МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение

«Лениногорский нефтяной техникум»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ВЫПОЛНЕНИЮ

ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ

Тема 01.02.01. "Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений "

МДК 01.02. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ПМ.01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

программы подготовки специалистов среднего звена

специальности 21.02.01(131018) "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

ДЛЯ СТУДЕНТОВ ОЧНОЙ И ЗАОЧНОЙ ФОРМ ОБУЧЕНИЯ

2015г.

Разработчики:

Билалова Г.А. - преподаватель специальных дисциплин ГАПОУ "ЛНТ"

Рецезенты:

Преподаватель специальных дисциплин ГАПОУ "ЛНТ"

Бубекова А.А.

Ведущий инженер технологического отдела добычи нефти и газа НГДУ«Лениногорскнефть»

Петров Н.М.

Рассмотрено:

на заседании нефтепромысловых дисциплин

Протокол №____ от «___»___________20___г

Председатель__________/Л.А. Мифтахутдинова/

Утверждаю:

зам.директора по УР

_______________/И.П. Власова/

«______»___________20___г

Пояснительная записка

Методические указания для выполнения практических работ являются частью программы подготовки специалистов среднего звена (далее - ППССЗ) по специальности 21.02.01(131018) "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" в соответствии с требованиями ФГОС СПО третьего поколения.

Методические указания по выполнению практических работ адресованы студентам очной и заочной формы обучения.

Методические указания включают в себя учебную цель, перечень образовательных результатов, заявленных во ФГОС СПО третьего поколения, краткие теоретические и учебно-методические материалы по теме, вопросы для закрепления теоретического материала, задания для практической работы студентов и инструкцию по ее выполнению.

СОДЕРЖАНИЕ

Название практических работ

страницы

Практическая работа 1. «Определение дебитов нефтяных скважин по промысловым данным. Определение гидродинамического несовершенства скважин»

4

Практическая работа 2. «Расчет освоения скважины»

11

Практическая работа 3. «Проектирование технологического режима работы фонтанных скважин»

16

Практическая работа 4. «Проектирование технологического режима работы газлифтных скважин»

23

Введение

УВАЖАЕМЫЙ СТУДЕНТ!

Методические указания по 01.02.01.. "Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"для выполнения практических работ созданы Вам в помощь для работы на занятиях, подготовки к практическим работам, правильного составления отчетов.

Приступая к выполнению практической работы, Вы должны внимательно прочитать цель и задачи занятия, ознакомиться с требованиями к уровню Вашей подготовки в соответствии с федеральными государственными стандартами третьего поколения (ФГОС-3), краткими теоретическими и учебно-методическими материалами по теме практической работы, ответить на вопросы для закрепления теоретического материала.

Все задания к практической работе Вы должны выполнять в соответствии с инструкцией, анализировать полученные в ходе занятия результаты по приведенной методике.

Отчет о практической работе Вы должны выполнить по приведенному алгоритму.

Наличие положительной оценки по практическим работам необходимо для получения допуска к экзамену по 01.02.01."Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений", поэтому в случае отсутствия на уроке по любой причине или получения неудовлетворительной оценки за практическую, Вы должны найти время для ее выполнения или пересдачи.

Внимание! Если в процессе подготовки к практическим работам или при решении задач у Вас возникают вопросы, разрешить которые самостоятельно не удается, необходимо обратиться к преподавателю для получения разъяснений или указаний .

Время проведения дополнительных занятий можно узнать у преподавателя.

Методические указания

по выполнению практического занятия № 1

Определение дебитов нефтяных скважин по промысловым данным. Определение гидродинамического несовершенства скважин.

Учебная цель: формирование умения рассчитывать дебиты нефтяных и газовых скважин, коэффициент гидродинамического несовершенства скважин

Норма времени: 4 академических часа

Образовательные результаты, заявленные во ФГОС третьего поколения:

Студент должен

уметь:

У10. Устанавливать технологический режим работы скважины и вести за ним контроль

Формируемые компетенции:

ПК 1.2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

ОК 2. Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество.

ОК 6. Работать в коллективе и в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, потребителями.

Общие положения

Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид

Q = к (P_пл - Р_заб )ⁿ (1)

где Q - дебит скважины; к- размерный коэффициент пропорциональности;

п - показатель степени, характеризующий режим движения жидкости(фильтрации).

При п = 1 выражение (1) записывается так:

Q = К_пр (P_пл - Р_заб ) (2)

где Knр - коэффициент продуктивности скважины, т/(сут∙МПа) (стандартные условия).

Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиапьного притока в соответствии с формулой Дюпюи

Q = (3)

где: - радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

к - коэффициент пропорциональности, ;

- вязкость флюида, Па·с;

- радиус скважины, м;

h - толщина пласта, м;

- давление пласта скважины, Па;

- давление на забое скважины, Па.

Дебит - это количество добываемой жидкости из скважины за единицу времени.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введение в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

(4)

где: - радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

к - коэффициент пропорциональности, ;

- вязкость флюида, Па·с;

- радиус скважины, м;

h - толщина пласта, м;

- давление на контуре питания, Па;

- давление пласта скважины, Па;

- давление на забое скважины, Па.

С - коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений можно представить в виде:

(5)

где: коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия.

коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия.

Один из важнейших вопросов в добыче нефти и газа - установление обоснованной величины отбора нефти (газа) как из отдельных скважин, так и из залежи в целом. При прочих равных условиях максимальный дебит скважины можно получить при максимальной депрессии на пласт. Очевидно, что максимальная депрессия будет при Рзаб=0. Дебит скважины, получаемый при максимальной депрессии, называется - потенциальным дебитом.

(6)

Кроме того , при большой депрессии на пласт эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно также интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. При максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.
По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи протекал бесперебойно, скважины 'не выходили из строя вследствие чрезмерного отбора флюидов.
Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требованиям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит служит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

Ход практической работы:

1. Внимательно прочитайте задания

2. Выполните расчеты

3. Оформите отчет

4. Запишите выводы

5. Подготовьтесь к защите практической работы по контрольным вопросам

Задание 1. Определить действительный дебит гидродинамически несовершенной скважины и коэффициент совершенства. Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.

