Контрольная работа №1. 1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны

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.

-29-

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

-30-

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.

-31-

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.

-32-

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

-33-

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

-34-

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.

-31-

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

-35-

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

-36-

Задача 1.1

Определите дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оцените величину коэффициента продуктивности. Данные возьмите из таблицы 1.

Методические указания к решению задачи 1.1

При установившемся притоке однородной жидкости в скважину, дебит скважины можно определить по уравнению Дюпюи:

2 πkh (Pпл – Pзаб)

Q = ————————— (1)

μ· ln (Rк/rc)

В практических условиях дебит нефтяных скважин измеряют на поверхности в т/сут, проницаемость пород – в мкм², вязкость нефти – в мПа·с.

Если в формуле (1) производительность Q поставить в т/сут (Q = Qоб·ρ, где ρ в т/м³), проницаемость k в мкм² (1 мкм² = 10ˉ¹²м²), пластовое и забойное давления в МПа (1МПа = 10⁶Па), с учетом объемного коэффициента b и гидродинамического несовершенства скважины φc, после математических преобразований формула (1) примет вид:

0,236 kρh (Pпл – Pзаб)φc

Q = ——————————— (2)

b·µ·lg(Rк/ rc)

где Rк – радиус контура питания (зоны дренирования), принимается

равным половине расстояния между скважинами.

Rк = S/ 2,м (3)

где rc – радиус скважины по долоту,

-37-

rc = Dдол/ 2, м (4)

Так, как дебит скважины главным образом регулируется изменением депрессии на пласт, то можно использовать формулу притока:

Q = K (Pпл – Pзаб)ⁿ, т/сут, (5)

где n – показатель степени, зависящий от условий фильтрации и

составляющий 1…0,5, принимаем n = 1;

K – коэффициент продуктивности, т/сут·МПа

Сравнивая уравнение (2) и (5) определяем величину коэффициента продуктивности по формуле:

0,236· khρнφс

K = ———————, т/сут·МПа (6)

b·µ· lgRк

rс¯

-38-

Таблица 1

Наименование исходных данных	Варианты
Пластовое давление Pпл, МПа
Забойное давление Pзаб, МПа											9,5
Толщина пласта h, м
Плотность нефти ρн, кг/м³
Вязкость нефти µн, мПа·с	1,5	2,0	2,5		1,5	2,0	2,5		1,5	2,0	2,5		1,5	2,0	2,5
Объемный коэффициент b	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15
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
Расстояние между скважинами S, м
Диаметр скважины по долоту Dдол, мм
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс	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	0,7

Продолжение таблицы 1

Наименование исходных данных	Варианты
Пластовое давление Pпл, МПа
Забойное давление Pзаб, МПа												9,5		10,5
Толщина пласта h,м
Плотность нефти ρн, кг/м³
Вязкость нефти µн, мПа·с		1,5	2,0	2,5		1,5	2,0	2,5		1,5	2,0	2,5		1,5	2,0
Объемный коэффициент b	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2	1,15	1,2
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
Расстояние между скважинами S, м
Диаметр скважины по долоту Dдол, мм
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс	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	0,7

Задача 1.2

Рассчитайте основные параметры процесса освоения скважины, методом замены жидкости, выберите промывочную жидкость и необходимое оборудование. Дайте схему оборудования скважины и размещения оборудования при освоении скважины. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1150 кг/м³. Данные возьмите из таблицы 2.

Методические указания к решению задачи 1.2

К решению задачи приступают после изучения темы 2, (О-1 стр.92 – 95) или (О-2 стр.142 – 146).

Рекомендуется следующая последовательность решения задачи.

1. Определяют плотность промывочной жидкости из условия вызова притока:

(Pпл – Pmin) ·10⁶

ρп = —————————, кг/м³ (7)

L·g

где L – глубина спуска промывочных труб, м; принимаем L=Hф.

2. Выбирают промывочную жидкость:

- если полученная плотность больше или равна плотности пресной воды ρп ≥ ρв, то выбираем пресную или соленую воду;

- если полученная плотность меньше плотности пресной воды ρп < ρв – выбираем нефть.

3. Определяем количество промывочной жидкости:

πD²в

Vп = φ· ——— · L, м³ (8)

где φ – коэффициент запаса промывочной жидкости, φ = 1,1;

Dв – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

4. Определяют количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости:

-41-

nц = Vп/ Vц (9)

где Vц – вместимость выбранного типа автоцистерн, м³.

