхних
отверстий фильтра Нф, м
Пластовое давление Рпл, МПа		14, 4	14, 8			15, 4	15, 8	16, 2	14, 4	14, 6	15, 2	15, 6		16, 5
Забойное давление Рзаб, МПа ₄ -i	8, 2	8, 0	8, 2	8, 0	8, 8			9, 5	7, 0	8, 5	8, 0	9, 6	9, 8	ю,	10, 2
Газовый фактор G, м7т
Диаметр эксплуатационной
колонны Д, мм
Коэффициент продуктивности К,
т/сут МПа	3, 5	4, 0	4, 5	5, 0	2, 2	2, 4	2, 8	3, 2	2, 5	3, 8	2, 0	4, 0	3, 7	2, 9	4, 5
Плотность нефти рн, кг/м³
Плотность воды рв, кг/м³
Плотность газа р_г, кг/м³	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
Обводненность продукции
скважины Пв, %

Методические указания к решению задачи 1.4

К решению задачи рекомендуется приступать после тщательного изучения темы 9 [1, стр. 310...358], [2, стр. 232...308], [14, стр. 53...88] и рассмотрения примеров решения типовых задач [3, стр. 108... 113].

Существует несколько методик расчета. Рекомендуется следующая упрощенная последовательность решения задачи.

1. Определяет планируемый отбор жидкости по уравнению притока
при n = 1

Q = K(P_пл-P_3a6)ⁿ, т/cyт

2. Глубина спуска насоса:

где P_пр.опт- оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения. Так, для месторождений Башкирии и Татарии Р _пр.опт=2...2, 5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

при малом газосодержании и обводненности менее 80%, по

формуле (2);

при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по

формуле:

где в - объемный коэффициент нефти, принимаем условно 6=1, 12.

3. Определяем объемную производительность установки, задавшись
предварительно коэффициентом подачи насоса α _п = 0, 6...0, 8:

4. По диаграмме А.Н.Адонина для базовых станков качалок выбирают по найденому дебиту (Q_o₆) и глубине спуска насоса (L_H) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка качалки (СК), смотрите рисунки 4, 5, записывают техническую характеристику выбранного станка - качалки.

5. Выбирают тип насоса [14, стр. 67...88] и диаметр насосно-компрессорных труб [7, стр. 152].

Рисунок1 Диаграмма Адонина: модели базовых станков-качалок

т та та wl, *

Рисунок 2 Диаграмма Адонина: модели модифицированных станков-качалок

6. B зависимости от диаметра м глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг, [3, стр. 256...259] или [7, стр. 169...174].

7. устанавливают параметры работы ШСНУ (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристик выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

где Fпл - площадь поперечного сечения плунжера, определяют по справочным таблицам или по формуле:

8. Определяют необходимую мощность по формуле Д. В. Ефремова:

где и - соответственно КПД насоса и КПД станка качалки

= 0, 9, = 0, 82;

а_п - коэффициент подачи насоса (см. пункт 3);

К - коэффициент степени уравновешенности СК, для уравновешенной системы К= 1, 2

Выбирают тип электродвигателя [3, стр. 254].

Задача 1.5

Подберите расчётным путём оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при её работе. Данные приведены в таблице 6

Таблица 6

Наименование исходных данных	Варианты
	1 2	3 4 5 6 7 8
Глубина скважины Н. м	1940 1910 1860 1820 1770 1740 1720 1700
Пластовое давление Р_ПЛ. МПа Забойное давление Р^б, МПа	16, 8 16, 5 15, 7 14, 5 15, 5 15 12, 2 12 11, 8 11, 6 11, 2 11 10, 2 10 8, 2 9
Устьевое давление Р_у, МПа	1, 6 1, 4	1 0, 8 0, 6 0, 5 0, 6 0, 5
Давление насыщения Рнас, МПа Коэффициент продуктивности	9 9 17 37	9 9 9 9 9 9 16 29 23 32 38 33
К.т/сут МПа Обводненность продукции	47 63	55 50 55 60 50 45
скважины п,. % Плотность пластовой воды	1080 1050	1080 1050 1080 1050 1080 1050
рв, кг/м³ Плотность нефти р_н кг/м	850 800	850 800 850 800 850 800
Плотность газа Рг, кг/м³	1, 1 1, 1	1, 1 1, 1 1, 1 1, 1 1, 1 1, 1
Диаметр эксплуатационной	168 168	146 168 168 146 168 146
колонны D. мм Газовый фактор G, .м³ /т	54 48	58 60 50 48 50 65

Методические указания к решению задачи1.5

Для решения задачи необходимо изучить тему 10 [1, стр. 358...370] или [2, стр. 309...328] и рассмотреть решение типовых задач [3, стр. 137... 146]. Ниже предлагается упрощённая методика расчёта.

1. Определяют дебит скважины по уравнению притока n=1 (см. формулу (8)).

2. Выбирают оптимальное давление на приёме насоса в зависимости от обводнённости и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания [3, стр. 146].