Таблица 1. Исходные данные для расчета

№ варианта

_k,мкм²

Р, МПа

µ_н, мПа∙с

h,м

R_k,мкм²

r_c, м

N

l', см

d', см

рн, г/см³

в

0,5

1

3

8,6

8

1000

0,124

186

2,6

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

8,7

8

1000

0,124

187

2,7

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

8,8

8

1000

0,124

188

2,8

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

8,9

8

1000

0,124

189

2,9

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9

8

1000

0,124

190

3

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,1

8

1000

0,124

191

3,1

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,2

8

1000

0,124

192

3,2

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,3

8

1000

0,124

193

3,3

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,4

8

1000

0,124

194

3,4

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,5

8

1000

0,124

195

3,5

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,6

8

1000

0,124

196

3,6

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,7

8

1000

0,124

197

3,7

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,8

8

1000

0,124

198

3,8

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

9,9

8

1000

0,124

199

3,9

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10

9

1000

0,124

200

4

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,1

9

1000

0,124

201

4,1

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,2

9

1000

0,124

202

4,2

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,3

9

1000

0,124

203

4,3

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,4

9

1000

0,124

204

4,4

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,5

9

1000

0,124

205

4,5

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,6

9

1000

0,124

206

4,6

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,7

9

1000

0,124

207

4,7

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,8

9

1000

0,124

208

4,8

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

10,9

9

1000

0,124

209

4,9

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

11

9

1000

0,124

210

5

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

11,1

9

1000

0,124

211

5,1

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

11,2

9

1000

0,124

212

5,2

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

11,3

9

1000

0,124

213

5,3

1,1

0,8

1,2

0,5

1

3

11,4

9

1000

0,124

214

5,4

1,1

0,8

1,2

30.

0,5

1

3

11,5

9

1000

0,124

215

5,5

1,1

0,8

1,2

Методические указания по выполнению задачи №1

1. Определить параметры, необходимые для нахождения коэффициента несовершенства вскрытия скважины:

n _{= ; (7) nD =} n2 r_{c; (8) l = ; (9)}

α = ; (10) δ = z∙ 100; (11) а = ; (12) Z = (13)

гдеn- плотность перфорации,

_- число простоев эксплуатационной колонны

- толщина пласта ,м

-эффективная толщина пласта, м

_{D- диаметр скважины по долоту, м}

r_{c -}радиус скважины, м

l^' - средняя длина пулевых каналов, см

d '- диаметр пуль, см

2. Для нахождения коэффициента несовершенства скважиныпо качеству вскрытия C₁ воспользуемся графиком (рисунок 1), для нахождения коэффициента несовершенства скважины по степени вскрытия С₂- графиком (рисунок 2). Суммарный поправочный коэффициент несовершенства скважины равен:

С = С₁+ С₂ (14)

3. Находим действительный дебит гидродинамически несовершенной скважины по формуле:

Q = , м³/с (15)

или

Q = , м³/сут (16)

86400 - число секунд в сутках

4. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины определяется на отношения:

φ = (17)

5. Для определения приведенного радиуса скважины воспользуемся формулой:

r_{пр =} (18)

Параметр β находим по графику ( рисунок 3)

_{По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического совершенства}

φ = (19)

6. На практике для определения дебита нефтяной скважины пользуются уравнением притока жидкости:

Q = К_пр(Р_пл- Р_заб), т/сут (20)

где, К_пр - коэффициент продуктивности скважины, определяется методами гидродинамических исследований или вычисляется по формуле:

К_пр = , т/сут∙МПа (21)

где k - коэффициент проницаемости пласта, м²

h_эф - эффективная мощность пласта, м

р_н - плотность нефти, т/м³

µ_н - вязкость нефти, сП (1мПа∙с=1 ∙10^-3Па∙с=1сП)

Рисунок 1. Рисунок 2.

ри

Рисунок 3.

Задание 2.Определить дебит газовой скважины если µг = 1 мПа∙с, Рпл=14 МПа, Рз=7МПа. Недостающие для расчета данные взять из таблицы 1.

Методические указания по выполнению задачи №2

1. Дебит газовой скважины определяется по формуле:

Q_г = , м³/с (22)

или

Q_г = , м³/сут (23)

Где Р₀ - атмосферное давление, равное 0,1 МПа

Задание 3. Определить дебит эксплуатационных скважин q_i находятся из системы уравнений, составленной для 3-х рядов скважины. Исходные данные представлены в таблице 2.

Таблица 2. Исходные данные

№ варианта

R₀, м

_R1, м

R_2, м

R_3, м

n₁

n₂

n₃

r_c, м

h, м

k, мкм²

µ_{н, мПа∙с}

Р_k, МПа

P₃, МПа

5500

4500

3500

2500

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5505

4505

3505

2505

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5510

4510

3510

2510

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5515

4515

3515

2515

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5520

4520

3520

2520

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5525

4525

3525

2525

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5530

4530

3530

2530

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5535

4535

3535

2535

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5540

4540

3540

2540

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5545

4545

3545

2545

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5550

4550

3550

2550

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5555

4555

3555

2555

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5560

4560

3560

2560

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5565

4565

3565

2565

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5570

4570

3570

2570

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5575

4575

3575

2575

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5580

4580

3580

2580

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5585

4585

3585

2585

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5590

4590

3590

2590

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5595

4595

3595

2595

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5600

4600

3600

2600

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5605

4605

3605

2605

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5610

4610

3610

2610

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5615

4615

3615

2615

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5620

4620

3620

2620

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5625

4625

3625

2625

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5630

4630

3630

2630

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5635

4635

3635

2635

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

5640

4640

3640

2640

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

30.

5645

4645

3645

2645

33

22

9

0,1

6

0,9

4,5

14

7

Методические указания по выполнению задачи №3

q₃ln+ n₃q₃ln - q₂ln = 0; (24)

q₂ln + (n₂q₂ + n₃q₃)ln - q₁ln = 0; (25)

q₁ln +(n₁q₁+ n₂q₂ + n₃q₃)ln = (26)

где R₀ - радиус приведенного контура питания;

R_1, R_2, R₃ - радиусы эксплуатационных рядов;

n₁, n_2, n₃ - число скважин в рядах;

R_k - давление на контуре области питания.

