Методические указания по выполнению практических работ №№ 1-4 по 01.02.01 Способы ЭНГМ для студентов специальности 21.02.01(131018) Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


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 (Pпл - Рзаб )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 = Кпр (Pпл - Рзаб ) (2)
где Knр - коэффициент продуктивности скважины, т/(сут∙МПа) (стандартные условия).
Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиапьного притока в соответствии с формулой Дюпюи Q = 2∙π∙κ∙h∙Рпл-Рзμ∙lnRcrc (3)
где: Rk – радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;
к – коэффициент пропорциональности, м2;
μ – вязкость флюида, Па·с;
rс – радиус скважины, м;
h – толщина пласта, м;
Pпл – давление пласта скважины, Па;
Рзаб – 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:
Qнс= 2∙π∙κ∙h∙(Рпл- Рз)μ∙(lnРкrс+C) (4)
где: Rk – радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;
к – коэффициент пропорциональности, м2;
μ – вязкость флюида, Па·с;
rс – радиус скважины, м;
h – толщина пласта, м;
Pk – давление на контуре питания, Па;
Pпл – давление пласта скважины, Па;
Рзаб – давление на забое скважины, Па.
С – коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений.
Коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений можно представить в виде:
С= С1+С2 , (5)
где: С1- коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия.
С2- 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.
Q=K∙ Рпл. (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 µн, мПа∙с h,м hэф Rk,мкм2 rc, 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
Определить параметры, необходимые для нахождения коэффициента несовершенства вскрытия скважины:
n = Nh; (7) nD = n2 rc; (8) l = l'D; (9)
α = d'D; (10) δ = z∙ 100; (11) а = hD; (12) Z = hэфh (13)
где n- плотность перфорации,
N- число простоев эксплуатационной колонны
h- толщина пласта ,м
hэф-эффективная толщина пласта, м
D- диаметр скважины по долоту, м
rc -радиус скважины, м
l' – средняя длина пулевых каналов, см
d '– диаметр пуль, см
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)
Находим действительный дебит гидродинамически несовершенной скважины по формуле:
Q = 2πkh∙△PµlnRкrс+C, м3/с (15)
или
Q = 2πkh∙△P∙86400µlnRкrс+C, м3/сут (16)
86400 – число секунд в сутках
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины определяется на отношения:
φ = 2,3lgRкrс2,3lgRкrс+С (17)
Для определения приведенного радиуса скважины воспользуемся формулой:
rпр = rсβ (18)
Параметр β находим по графику ( рисунок 3)
По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического совершенства
φ = lgRкrсlgRкrспр (19)
На практике для определения дебита нефтяной скважины пользуются уравнением притока жидкости:
Q = Кпр(Рпл– Рзаб), т/сут (20)
где, Кпр – коэффициент продуктивности скважины, определяется методами гидродинамических исследований или вычисляется по формуле:
Кпр = 0,236kh эфPφbµ нlgR kr c , т/сут∙МПа (21)
где k – коэффициент проницаемости пласта, м2
hэф – эффективная мощность пласта, м
рн – плотность нефти, т/м3
µн - вязкость нефти, сП (1мПа∙с=1 ∙10-3Па∙с=1сП)

Рисунок 1. Рисунок 2.

риРисунок 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
Дебит газовой скважины определяется по формуле:
Qг = πkh(Pпл2- Р з2)µ гР 0lnR kr c, м3/с (22)
или

