Определить дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оценить величину коэффициента продуктивности, вычислить дебит по уравнению притока.

ЗАДАНИЕ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ №1

Номера контрольных вопросов Таблица №1.

Варианты	Номера вопросов

1. Вскрытие продуктивных пластов.

2. Оборудование забоев скважин при вскрытии нефтяных и газовых пластов.

3. Назначение, типы. Основные характеристики НКТ.

4. Перфорация, виды и требования, предъявляемые к перфорации.

5. Условие вызова притока нефти в скважину.

6. Техника и технология освоения скважины продавкой газом (компрессорный способ).

7. Схема, сущность освоения скважины аэрацией. Применение пен.

8. Вызов притока нефти свабированием (поршневанием).

9. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при освоении скважин.

10. Охрана недр и окружающей среды при освоении скважин.

11. Меры безопасности при эксплуатации и освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

12. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.

13. Подъем жидкости (фонтанирование) за счет гидростатического напора (давления). Баланс давлений в скважине.

14. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам: структуры потока, зависимость объемного расхода жидкости от объемного расхода газа, семейство кривых лифтирования.

15. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа. Условие газлифтного фонтанирования.

16. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

17. Регулирование работы фонтанной скважины. Штуцеры, их конструкция, выбор.

18. Установление технологического режима работы фонтанной скважины. Регулировочные кривые.

19. Методы борьбы с отложениями парафина при фонтанной эксплуатации скважин.

20. Методы борьбы с отложениями солей и коррозией при фонтанной эксплуатации скважин.

21. Автоматизация фонтанных скважин.

22. Обслуживание и наблюдение за работой фонтанной скважины.

23. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин.

24. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.

25. Оборудование устья газлифтных скважин.

26. Принцип работы газлифта. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

27. Пуск газлифтной скважины в работу. Определение пусковых давлений.

28. Методы снижения пусковых давлений.

29. Технологическая схема компрессорного газлифта.

30. Пуск газлифтной скважины, оборудованной пусковыми клапанами.

31. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

32. Газлифтные клапаны: классификация, основные характеристики, принципиальное устройство.

33. Установка и замена сменных клапанов, применяемое оборудование, инструмент.

34. Методы борьбы с отложениями парафина и солей при газлифтной эксплуатации.

35. Подготовка и распределение газа при газлифтной эксплуатации.

36. Периодическая газлифтная эксплуатация, конструкции газлифта для периодической эксплуатации.

37. Внутрискважинный газлифт.

38. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации Скважин УСШН.

39. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

40. Производительность УСШН. Факторы, влияющие на производительность.

41. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса (УШСН).

42. Устройство, работа, основные характеристики, выбор станков-качалок.

43. Динамометрирование УСШН.

44. Выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ.

45. Устройство, типы, область применения, характеристики невставных штанговых насосов.

46. Устройство, типы, характеристики, область применения Вставных штанговых насосов.

47. Особенности исследования скважин, оборудованных УСШН.

48. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.

49. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин, оборудованных ШСНУ.

50. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин.

51. Конструкция, основные характеристики, условия работы насосных штанг.

52. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных шташтовыми насосами.

53. Автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными ШСНУ.

54. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.

55. Конструкция, основные характеристики, условия работы, выбор насосных штанг.

56. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ.

57. Оборудование устья насосных скважин.

58. Схема работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

59. Назначение, принципиальное устройство узлов установки ЭЦН.

60. Рабочие характеристики, устройство, выбор ЭЦН.

61. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

62. Принцип подбора УЭЦН к скважине.

63. Обслуживание, автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными УЭЦН.

64. Эксплуатация скважин погружными винтовыми электронасосами.

65. Эксплуатация скважин диафрагменными электронасосами.

Задача 1.1

Определить дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оценить величину коэффициента продуктивности, вычислить дебит по уравнению притока.

Данные взять из таблицы 1 и 2.

Таблица 1

	Варианты
1-3	4-6	7-9	10-12	13-15
— пластовое давление, МПа	16, 0	16, 0	16, 0	16, 0	16, 0
- забойное давление, МПа		9, 8	9, 6	9, 4	9, 2
- давление насыщения, МПа	9, 0	9, 0	9, 0	9, 0	9, 0

Таблица 2

	Варианты
1-3	4-6	7-9	10-12	13-15
- эффективная толщина пласта, м
ρ _н - плотность нефти, т/м³	0, 8	0, 8	0, 8	0, 8	0, 8
- объемный коэффициент нефти	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
- вязкость нефти динамическая, мПа. с	1, 5	1, 5	2, 0	1, 5	1, 5
k- коэффициент проницаемости породы, мкм²	0, 2	0, 2	0, 2	0, 4	0, 2
σ - относительное вскрытие, м
- диаметр скважины по долоту, мм
φ _с - коэффициент совершенства скважины	0, 7	0, 7	0, 7	0, 7	0, 7

Задача 1.2

Задача 1.3

Для однорядного газлифтного подъемника кольцевой системы определите глубину ввода газа (длину подъемных труб), диаметр труб, расход газа, выясните необходимость применения пусковых клапанов.

Данные приведены в таблицей

Задача 1.4

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 задачи 1.5

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.