1. Из уравнения 1 находим:

q₂ = ∙ q₃ (27)

2. Из уравнения 2 находим:

q₁ = (28)

Вместо q₂ нужно подставить его значение, полученное в первом уравнении.

3. Уравнение 3 решаем относительно q₃, подставив в него значение q₂ и q₁, полученные в первом и втором действиях.

Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:

1. Объясните условие притока нефти и газа к скважинам.

2. Как записывается уравнение притока и определяется дебит скважин

3. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважины

4. Какие виды гидродинамического несовершенства скважин вы знаете?

5. Что называют коэффициентом гидродинамического совершенства скважин?

6. Что называют приведенным радиусом скважины?

7. Какие данные необходимы для расчета дебита нефтяной скважины?

8. Назовите единицу измерения дебита нефтяной и газовой скважин

9. Как учитывают гидродинамическое несовершенство скважин при подсчете их дебита?

10. От каких параметров зависит величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений?

11. Что называют коэффициентом продуктивности скважины?

12. Назовите единицу измерения коэффициента продуктивности скважины

13. Что называют потенциальным дебитом скважины?

14. Что называют оптимальным дебитом скважины?

15. Какие данные необходимы для расчета дебита газовой скважины?

Методические указания

по выполнению практического занятия № 2

Расчет освоения скважины

Учебная цель: Формирование умения выполнять расчеты по определению основных параметров освоения скважины различными методами: забойного давления, плотности и количества промывочной жидкости, времени вызова притока и выбора необходимого оборудования для освоения скважины

Норма времени: 90 минут

Образовательные результаты, заявленные во ФГОС третьего поколения:

Студент должен

уметь:

У10. Устанавливать технологический режим работы скважины и вести за ним контроль

Формируемые компетенции:

ПК 1.2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

ОК 2. Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество.

ОК 6. Работать в коллективе и в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, потребителями.

Общие положения

Все существующие методы освоения скважин основаны на принципе снижения забойного давления. При этом создаются условия для притока жидкости из пласта к забою скважины. Забойное давление определяется по формуле:

( 29)

где Н - высота столба жидкости в скважине, м

- плотность жидкости, кг/м³

- ускорение свободного падения, м /с²

- давление на устье скважины, Па.

В скважинах с высоким и средним пластовым давлением желаемого результата можно достигнуть путем понижения устьевого давления до нуля, и затем путем постепенного снижения плотности жидкости в скважине за счет перехода с глинистого раствора вначале на воду, а потом на нефть и аэрированную жидкость. Применяют также снижение уровня жидкости компрессорным способом. В случае очень низкого пластового давления применяют метод поршневания скважины.

Ход практической работы:

1. Внимательно прочитайте задания

2. Выполните расчеты

3. Оформите отчет

4. Запишите выводы

5. Подготовьтесь к защите практической работы по контрольным вопросам

Задание 1 Определить забойное давление при освоении скважины разными способами. Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.

Таблица 3. Исходные данные к задаче

№ варианта

Плотность жидкости в скважине,

кг/м³

Диаметр

скважины, D мм

Пластовое давление, P_пл, атм

Глубина

скважины, H

м

1

1200

146

173

1868

2

1200

146

82

1778

3

1200

168

102

1015

4

1200

146

204

1765

5

1200

146

163

1885

6

1200

146

169

1800

7

1200

146

189

1846

8

1200

146

206

1878

9

1200

146

195

1850

10

1200

146

181

1787

11

1200

168

165

1717

12

1200

168

155

1882

13

1200

146

132

1833

14

1200

168

176

1790

15

1200

146

124

1741

16

1200

168

195

1853

17

1200

146

186

1809

18

1200

168

170

1728

19

1200

146

160

1837

20

1200

168

134

1864

21

1200

146

140

1730

22

1200

168

134

1832

23

1200

146

147

1660

24

1200

146

130

1668

25

1200

168

140

1700

26

1200

146

141

1720

27

1200

168

142

1730

28

1200

146

143

1780

29

1200

168

144

1800

30

1200

146

145

1830

Методические указания по выполнению задачи №1

Рассмотрим возможные способы снижения забойного давления при освоении данной скважины.

3. метод. Снижение устьевого давления до нуля

В этом случае в формуле (1) второе слагаемое Р_у = 0.

Следовательно забойное давление в скважине будет

Па => МПа (30)

3. метод. Снижение плотности жидкости в скважине.

Этого можно достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрированной нефти. В первом случае при = 850 кг/м³ забойное давление в скважине будет

(31)

Во втором случае при газированной нефти плотность р_ж = 500 кг/м³ забойное давление снизится до

, ПаМПа (32)

3 метод. Компрессорный

Максимальное забойное давление при этом способе будет равно сумме рабочего давления воздуха (газа) у башмака подъемных труб и давления столба жидкости от башмака до забоя, т. е.

,ПаМПа (33)

где- плотность воды, заполняющей' подъемные трубы, равная 1000 кг/м³

L - глубина спуска подъемных труб, равная 1500 м;

4 метод. Поршневание скважины.

Определим приближенно, через сколько времени можно вызвать приток жидкости из пласта в скважину без учета поступления жидкости на забой в процессе поршневания.

Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи поршня, можно определить по формуле

Q₁= 0,785D²h_ст, м³ (34)

где h _{с т} - статический уровень жидкости, равный 500 м.

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня, определяется по формуле

Q₂=,м³ (35)

где d_T - внутренний диаметр НКТ, равный 60мм;

d_K - диаметр каната, равный 16мм;

Время на один рейс с учетом 30 с на процессы замедления скоростей в начале спуска поршня вниз и при подходе к устью скважины:

t = t_l + t₂+ 30; с (39)

Общее время на откачку всего столба до статического уровня

,с (40)

Только после этого начинается движение жидкости из пласта в скважину. Для стабильности дебита необходимо создать определенную депрессию путем дальнейшего понижения уровня ниже статического.

Задание 2. Рассчитайте основные параметры процесса освоения скважины методом замены жидкости, выберите промывочную жидкость и необходимое оборудование. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1150 кг/м³. Исходные данные для расчета представлены в таблице 4.