Qг = πkh(Pпл 2 – Р з2 )∙86400µ гР 0lnR kr c, м3/сут (23)
Где Р0 – атмосферное давление, равное 0,1 МПа
Задание 3. Определить дебит эксплуатационных скважин qi 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 R2, м R3, м n1 n2
n3 rc, м h, м k, мкм2 µн, мПа∙с Рk, 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
q3lnR 3n 3 r c + n3q3lnR 2R 3 – q2lnR 2n 2 r c = 0; (24)

q2lnR 2n 2 r c + (n2q2 + n3q3)ln R 1R 2 - q1lnR 1n 1 r c = 0; (25)

q1lnR 1n 1 r c +(n1q1+ n2q2 + n3q3)lnR 0R 1 = 2πkh (R k- R c)µ i (26)
где R0 – радиус приведенного контура питания;
R1, R2, R3 – радиусы эксплуатационных рядов;
n1, n2, n3 – число скважин в рядах;
Rk – давление на контуре области питания.
Из уравнения 1 находим:
q2 = lg R 3n 3r c+ n 3lgR 2R 3lgR 2n 2r c ∙ q3 (27)
Из уравнения 2 находим:

q1 = q 2 lgR 2n 2r c+ (n 2 q 2 + n 3 q 3)lgR 1R 2lgR 1n 1 r c (28)
Вместо q2 нужно подставить его значение, полученное в первом уравнении.
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:
Объясните условие притока нефти и газа к скважинам.
Как записывается уравнение притока и определяется дебит скважин
Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважины
Какие виды гидродинамического несовершенства скважин вы знаете?
Что называют коэффициентом гидродинамического совершенства скважин?
Что называют приведенным радиусом скважины?
Какие данные необходимы для расчета дебита нефтяной скважины?
Назовите единицу измерения дебита нефтяной и газовой скважин
Как учитывают гидродинамическое несовершенство скважин при подсчете их дебита?
От каких параметров зависит величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений?
Что называют коэффициентом продуктивности скважины?
Назовите единицу измерения коэффициента продуктивности скважины
Что называют потенциальным дебитом скважины?
Что называют оптимальным дебитом скважины?
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:
Pз= ρжgH+Ру, Па ( 29)
где Н - высота столба жидкости в скважине, м
ρж - плотность жидкости, кг/м3
g- ускорение свободного падения, м /с2
PУ - 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 скважинеρЖ,
кг/м3 Диаметр
скважины, D мм Пластовое давление, Pпл, атмГлубина
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.
метод. Снижение устьевого давления до нуля
В этом случае в формуле (1) второе слагаемое Ру = 0.
Следовательно забойное давление в скважине будет
Pз= ρжgH, Па => МПа (30)
метод. Снижение плотности жидкости в скважине.
Этого можно достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрированной нефти. В первом случае при ρж = 850 кг/м3 забойное давление в скважине будет
Pз= ρжgH, Па =>МПа (31)
Во втором случае при газированной нефти плотность рж = 500 кг/м3 забойное давление снизится до,Pз=ρжgH, Па => МПа (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.
Pз= ρвgL+ ρжgH-L,Па => МПа (33)
где ρв- 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= 0,785D2hст, м3 (34)
где h с т - статический уровень жидкости, равный 500 м.
Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня, определяется по формуле
Q2=dт2-dк2h/4,м3 (35)
где dT - внутренний диаметр НКТ, равный 60мм;
dK - диаметр каната, равный 16мм;
TOC \o "1-3" \h \z Средняя глубина спуска поршня:
hср=hст + 0,5/h (36)
где h- средняя глубина погружения поршня под уровень жидкости, равная 150 м
При средних скоростях спуска и подъема поршня соответственно v1 = 2м/с и v2 = 5м/с найдем необходимое время:
на спуск поршня:

t1 = hср /v1 ,с (37)
на подъем поршня:
t2 = hch /v2, с (38)
Время на один рейс с учетом 30 с на процессы замедления скоростей в начале спуска поршня вниз и при подходе к устью скважины:

t = tl + t2+ 30; с (39)
Общее время на откачку всего столба до статического уровня
T=t1Q1Q2,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
Pпл,МПа18 17 16 19 20 18 19 20 20 20
Расстояние от устья
до верхних отверстий
фильтра Hф, м 1480 1570 1680 1770 1880 1970 2080 2100 2130 2180
Минимально
допустимая
депрессия на забое
скважины
Pmin, МПа 2 1,5 1 1,2 1,4 1,6 1,8 1,8 1,9 2,0
Наружный диаметр
эксплуатационной
колонны D,мм168 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.
Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова притока:
ρП=PПЛ-Pmin∙106Lg , кг/м3 (41)
где L - глубина спуска промывочных труб, м , принимаем L = Нф.
Выбираем 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.
Определяем количество промывочной жидкости:
Vn= φπDв24 L, м3 , (42)