5. Определяют максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб:

Pмах = L·(ρб.р – ρп)·g ·10־⁶ +Pтр + Pу, МПа (10)

где Pтр – потери давления на преодоление сил трения, МПа.

Принимаем условно Pтр = 0,5…1 МПа;

Pу – противодавление на устье, МПа (при промывке в амбар Pу = 0).

6. По максимальному давлению выбираем тип промывочного (насосного) агрегата и передачу работ агрегата (по характеристике его насоса). Необходимо чтобы Pмах ≤ Pа. Для промывки обычно достаточно одного агрегата.

7. Составляют схему оборудования скважины и расположения наземного оборудования.

-42-

Таблица 2

Наименование исходных данных	Варианты
Глубина скважины H,м
Пластовое давление Pпл, МПа
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м
Минимально-допустимая депрессия на забое скважины Pmin, МПа		1,5		1,2	1,4	1,6	1,8			1,2	1,5		1,5		1,5
Наружный диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Условный диаметр НКТ d, мм

Продолжение таблицы 2

Наименование исходных данных	Варианты
Глубина скважины H, м
Пластовое давление Pпл, МПа								20,5		20,5	18,4	18,5		19,5
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м
Минимально-допустимая депрессия на забое скважины Pmin, МПа		1,2	1,4	1,6	1,8		1,2	1,5		1,5		1,5		1,2	1,4
Наружный диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Условный диаметр НКТ d, мм

Задача 1.3

Произвести расчет фонтанного подъемника.

Данные приведены в таблице 3.

Методические указания к решению задачи 1.3

К решению задачи приступают после изучения темы 3 (О-1 стр.250 – 253) или (О-2 стр.157 – 159). Решение типовых задач дано в (О-3 стр.78 – 83).

Расчет фонтанного подъемника сводится к определению длины, диаметра и группы прочности стали колонны фонтанных труб.

1. Определяют глубину спуска труб в зависимости от типа скважин.

При Pзаб > Pнас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:

(Pзаб – Pнас) ·10⁶

L = Hф – —————————, м (11)

ρсм·g

где ρсм – плотность смеси, определяется по формуле (12).

ρсм = ρв·nв + ρн·( 1 – nв) (12)

При Pзаб≤Pнас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра:

L = Hф.

На практике, исходя из технологических соображений (промывка, освоение скважин) трубы обычно опускают до верхних отверстий фильтра.

2. Диаметр фонтанных труб можно определить по формуле А.П.Крылова из условия минимальных потерь давления в колонне, при оптимальном режиме для конца фонтанирования:

—————— —————————

ρж·L Q·g·L

d = 188 —————— · —————————, мм (13)

√ (P₁ - Pу) ·10⁶ ∛ ρж·g·L – (P₁ - Pу) ·10⁶

-45-

где P₁ = Pнас, если Pзаб > Pнас;

P₁ = Pзаб, если Pзаб ≤ Pнас;

ρж = ρн, если nв = 0;

ρж = ρсм, если nв > 0.

Q – определяют по формуле притока (5).

3. По найденному расчетному значению, по внутреннему диаметру, выбирают меньший стандартный ближайший диаметр по таблице характеристик труб (О-3 стр.249). Записывают условный диаметр выбранных труб.

4. Выбирают тип труб: гладкие или с высаженными наружу концами. Предпочтение отдают гладким трубам (О-2 стр.140).

5. Выясняют возможность спуска труб в эксплуатационную колонну, руководствуясь следующими соотношениями диаметров эксплуатационных колонн и НКТ:

при 146 мм эксплуатационной колонне – не более 73 мм,

при 168 мм эксплуатационной колонне – не более 89 мм.

6. Материал труб подбирают, исходя из расчета на растяжение от собственной силы тяжести. Для этого задаются группой прочности стали, например D, и выписывают значения страгивающей нагрузки для труб, Pстр или нагрузки, при которой напряжение в 52 трубах достигает предела текучести Pт, в зависимости от типа и диаметра труб (О-15 стр.91 – 96; О-16 стр.22 – 24).

Определяют предельную глубину спуска труб по формуле:

- для гладких труб:

D

P стр

L доп = —————, м (14)

K·qтр

- для труб с высаженными концами:

D

P т

L доп = ———, м (15)

K·q

где K - коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1,5;

q – вес одного погонного метра труб, Kн

q = m·g ·10⁻³, (16)

где m – масса 1 п. м. труб, кг;

g – ускорение свободного падения, м/с².