Таблица 4. Исходные данные к задаче

Наименование

исходных данных

Варианты

1,11,21

2,12,22

3,13,23

4,14,24

5,15,25

6,16,26

7,17,27

8,18,28

9,19,29

10,20,30

Глубина скважины

H, м

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2130

2150

2200

Пластовое давление

P_пл,МПа

18

17

16

19

20

18

19

20

20

20

Расстояние от устья

до верхних отверстий

фильтра H_ф, м

1480

1570

1680

1770

1880

1970

2080

2100

2130

2180

Минимально

допустимая

депрессия на забое

скважины

P_min, МПа

2

1,5

1

1,2

1,4

1,6

1,8

1,8

1,9

2,0

Наружный диаметр

эксплуатационной

колонны D,мм

168

146

168

146

168

146

168

146

168

146

Условный диаметр

НКТ d, мм (дюймы)

73

(2,5)

60

(2,0)

73

(2,5)

60

(2,0)

73

(2,5)

60

(2,0)

73

(2,5)

60

(2,0)

73

(2,5)

60

(2,0)

Методические указания по выполнению задачи №2

В данной задаче необходимо рассчитать: плотность промывочной жидкости, количество промывочной жидкости. При выборе оборудования необходимо знать максимальное давление закачки.

3. Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова притока:

, кг/м³ (41)

где L - глубина спуска промывочных труб, м , принимаем L = Н_ф.

3. Выбираем промывочную жидкость:

• если полученная плотность больше или равна плотности пресной

воды , то выбираем пресную или соленую воду;

• если полученная плотность меньше плотности пресной воды ,

выбираем нефть.

3. Определяем количество промывочной жидкости:

L, м³ , (42)

где - коэффициент запаса промывочной жидкости, = 1,1;

D_в- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

3. Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости:

(43)

где V_ц - вместимость выбранного типа автоцистерн, м³.

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

, МПа (44)

где Р_{т р} - потери давления на преодоление сил трения, МПа.

Принимаем условно Р_тр-= 0,5 -1 MПа;

Р_у - противодавление на устье, МПа (при промывке в амбар P_у = 0).

6. Выбираем тип промывочного агрегата и передачу работ агрегата по характеристике его насоса. (Бухаленко Е. И. «Нефтепромысловое оборудование»).

Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:

1. Какие существуют типы скважин по назначению?

2. Какой комплекс работ включает в себя подготовка скважины к эксплуатации?

3. Какие требования предъявляются к операции вскрытия нефтяных и газовых пластов.

4. Назовите причины загрязнения призабойной зоны пласта при вскрытии

5. Какие конструкции забоя скважины вам известны?

6. От каких факторов зависит выбор конструкции забоя скважины? Охарактеризуйте методы перфорации скважин

7. Перечислите элементы конструкции скважины, назовите их назначение

8. Объясните назначение колонной головки

9. Перечислите основные элементы и их назначение клиновой и муфтовой колонных головок

10. В зависимости от каких параметров выбирают конструкцию колонной головки?

11. Каково назначение насосно-компрессорных труб?

12. Каких условных диаметров выпускаются НКТ?

13. Как между собой соединяются НКТ?

14. Что называют освоением скважин?

15. Какова цель освоения нефтяных скважин?

16. Каково условие притока?

17. На изменении каких величин основываются методы освоения нефтяных скважин?

18. Перечислите и раскройте сущность методов освоения нефтяных скважин.

19. От каких факторов зависит выбор метода освоения нефтяных скважин?

20. Какие методы используются при низком пластовом давлении?

21. Назовите цель освоения нагнетательных скважин

22. Перечислите методы освоения нагнетательных скважин

23. Какие методы освоения относятся к дренажным

24. Расскажите о сущности СКО, ГРП, промывки, термических методов

25. Какие требования техники безопасности должны соблюдаться при освоении скважин?

Методические указания

по выполнению практического занятия № 3

Проектирование технологического режима работы фонтанных скважин

Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по проектированию технологического режима работы фонтанных скважин

Норма времени: 6 академических часов

Образовательные результаты, заявленные в ФГОС третьего поколения:

Студент должен

уметь:

У10. Устанавливать технологический режим работы скважины и вести за ним контроль

Формируемые компетенции:

ПК 1.2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

ОК 4. Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития.

Общие положения

Фонтанирование скважин осуществляется либо за счет гидростатического напора пласта, либо за счет газа выделяющегося из нефти, либо за счет повышения давления на забое при осуществлении ППД.

Фонтанирование за счет гидростатического напора пласта осуществляется при условии, что давление на устье скважины больше или равно давлению насыщения. Расчет фонтанной скважины в этом случае сводится к определению забойного давления с учетом гидравлических потерь напора при движении нефти в колонне труб и КПД подъемника.

Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выделяющегося из нефти возможен только при определенном соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике и удельного объема газа, потребного для работы подъемника:

G_эф ≥ R_опт

За эффективный газовый фактор принимают средний объем свободного газа на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящийся на единицу массы жидкости.

Удельный расход газа определяют при оптимальном режиме работы подъемника. В этом случае принцип расчета заключается в определении наиболее благоприятных условий фонтанирования скважины.

Произвести расчет фонтанного подъемника, это значит выбрать диаметр подъемника, его длину, определить минимальное забойное давление, выбрать оптимальный режим работы скважины.

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита, забойного устьевого и затрубного давлений. Дебит скважин регулируют путем выбора диаметра насосно-компрессорных труб, который должен обеспечить отбор в начальный период фонтанирования. Диаметр подъемника рассчитывают по формулам А.П. Крылова с учетом минимальных потерь в НКТ. При выборе длины колонны НКТ исходят из условий материальных затрат. При отсутствии изнашивающих и других осложняющих факторов колонну фонтанных труб можно применить небольшой длинны, что обеспечивает и большую пропускную способность.

Минимальное забойное давление это давление, при котором еще будет происходить фонтанирование. Это величина характеризует согласованную работу пласта и скважины. Необходимо проверить, после выбора диаметра НКТ возможность спуска труб в скважину с эксплуатационной колонной данного диаметра.

Ход практической работы:

1. Внимательно прочитайте задания

2. Выполните расчеты

3. Оформите отчет

4. Запишите выводы

5. Подготовьтесь к защите практической работы по контрольным вопросам

Задание 1 Произвести расчёт фонтанного подъёмника, т.е. определить длину, диаметр. Группу прочности стали (материал) одноразмерной колонны фонтанных труб по заданным условиям фонтанирования. Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.