где φ - коэффициент запаса промывочной жидкости, φ= 1,1;
Dв- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости:
nц=VпVц (43)
где Vц - вместимость выбранного типа автоцистерн, м3.
Определяем максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб:
Pmax=L ρбр-ρп∙g∙10-6+Pтр+Pу, МПа (44)

где Рт р - потери давления на преодоление сил трения, МПа.
Принимаем условно Ртр-= 0,5 -1 MПа;
Ру - противодавление на устье, МПа (при промывке в амбар Pу = 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:
Какие существуют типы скважин по назначению?
Какой комплекс работ включает в себя подготовка скважины к эксплуатации?
Какие требования предъявляются к операции вскрытия нефтяных и газовых пластов.
Назовите причины загрязнения призабойной зоны пласта при вскрытии
Какие конструкции забоя скважины вам известны?
От каких факторов зависит выбор конструкции забоя скважины? Охарактеризуйте методы перфорации скважин
Перечислите элементы конструкции скважины, назовите их назначение
Объясните назначение колонной головки
Перечислите основные элементы и их назначение клиновой и муфтовой колонных головок
В зависимости от каких параметров выбирают конструкцию колонной головки?
Каково назначение насосно-компрессорных труб?
Каких условных диаметров выпускаются НКТ?
Как между собой соединяются НКТ?
Что называют освоением скважин?
Какова цель освоения нефтяных скважин?
Каково условие притока?
На изменении каких величин основываются методы освоения нефтяных скважин?
Перечислите и раскройте сущность методов освоения нефтяных скважин.
От каких факторов зависит выбор метода освоения нефтяных скважин?
Какие методы используются при низком пластовом давлении?
Назовите цель освоения нагнетательных скважин
Перечислите методы освоения нагнетательных скважин
Какие методы освоения относятся к дренажным
Расскажите о сущности СКО, ГРП, промывки, термических методов
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:
Gэф ≥ Rопт
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 Нф,мРпл, МПа Рзаб, МПа Рнас,МПаРу,МПаnв,% рн,кг/м3 рв,кг/м3
G,м3/т Dэкм,ммК 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= Нф.
При Рзаб ≥ Рнас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:
L=Hф- Pзаб-Pнас∙106ρсм∙g, м (45)
где рсм - плотность смеси
Если воды > 80% то определяется по формуле
рсм = рв ∙nв+ рн (1- nв ) (46)
рв - плотность воды, кг/м
рн - плотность воды, кг/м3
nв - процентное содержание
Если пв< 80% определяем по формуле:
ρсм=ρн+ρг∙G+ρвnв1-nвв+nв1-nв (47)
в - объемный коэффициент нефти
При Рза6 < Рнас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра: L=НфНа 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
d=400ρсм∙LР1-Ру∙106∙3Q∙Lρсм∙g∙L-P1-Py∙106 , мм (48)
Где P1=Рнас, если Рзаб > Рнас Р1=Рзаб, если Рзаб ≤ Рнас Q-дебит скважины
Q=K(Pпл-Рзаб)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.
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
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:
LДдоп=Рстрдn∙q,м – для гладких труб (50)
А для равнопрочных (с высаженными наружу концами) труб:
LДдоп=РтДn∙q,м (51)