-46-

Если L доп > L, то выбранная группа прочности стали удовлетворяет условию прочности.

Если Lдоп < L, то для оставшейся секции колонны труб, длинной

ℓ = L - L доп, берут более прочную сталь, например K. Допускается длина секции из стали K:

- для гладких труб:

K D

Pстр – Pстр

ℓ = ——————, м (17)

K·q

- для труб с высаженными концами:

K D

P т –P т

ℓ = —————, м (18)

K·q

-47-

Таблица 3

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м
Пластовое давление Pпл, МПа		17,8	18,5		19,8					18,7	19,3	20,5
Забойное давление Pзаб, МПа		11,8	12,3		12,8						13,3				15,5
Давление насыщения Pнас, МПа
Устьевое давление Pу, МПа	1,2	1,0	1,3	1,4	1,0	1,2	1,3	1,4	0,8	0,9	1,0	1,2	1,3	1,0	0,8
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Плотность нефти ρн, кг/м³
Плотность воды ρв, кг/м³
Обводненность nв, %
Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа	8,3	10,5	13,0	15,2	18,0	21,4	25,0	30,4	33,0	28,0	26,8	32,5	23,4	35,0	16,8

Продолжение таблицы 3

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м
Пластовое давление Pпл, МПа	14,2	14,7	15,2	15,7	16,2	16,7		17,9	18,6	19,1	19,5	20,1		22,2	18,3
Забойное давление Pзаб, МПа	8,6	8,8	9,1	9,3	9,6	9,9	11,1	11,7	12,2	13,3	12,7	13,1	13,2	14,8	11,5
Давление насыщения Pнас, МПа	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
Устьевое давление Pу, МПа	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,2	1,0	1,3	1,4	1,0	1,2	1,3	1,4	0,8
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Плотность нефти ρн, кг/м³
Плотность воды ρв, кг/м³
Обводненность nв, %
Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа	14,3	21,4	25,0	32,1	39,3	30,4	8,3	10,5	13,0	15,2	18,1	21,3	25,2	30,3	33,2

Задача 1.4

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 таблице 4.

Методические указания к решению задачи 1.4

Для решения этой задачи необходимо изучить тему 4 (О-1 стр.291 – 295) или (О-2 стр.199 – 231) и рассмотреть решение типовых задач (О-3 стр.84 – 92).

При расчете 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:

Q = K·(Pпл – Pзаб)ⁿ, т/сут

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

При Pзаб > P₁:

(Pзаб–P₁)∙10⁶

L = H – ————————, (19)

ρсм∙g

где P₁- давление у башмака труб, принимают обычно на 0,3…0,4 МПа меньше рабочего давления.

P₁ = Pр – 0,4 МПа.

При Pзаб < P₁:

L=Hф–∆h, (20)

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

Принимается условно (∆h = 30…50м) из технологических соображений установка пакера; для того, чтобы закачиваемый газ не мешал нормальному притоку нефти и др.

3. Диаметр для газлифтного подъемника определяют, так же как и для фонтанного (см. решение задачи 1.3). Давление P₁ в формуле (13) в данном

-50-

случае равно давлению у башмака труб (см. выше).

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

0,388·L·(1 – ε)

Rо.опт =————————, (21)

d⁰⋅⁵·ε·lg P₁/Pу

где ε – относительное погружение труб под уровень жидкости.

(P₁ - Pу)·10⁶

ε = —————— (22)

ρсм⋅g⋅L

5. Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа:

Rо.нагн = Rо.опт – Gэф, м³/т (23)

где Gэф – эффективный газовый фактор, м³/т.

Gэф = [G – αр(P₁₊Pу/2– Pо)]·(1 – nв), (24)

где Pо – атмосферное давление, МПа.

Pо = 0,1 МПа.

6. Суточный расход газа:

Vо.зак = Rо.нагн·Q, м³/сут (25)

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

При Hст = 0:

Pпуск = L·ρсм·g·10⁻⁶, МПа (26)

При H ст > 0 – вначале определяют превышение уровня жидкости в НКТ над статическим уровнем при продавливании по формуле:

(Pр – Pу)·10⁶ D²–d²

∆Hст = ——————— · ————, м (27)

ρсм·g D²

-51-

если ∆H>Hст, то пусковое давление определяют по формуле (26);

если ∆H<Hст:

Pпуск = (L–Hст)·ρсм·g·10⁻⁶·D²/ d², МПа (28)

Если Pпуск > Pр – необходимо применять газлифтные клапаны.