Таблица 5. Исходные данные к задаче

№ варианта

Н_ф,м

Р_пл, МПа

Р_заб, МПа

Р_нас,МПа

Р_у,МПа

n_в,%

р_н,кг/м³

р_в,кг/м³

G,м³/т

D_экм,мм

К т/сут∙МПа

1

1610

16,1

10,1

8,6

1,5

11

750

1180

63

146

5

2

1620

16,2

10,2

8,6

1,5

12

750

1180

63

146

6

3

1630

16,3

10,3

8,6

1,5

13

750

1180

63

146

7

4

1640

16,4

10,4

8,6

1,5

14

750

1180

63

146

8

5

1650

16,5

10,5

8,6

1,5

15

750

1180

63

146

9

6

1660

16,6

10,6

8,6

1,5

16

750

1180

63

146

10

7

1670

16,7

10,7

8,6

1,5

17

750

1180

63

146

11

8

1680

16,8

10,8

8,6

1,5

18

750

1180

63

146

12

9

1690

16,9

10,9

8,6

1,5

19

750

1180

63

146

13

10

1700

17

11

8,6

1,5

20

750

1180

63

146

14

11

1710

17,1

11,1

8,6

1,5

21

750

1180

63

146

15

12

1720

17,2

11,2

8,6

1,5

22

750

1180

63

146

16

13

1730

17,3

11,3

8,6

1,5

23

750

1180

63

146

17

14

1740

17,4

11,4

8,6

1,5

24

750

1180

63

146

18

15

1750

17,5

11,5

8,6

1,5

25

750

1180

63

168

19

16

1760

17,6

11,6

8,6

1,5

26

750

1180

63

168

20

17

1770

17,7

11,7

8,6

1,5

27

750

1180

63

168

21

18

1780

17,8

11,8

8,6

1,5

28

750

1180

63

168

22

19

1790

17,9

11,9

8,6

1,5

29

750

1180

63

168

23

20

1800

18

12

8,6

1,5

30

750

1180

63

168

24

21

1810

18,1

12,1

8,6

1,5

31

750

1180

63

168

25

22

1820

18,2

12,2

8,6

1,5

32

750

1180

63

168

26

23

1830

18,3

12,3

8,6

1,5

33

750

1180

63

168

27

24

1840

18,4

12,4

8,6

1,5

34

750

1180

63

168

28

25

1850

18,5

12,5

8,6

1,5

35

750

1180

63

168

29

26

1860

18,6

12,6

8,6

1,5

36

750

1180

63

168

30

27

1870

18,7

12,7

8,6

1,5

37

750

1180

63

168

31

28

1880

18,8

12,8

8,6

1,5

38

750

1180

63

168

32

29

1890

18,9

12,9

8,6

1,5

39

750

1180

63

168

33

Методические указания по выполнению задачи №1

1. Определение глубины спуска труб в скважину. При фонтанном способе эксплуатации скважин подъемные трубы обычно опускают до верхних отверстий фильтра, следовательно, L= Н_ф.

При Р_заб ≥ Р_нас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:

L=H_ф- , м (45)

где р_см - плотность смеси

Если воды > 80% то определяется по формуле

р_см = р_в ∙n_в+ р_н (1- n_в ) (46)

р_в - плотность воды, кг/м

р_н - плотность воды, кг/м³

n_в - процентное содержание

Если п_в< 80% определяем по формуле:

(47)

в - объемный коэффициент нефти

При Р_за6 < Р_нас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра: L=Н_ф

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

2. Диаметр фонтанных труб определяют из условия минимальных потерь давления в колонне по зависимостям А.П. Крылова или по кривым изменения давления по длине колонны фонтанных труб (графический метод). Определяем по формуле А.П. Крылова

, мм (48)

Где P₁=Р_нас, если Р_заб > Р_нас

Р₁=Р_заб, если Р_заб ≤ Р_нас

Q-дебит скважины

Q=K(P_пл-Р_заб)ⁿ, т/сут, n=1 (49)

По найденному расчетному значению выбираем (по внутреннему диаметру) ближайший стандартный (меньший) диаметр труб по таблице характеристики труб (таблица 10 , см. приложение 1). Записываем условный диаметр выбранных труб.

3. Тип труб (гладкие или с высаженными наружу концами). Предпочтение отдают гладким трубам. Выясняют возможность спуска труб в эксплуатационную колонну, руководствуясь следующими соотношениями диаметров эксплуатационных колонн и НКТ:

при 146 мм эксплуатационной колонны не более 73 мм

при 168 мм эксплуатационной колонны не более 89 мм

3. Выбор группы прочности стали (материала) труб. Материал труб подбирают из условий обеспечения прочности на растяжение два случая свободноподвешенной колонны.

Задаемся группой прочности стали, например Д, и определяем допускаемую глубину спуска труб по формуле:

L^Д_доп=,м - для гладких труб (50)

А для равнопрочных (с высаженными наружу концами) труб:

L^Д_доп=,м (51)

где Р_стр^д и Р^д_т - страгивающая нагрузка, и нагрузка при пределе текучести соответственно, находятся по таблице прочностных характеристик НКТ (таблица 11, см. приложение 2) [n] - допускаемый коэффициент запаса прочности. [п]=1,5

q - сила тяжести (вес) 1 м.п. труб q = т- g ∙ 10^-3, КН (8)

где т - масса 1 м.п. труб с муфтами (кг), находится по таблице (таблица 10, см. приложение 1)

Если L_don > L, выбранная группа прочности стали подходит.

Если L_don < L, для оставшейся секции колонны длиной l = L - L_доп берут прочную сталь, например К. Допускаемая длина секции из стали К:

L^к=^, м - для гладких труб (52)

L^к=, м - для равнопрочных труб (53)

Задание 2. Скважина фонтанирует за счет гидростатического напора без выделения свободного газа в трубах. Требуется определить гидравлические потери напора. Забойное давление, К.П.Д. подъемника при фонтанировании по подъемным трубам и по эксплуатационной колонне.