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближённо:
Pопт⁼2, 5...3, 0 Мпа при п_в ≥ 50%

Pопт⁼3, 0... 4, 0 Мпа при п_в < 50%

3. Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения
оптимального необходимого давления на приме насоса:

Продолжение таблицы 6 6
Наименование исходных данных	Варианты
					14 15
Глубина скважины H. м Пластовое давление Р_П1,. МПа Забойное давление Р^в. МПа Устьевое давление Р_у, МПа	1990 14, 9 10.6 2	1950 14, 5 9, 2 1, 8	1900 14, 0 9, 6 1, 5	13, 5 9, 2 1, 2	1780 12, 8 8, 6 0, 8	1750 2000 12, 5 15 9.4 11, 8 0, 7 1, 2
Давление насыщения Рнас, МПа Коэффициент продуктивности	9, 0	9, 0	9, 0	9, 0 30	9, 0 28	9, 0 9.0 25 38
К.т/сут МПа Обводненность продукции						50 48
скважины n.. % Плотность пластовой воды						1050 1080
рв, кг/м³ Плотность нефти j)_H кг/м						800 850
Плотность гача р„ кг/м³Диаметр эксплуатационной	1, 1 168	1, 1 168	1, 1 146	1, 1 146	1, 1 168	1, 1 1, 1 146 168
колонны D. мм Газовый фактор G, .м³ /т						45 60

где р_см - плотность смеси, определяется по формуле или в зависимости от обводнения

4. Выбирают диаметр труб по графику [3, стр. 137... 138], в зависимости от их пропускной способности и КПД труб:

5. Вычисляют потребный напор, необходимый для подъёма жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

где hтр - потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближённо можно принять hтр=20...40 м.

где dвн- внутренний диаметр НКТ, м.

6. Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра
эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:

D (D_BH)_, мм группа насоса диаметр насоса, мм
140(121, 7) 5 92

146(130) 5А 103

168 (144, 3) 6 123

7. Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания
механических и коррозирующих примесей в продукции скважины [14, стр.
113..115].

8. Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя
из условия: Н_м > н_с = Q ⁼ Q> КПД - максимальный,

где Н_н - напор насоса, м;

Q_H- подача насоса, м³/сут

Для этого по таблицам характеристик насосов [14, стр. 11.5... 117] задаются двумя — тремя насосами, удовлетворяющими вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД (11, стр. 360...363).

9. Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно
комплектности поставки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления,
трансформатор, кабель (см. таблицу 7 ), пользуясь справочной литературой.

10. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя Nдв ≥ N:

где — КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q.

11. Определяют необходимую длину кабеля:

Где -расстояние от устья до станции управления,

12. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и

эксплуатационной колонной принимают равным 5... 10 мм.

12.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

где - диаметр электродвигателя, мм;

D_H — наружный диаметр насоса, мм;

h_K— толщина плоского кабеля, мм;

S — толщина металлического пояса, принимаем S=l мм.

12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:

где d_M - диаметр муфты НКТ, мм;

d_K — диаметр круглого кабеля, мм.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

Основная:

1. Материалы, предоставленные НГДУ ОАО «Сургутнефтегаз».

2. Покрепин Б.В. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», Волгоград, Ин-Фолио, 2011.

3. Покрепин Б.В. «Разработка нефтяных и газовых месторождений», Волгоград, Ин-Фолио, 2008.

4. Покрепин Б.В. «Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин», Волгоград, Ин-Фолио, 2008.

5. Никишенко С.Л. «Нефтегазопромысловое оборудование», Волгоград, Ин-Фолио, 2008.

6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. «Основы нефтегазового дела», ДизайнПолиграфСервис, Уфа, 2001.

7. Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. «Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин», Волгоград, Ин-Фолио, 2008.

8. «Справочник мастера по добыче нефти и газа», ОАО «СНГ» РИИЦ «Нефть Приобья», 2010.

9. «Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин», коллектив ИТР НГДУ «Быстринскнефть».

10. Акульшин А. И., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., " Недра", 1989.

11. Истомин А. 3., Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М, " Недра", 1979.

12. Мищенко И. Т.Расчеты в добыче нефти. М., " Недра", 1989.

13. Сулейманов А. В. и др. Практические расчеты при текущем и
капитальном ремонте скважин. М., " Недра", 1984.

14. Сулейманов А. В. и др. Техника и технология капитального ремонта
скважин. М., " Недра", 1987.

Дополнительная:

1. http: //ru.wikipedia.org/

2. http: //dic.academic.ru/

3. http: //xumuk.ru

4. http: //www.chemport.ru/

5. knigineft.ucoz.ru

6. neftebook.ru

7. megapetroleum.ru

8. obuk.ru

9. Информационно-аналитический портал Нефть России http: //www.oilru.com/;

10. Национальный институт нефти и газа http: //www.ning.ru/;

11. Портал научно-технической информации по нефти и газу http: //nglib.ru/;

12. Электронная библиотека Нефть-газ.

⇐ Предыдущая 1 23