-52-

Таблица 4

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф,м
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Пластовое давление Pпл, МПа		14,4	14,8	15,3	15,8	16,2		17,5	14,5		15,5		16,5	17,2	17,8
Забойное давление Pзаб, 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
Устьевое давление Pу, МПа		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2
Рабочее давление Pр, МПа		8,2	8,4	8,6	8,8		8,8	8,6	8,4	8,2		8,6	8,8		9,2
Газовый фактор G, м³/т
Коэффициент растворимости газа в нефти αр, 1/МПа
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа
Плотность смеси ρсм, кг/м³
Статический уровень жидкости Hст,м
Обводненность продукции скважины nв, %

Продолжение таблицы 4

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Пластовое давление Pпл, МПа	14,2	14,7	15,2	15,7	16,2	16,4	14,2	14,5	14,9	15,5	15,7		16,8		17,2
Забойное давление Pзаб, МПа	8,6	8,8	9,1	9,3	9,6	9,9		8,3	8,4	8,5	8,6	8,8		9,1	9,4
Устьевое давление Pу, МПа	1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2
Рабочее давление Pр, МПа	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5		8,3	8,4	8,5	8,6	8,8		9,1	8,6
Газовый фактор G, м³/т
Коэффициент растворимости газа в нефти αр, 1/МПа
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа	14,3	21,4		32,1	32,3	39,3
Плотность смеси нефти и газа ρсм, кг/м³
Статический уровень жидкости Hст,м
Обводненность продукции скважины nв,%

Задача 1.5

Выберите оборудование и установите параметры работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ). Данные приведены в таблице 5.

Методические указания к решению задачи 1.5

К решению задачи рекомендуется приступать после тщательного изучения темы 5 (О-1 стр.310 – 358) или (О-2 стр.232 – 308) или (О-14 стр.53 – 88) и рассмотрения примеров типовых задач (О-3 стр.108 – 113).

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

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

Q = K·(Pпл–Pзаб)ⁿ, т/сут

2. Глубина спуска насоса:

(Pзаб – Pпр.опт)·10⁶

Lн = Hф – —————————, м (29)

ρсм·g

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 Pпр.опт = 2…2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

- при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяются по формуле (12);

- при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по формуле:

ρн+ρг·G+ρв·(nв/1 – nв)

ρсм = ————————————, кг/м³ (30)

в + nв/(1 – nв)

где в – объемный коэффициент нефти, принимаемый условно в = 1,12.

-55-

3. Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса αп = 0,6…0,8:

Q

Qоб = —————, м³/сут (31)

ρсм·αп

4. По диаграмме А.Н.Адонина (О-12 стр.24) для базовых станков-качалок выбирают по найденному дебиту (Qоб) и глубине спуска насоса (Lн) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка-качалки (СК), записывают техническую характеристику выбранного станка-качалки.

5. Выбирают тип насоса (О-14 стр.67 – 88) и диаметр насосно-компрессорных труб (О-7 стр.152).

6. В зависимости от диаметра и глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг (О-3 стр.256 – 259) или (О-7 стр.169 – 174).

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

Q

n = —————————, кач/мин (32)

1440·Fпл·S·αп·ρсм

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

π·dн²

Fпл= —————, м² (33)

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

1–ηн·ηск

N=0,000401·π·dн²·S·n·ρсм·Lн·(—————+αп)·K, кВт (34)

ηн·ηск

где ηн и ηск – соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки,

ηн = 0,9, ηск = 0,82;

αп – коэффициент подачи насоса (см. пункт 3);

K – коэффициент степени уравновешенности СК, для

уравновешенной системы K = 1,2.

Выбирают тип электродвигателя (О-3 стр.254).

-56-

Таблица 5

---

---

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Пластовое давление Pпл, МПа		14,4	14,8			15,4	15,8	16,2	14,4	14,6	15,2	15,6		16,5
Забойное давление Pзаб, МПа	8,2		8,2		8,8			9,5	7,9	8,5		9,6	9,8		10,2
Газовый фактор G, м³/т
Плотность воды ρв, кг/м³
Плотность нефти ρн, кг/м³
Плотность газа ρг, кг/мг³	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
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа	3,5		4,5		2,2	2,4	2,8	3,2	2,5	3,8			3,7	2,9	4,5
Обводненность продукции скважины nв, %														<