Исходные данные:

1.Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D_вн = 150мм

2.Подъемные трубы с внутренним диаметром d_вн = 62мм

3.Рабочее давление на устье скважины при фонтанировании по 62-мм трубам Р_у = 11,5 МПа

4.Плотность нефти р_н = 860кг/ м³

5.Кинематическая вязкость нефти v = 10∙10 ⁶ м² / с

Значения дебита скважины Q и Н_ф взять из таблицы 6.

Таблица 6. Исходные данные для расчета

№ варианта

Н_ф, м

Q, т/сут

№ варианта

Н_ф, м

Q, т/сут

1

1710

210

16

1860

360

2

1720

220

17

1870

370

3

1730

230

18

1880

380

4

1740

240

19

1890

390

5

1750

250

20

1900

400

6

1760

260

21

1910

410

7

1770

270

22

1920

420

8

1780

280

23

1930

430

9

1790

290

24

1940

440

10

1800

300

25

1950

450

11

1810

310

26

1960

460

12

1820

320

27

1970

470

13

1830

330

28

1980

480

14

1840

340

29

1990

490

15

1850

350

30

2000

500

Методические указания по выполнению задачи №2

Фонтанирование по 62-мм подъёмным трубам

1 Определяем среднюю скорость движения нефти по формуле:

, м/с (54)

2 Критерий Рейнольдса равен (55)

3 Если Re>2320, то режим турбулентный и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

λ= (56)

4 Гидравлические потери напора при движении нефти в 62-мм колонне НКТ

(57)

5 Гидростатическое давление столба нефти в скважине

(58)

6 Забойное давление Р_з=Р_тр+Р_ст+Р_у, МПа (59)

7. К.П.Д. подъёмника при фонтанировании по 62-мм колонне НКТ

(60)

8. Перепад давления на забое ,МПа (61)

9. Пластовое давление (62)

10 Общий К.П.Д. фонтанирования при движении нефти из пласта на поверхность

(63)

Фонтанирование по 150-мм эксплуатационной колонне:

По выше приведенным формулам вычислить

Затем вычислить устьевое давление Р_у

Р_у=Р_з- Р_ст- Р_тр, МПа (64)

Значение Р_з взять из шестого действия, т.е. таким же как при фонтанировании по 62-мм трубам.

Сравнить значения Р_у и η при фонтанировании по НКТ и по колонне при фонтанировании значения устьевого давления К.П.Д. больше. В результате этого удлиняется период фонтанирования, создается возможность увеличения депрессии и дебита скважины. Но практически фонтанирование по колонне не применяется. Так как оно возможно при отсутствии песка в нефти и когда для освоения скважины не требуется спускать фонтанные трубы.

Задание №3. Определить минимальное забойное давление фонтанирования. Забойное давление больше давления насыщения. Скважина безводная.

Таблица 7. Исходные данные для расчета

Наименование

исходных

данных

Варианты

1,11,

21

2,12,

22

3,13,

23

4,14,

24

5,15,

25

6,16,

26

7,17,

27

8,18,

28

9,19,

29

10,20,

30

Г дубина скважины, Lc м

1700

1710

1720

1730

1740

1735

1745

1750

1725

1755

Внутренний диаметр НКТ, м d

0.503

0,0503

0,0503

0,0503

0,0503

0,0503

0,0503

0,0503

0,0503

0,0503

Давление насыщения Рнас МПа

7,3

7,5

7,4

7,6

7,7

7,8

7,2

7,9

7,35

7,5

Давление на

Устье Ру,

МПа

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

Г азовый

фактор Gо,

м³/т

80,2

80,1

80,3

80,4

80,5

80,6

80,7

80,8

80,9

80,36

Плотность пластовой нефти р_нп, кг/м³

778

779

770

776

750

755

765

795

744

773

Плотность дегазирован ной нефти р_нд, кг/м³

825

826

810

823

815

820

839

850

840

862

Методические указания по выполнению задачи №3

1 Рассчитываем средний коэффициент растворимости

(65)

Где G₀- газовый фактор, м³/т

-плотность дегазированной нефти, кг/м³

Р_нас- давление насыщения, мПа

2 Рассчитываем среднюю плотность нефти в подъёмнике

(66)

Где - плотность нефти, кг/м³

- плотность дегазированной нефти, кг/м³

Эффективный газовый фактор

(67)

В=0 - обводненность

3 Для случая Р_заб>Р_нас рассчитаем максимальную глубину спуска колонны НКТ

(68)

G_эф- газовый фактор, м³/т

D- внутренний диаметр НКТ, м

Р_нас- давление насыщения, МПа

Р_у- устьевое давление, МПа

4 Рассчитываем, минимальное забойное давление фонтанирования, принимая

(69)

Где, Р_нас- давление насыщения, мПа

L_c- глубина скважины, м

Н_бmax- максимальная глубина спуска НКТ, м

Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:

1. Что называют способом эксплуатации скважины

2. Запишите уравнение баланса энергии в скважине, поясните его

3. Изложите условия, причины и типы фонтанирования

4. Что понимается под эффективным газовым фактором? Условие газлифтного фонтанирования.

5. Какие существуют структуры газожидкостной смеси в НКТ?

6. Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти.

7. Какие факторы учитывают при определении диаметра фонтанного подъемника

8. Что входит в состав наземного оборудования фонтанных скважин?

9. Как подбирают наземное оборудование фонтанных скважин.

10. По каким признакам классифицируют фонтанную арматуру?

11. Подземное оборудование фонтанных скважин

12. Как регулируют работу фонтанной скважины?

13. Изложите особенности исследования фонтанных скважин

14. Что называют регулировочными кривыми работы фонтанной скважины, как их используют?

15. Как устанавливается технологический режим работы фонтанной скважины?

16. Охарактеризуйте геолого-технологические и технические факторы, ограничивающие дебит скважины

17. Какие неполадки возникают при работе фонтанных скважин?

18. Охарактеризуйте методы борьбы с АСПО в фонтанных скважинах

19. Охарактеризуйте методы борьбы песком в фонтанных скважинах

20. Какие требования техники безопасности должны соблюдаться при обслуживании фонтанных скважин?

