Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Методические указания к решению задачи



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=Рр-0,4МПа.

При Рзаб<Р1: L = Нф

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 рсм,                              
кг/м3
Газовый фактор G,m3/t
Обводненность пв, %
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 Рпуск>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 рг, 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(Pпл-P3a6)n ,т/cyт

2. Глубина спуска насоса:

 

где Pпр.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 αп = 0,6...0,8:

 

 

4. По диаграмме А.Н.Адонина для базовых станков качалок выбирают по найденому дебиту (Qo6) и глубине спуска насоса (LH) 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;

ап - 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 РПЛ. 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 Ру, 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 рн 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 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 пв50%

Pопт=3,0... 4,0 Мпа при пв < 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 РП1,. МПа Забойное давление Р^в. МПа Устьевое давление Ру, 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/м3 Диаметр 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 45 60

где рсм - 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 (DBH), 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: Нм > нс = Q = Q> КПД - максимальный,

где Нн - напор насоса, м;

QH- 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;

DH — наружный диаметр насоса, мм;

hK— толщина плоского кабеля, мм;

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

12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:

 

где dM - диаметр муфты НКТ, мм;

dK — 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.

 






Читайте также:

  1. I. ОБЩИЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
  2. I. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ
  3. I.6. Педагогика как учебный предмет и задачи профессионального
  4. III.10 Задачи на сцепление генов
  5. III.2 Задачи на моногибридное скрещивание
  6. III.8 Задачи на взаимодействие неаллельных генов
  7. Q Задача об аренде оборудования: постановка задачи и методы решения
  8. V. Методические указания к выполнению контрольной работы.
  9. Административно-процессуальное право: предмет, метод и задачи. Источники административно-процессуального права. Система а-п права. Административно-процессуальные нормы в системе норм права.
  10. Административное расследование: задачи, место и сроки проведения.
  11. Административный процесс в узком (правоохранительном) смысле представляет административно-юрисдикционную деятельность, деятельность по рассмотрению и разрешению административно-правовых споров.
  12. Асинхронные задачи интерфейса с устройствами ввода/вывода.


Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 141; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2017 год. Все права принадлежат их авторам! (0.175 с.) Главная | Обратная связь