Методические указания

по выполнению практического занятия № 4

Проектирование технологического режима работы газлифтных скважин

Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по проектированию технологического режима работы газлифтных скважин

Норма времени: 4 академических часа

Образовательные результаты, заявленные в ФГОС третьего поколения:

Студент должен

уметь:

У10. Устанавливать технологический режим работы скважины и вести за ним контроль

Формируемые компетенции:

ПК 1.2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

ОК 4. Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития.

Общие положения

Газлифтный способ - один из механизированных способов эксплуатации добывающих скважин, при котором рабочим агентом служит компримированный газ. Этот способ имеет вполне определенную область применения и ни в коей степени не может рассматриваться в качестве альтернативы другим механизированным способам эксплуатации.

Под пуском газлифтной скважины понимается процесс снижения забойного давления путем закачки в подъемник сжатого газа через последовательно расположенные на нем газлифтные клапаны. Расчет пуска скважины предусматривает определение глубины установки клапанов, обеспечивающих нормальную их работу в скважине.

Суть расчета компрессорного подъемника сводится к выбору режима работы компрессорного подъемника, характеризующегося минимальными затратами энергии. При этом считается, что отбор жидкости из скважины оптимален. При проектировании газлифтной эксплуатации скважины необходимо увязать между собой рабочее давление закачки газа, расход закачиваемого газа , глубину ввода газа L (длину подъемных труб) и диаметр подъемных труб d.

При эксплуатации скважин газлифтным способом необходимо рассчитать оптимальный и максимальный дебиты подъемника заданного диаметра. Особенно актуальна эта задача при лимитируемых источниках рабочего агента в рамках перехода нефтедобывающей отрасли на ресурсосберегающие технологии. Для расчета оптимального и максимального дебитов (в т/сут) подъемника используются формулы академика А.П. Крылова.

Ход практической работы:

1. Внимательно прочитайте задания

2. Выполните расчеты

3. Оформите отчет

4. Запишите выводы

5. Подготовьтесь к защите практической работы по контрольным вопросам

Задание 1. Для однорядного газлифтного подъёмника кольцевой системы определите глубину ввода газа (длину подъёмных труб), диаметр труб, расход газа, выясните необходимость применения пусковых клапанов. Данные для расчета приведены в таблице 8.

Таблица 8. Исходные данные для расчета

Наименование исходных данных

1,16

2,17

3,18

4,19

5,20

6,21

7,22

8,

23

9,24

10,

25

11,

26

12,

27

13,

28

14,

29

15,

30

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Н_ф, м

1600

1650

1680

1710

1760

1800

1830

1880

1910

1950

1980

1750

1810

1850

1900

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм

146

168

146

168

146

168

146

168

146

168

146

168

146

168

146

Пластовое давление P_пл, МПа

14

14,4

14,8

15,3

15,8

16,2

17

17,5

14,5

15

15,5

16

16,5

17,2

17,8

Забойное давление Р_заб, МПа

8

8,2

8,4

8,6

8,8

9

9,2

9,4

7,8

8,4

8

8,9

9,3

9,5

9,8

Устьевое давление Р_у, МПа

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

Рабочее давление Р_р, МПа

8

8,2

8,4

8,6

8,8

9

8,8

8,6

8,4

8,2

8

8,6

8,8

9

9,2

Газовый фактор G₀, м³/т

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

Коэффициент растворимости газа в нефти 1/МПа

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

Коэффициент продуктивности К, т/сут. МПа

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

Плотность смеси нефти и газа p_см, кг/м³

850

860

870

880

890

900

900

850

860

870

880

890

900

850

860

Статический уровень жидкости

H_cm,м

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

Обводненность продукции скважины n_в,%

0

10

15

20

30

40

50

0

10

20

30

40

50

0

20

Методические указания по выполнению задачи №1

При расчёте показателей газлифтной эксплуатации скважин 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(P_пл-P_заб)ⁿ (70)

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

При P_заб>P₁:

, (71)

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

P₁=P_p-0,4 МПа.

При P_заб<P₁:

(72)

Где -расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака труб, м. Принимаем условно (из технологических соображений установка пакера, для того, чтобы закачиваемой газ не мешал нормальному притоку нефти и др.

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

(73)

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

(74)

Где -относительное погружение труб под уровень жидкости.

(75)

5.Удельный расход нагнетаемого газа с учётом растворимости газа:

(76)

Где G_эф-эффективный газовый фактор, м³ /т.

(77)

Где P_o - атмосферное давление, МПа.

P_o=0,1 МПа.

6. Суточный расход газа:

(78)

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

При H_cm=0:

МПа (79)

При H_cm>0 - вначале определяют превышение уровня жидкости в НКТ над статистическим уровнем при продавливании по формуле:

(80)

Если , то пусковое давление определяют по формуле P_пуск ()

Если

(80)

Если - необходимо применять газлифтные клапаны.

Задание 2. Рассчитать для компрессорного подъемника однорядной конструкции кольцевой системы установку пусковых клапанов. Исходные данные для расчёта возьмите из таблицы 9.

Таблица 9. Исходные данные для расчета

Наименование исходных данных

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Глубина скважины Н,м

1600

1650

1680

1710

1760

1800

1850

1900

1980

1910

Диаметр эксплуатационной колонны D,мм

146

168

146

168

146

168

146

168

146

168

Диаметр подъемных труб d,мм

62

89

62

89

62

89

62

89

62

89

Длина подъёмных труб L,м

1000

1000

1100

1020

1500

1500

1500

1500

1550

1600

Статистический уровень жидкости h_ст, м

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

Плотность жидкости p кг/м³

900

890

850

860

880

870

900

900

890

880

Давление в пусковой линии у устья скважины P_пуск, МПа

4,6

4,1

4,8

4,8

4,8

4,9

5

5,2

4,9

4.8

Давление у башмака подъёмника во время его нормальной работы, P₁ МПа

2,1

2.3

2,5

2,5

2,7

2,8

2,8

2,9

2,9

2,9

Расход газа при нормальной работе скважины V,м³/ч

400

400

400

400

500

500

500

550

550

600

Методические указания по выполнению задачи №2

Для пуска в работу данной скважины путём продавливания жидкости из затрубного пространства через башмак потребовалось бы следующее максимальное пусковое давление

(81)

Колонну подъёмных труб необходимо снабдить пусковым клапаном.

Определяем место установки первого клапана.

(82)

Для определенного места установки второго клапана воспользуемся номограммой( рисунок 4). для расчёта размещения пусковых клапанов, по которой находим максимальный перепад давления на уровне резервного клапана.

Рисунок 4.

Он же будет и закрывающим перепадом давления первого клапана. Из точки полученного значения L₁ на верхней горизонтальной оси номограммы опускаем вертикаль до кривой заданного V. Далее ведём наклонную линию влево вниз и на оси абсцисс находим точку В, соответствующую перепаду давления.

Глубину установки второго клапана находим по формуле:

м (83)

Закрывающий перепад давления второго клапана находим аналогично по той же номограмме. В этом случае вертикаль из точки L₂ на верхней горизонтальной оси опущена до пересечения с кривой заданного V. Находим .

Глубина установки третьего клапана

(84)

Однако следует отметить что расчёт пусковых клапанов возможен по указанной формуле и номограмме до тех пор, пока справедливо равенство

(85)

Т.е. пока в процессе пуска скважины

Закрывающий перепад давления ' находим по формуле:

(86)

Глубину установки третьего клапана определяем перерасчётом по вновь найденному значению закрывающего перепада давления

(87)

Если третий клапан оказался немного ниже башмака подъёмной колонны, то его следует приподнять.

При наличии в жидкости песка, хвостовик опускают ниже башмака подъёмной колонны до фильтра, а при отсутствии песка спускают хвостовик длиной 30-40 м для устранения пульсации скважины.

Для более равномерной нагрузки на клапаны второй клапан так же рекомендуется приподнять.

После перестановки клапанов следует внести поправки на закрывающие перепады давлений, которые будут равны:

(88)

(89)

(90)

Задание 3. Рассчитать оптимальный и максимальный дебиты скважины. Исходные данные для расчета возьмите из результатов 1-ой задачи.

Методические указания по выполнению задачи №3

Для расчета оптимального и максимального дебитов (в т/сут)подъемника используются формулы академика А.П. Крылова:

Q_опт=15,625∙10^-9, (91)

Q_max=155.4∙10^-9, (92)

Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию

1. Охарактеризуйте область применения газлифта

2. Сформулируйте преимущества и недостатки газлифта

3. Поясните принцип работы компрессорного подъемника (газлифта).

4. Какие системы и конструкции компрессорных подъемников вы знаете?

5. Какие разновидности газлифта вы знаете?

6. Опишите технологическую схему компрессорного газлифта

7. Опишите технологическую схему бескомпрессорного газлифта

8. В чем заключается сущность пуск газлифтной скважин в эксплуатацию.

9. Какое давление называется пусковым? .

10. Какова необходимость снижения пускового давления?

11. Перечислите и объясните методы снижения пусковых давлений.

12. Объясните назначение, устройство и принцип работы газлифтных клапанов

13. Как оборудуется устье газлифтных скважин и с какой целью?

14. Объясните принципы расчета компрессорного подъемника

15. Какие требования предъявляются к качеству рабочего агента для газлифтной эксплуатации скважин

16. Как осуществляется распределение газа по скважинам при газлифтной эксплуатации скважин

17. Как осуществляется регулирование расхода рабочего агента при газлифтной эксплуатации скважин

18. Изложите особенности исследования и выбора режима работы газлифтных скважин

19. Что называется оптимальным режимом работы газлифтной скважины?

20. Как работает установка плунжерного подъемника?

21. Как работает установка гидропакерного лифта?

22. Какие неполадки возникают при эксплуатации газлифтных скважин.

23. Какие меры предотвращения опасностей предпринимают при газлифтной эксплуатации скважин?

Список рекомендуемой литературы

1.Акульшин А. Н.; Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. "Недра", 1989.

2.Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., "Недра", 1978.

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

4.Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., "Недра", 1985.

5 Мищенко И.Т.Расчеты в добыче нефти и газа. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008

6. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Волгоград: Издательский дом «Ин-Фолио»,2010

6.Справочник по добыче нефти. Под редакцией К.Р.Уразакова. М., Недра, 2000.

Приложение 1

Таблица 10. Основные данные насосно-компрессорных труб и муфт к ним.

Условный диаметр труб, мм

Наружный диаметр D, мм

Толщина стенки δ, мм

Внутренний диаметр d, мм

Высаженная часть, мм

Наружный диаметр муфты D_м, мм

Длина муфты L_м, мм

Масса, кг

Наружный диаметр D₁

Длина до переходной части I₁

Длина переходной части, I₂

1 м гладкой трубы

муфты

1 м трубы с муфтой (при длине всей трубы 8 м)

Гладкие трубы

48

60

73

89

102

114

48,3

60,3

73,0

88,9

101,6

114,3

4,0

5,0

6,0

7,0

6,5

6,5

7,0

40,3

50,3

62,0

59,0

76,0

88,6

100,3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

56,0

73,0

89,0

107,0

121,0

132,5

96,0

110,0

132,0

146,0

150,0

156,0

4,39

6,84

9,16

11,39

13,22

15,22

18,47

0,5

1,3

2,4

3,6

4,5

5,1

4,45

7,0

9,46

11,69

13,67

15,78

19,09

Трубы с высаженными наружу концами

33

42

48

60

73,0

89

102

114

33,4

42,2

48,3

60,3

73,0

88,9

101,6

114,3

3,5

3,5

4,0

5,0

5,5

7,0

6,5

8,0

6,5

7,0

26,4

35,4

40,3

50,3

62,0

59,0

76,0

73,0

88,6

100,3

37,3

46,0

53,2

65,9

78,6

95,25

107,95

120,65

45

51

57

89

95

102

102

108

25

25

25

25

25

25

25

25

48,3

56,0

63,5

78,0

93,0

114,3

127,0

141,3

89

95

100

126

134

146

154

160

2,58

3,34

4,39

6,84

9,16

11,39

13,22

15,98

15,22

18,47

0,5

0,7

0,8

1,5

2,8

4,2

5,0

6,3

2,67

3,48

4,59

7,2

9,73

11,96

14,07

16,83

16,14

19,66

Приложение 2.

Таблица 11. Прочностная характеристика насосно-компрессорных труб

40