где Рстрд и Рдт - 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 Ldon > L, выбранная группа прочности стали подходит.
Если Ldon < L, для оставшейся секции колонны длиной l = L — Lдоп берут прочную сталь, например К. Допускаемая длина секции из стали К:
Lк=Рстр-РстрДкn∙q, м – для гладких труб (52)
Lк=Ртк-Ртдn∙q, 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 Dвн = 150мм
2.Подъемные трубы с внутренним диаметром dвн = 62мм
3.Рабочее давление на устье скважины при фонтанировании по 62-мм трубам Ру = 11,5 МПа
4.Плотность нефти рн = 860кг/ м3
5.Кинематическая вязкость нефти v = 10∙10 6 м2 / с
Значения дебита скважины Q и Нф взять из таблицы 6.
Таблица 6. Исходные данные для расчета
№ варианта Нф, м Q, т/сут№ варианта Нф, м Q, т/сут1 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:
ϑн=Qρнπ∙d24∙86400, м/с (54)
2 Критерий Рейнольдса равен Re=ϑн∙dвнV (55)
3 Если Re>2320, то режим турбулентный и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:
λ= 0,31644Re (56)
4 Гидравлические потери напора при движении нефти в 62-мм колонне НКТ
Ртр=λНф∙ϑн22∙ρнdвн∙106,МПа (57)
5 Гидростатическое давление столба нефти в скважине
Рст=ρн∙g∙Нф∙106,МПа (58)
6 Забойное давление Рз=Ртр+Рст+Ру, МПа (59)
7. К.П.Д. подъёмника при фонтанировании по 62-мм колонне НКТ
η=11+λ∙ϑн2∙g∙dвн (60)
8. Перепад давления на забое ∆Р=Рз+ ∆Р,МПа (61)
9. Пластовое давление Р=Рз+∆Р,МПа (62)
10 Общий К.П.Д. фонтанирования при движении нефти из пласта на поверхность
ηобщ=РстРпл (63)
Фонтанирование по 150-мм эксплуатационной колонне:
По выше приведенным формулам вычислить ϑн, Re, λ, Ртр, Рст,η.Затем вычислить устьевое давление РуРу=Рз- Рст- Ртр, МПа (64)
Значение Рз взять из шестого действия, т.е. таким же как при фонтанировании по 62-мм трубам.
Сравнить значения Ру 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 азовыйфактор 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 рнп, кг/м3 778 779 770 776 750 755 765 795 744 773
Плотность дегазирован ной нефти рнд, кг/м3 825 826 810 823 815 820 839 850 840 862
Методические указания по выполнению задачи №3
1 Рассчитываем средний коэффициент растворимости
α=G0∙ρнд103∙(Рнас-0,1) (65)
Где G0- газовый фактор, м3/т
ρнд-плотность дегазированной нефти, кг/м3
Рнас- давление насыщения, мПа
2 Рассчитываем среднюю плотность нефти в подъёмнике
ρн=ρнп+ ρнд2 (66)
Где ρнп- плотность нефти, кг/м3
ρнд- плотность дегазированной нефти, кг/м3
Эффективный газовый фактор
Gэф=12G0-103αρуρнд1-в; (67)
В=0 – обводненность3 Для случая Рзаб>Рнас рассчитаем максимальную глубину спуска колонны НКТ
Hбmax=0.5(h+h2+326.03h∙Gэф∙d0.5lgРнасРу (68)
Gэф- газовый фактор, м3/т
D- внутренний диаметр НКТ, м
Рнас- давление насыщения, МПа
Ру- устьевое давление, МПа
4 Рассчитываем, минимальное забойное давление фонтанирования, принимая ρж= ρнпРзаб=Рнас+(Lс-Hбmax)∙ρж∙g (69)
Где, Рнас- давление насыщения, мПа
Lc- глубина скважины, м
Нбmax- максимальная глубина спуска НКТ, м

Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:
Что называют способом эксплуатации скважины
Запишите уравнение баланса энергии в скважине, поясните его
Изложите условия, причины и типы фонтанирования
Что понимается под эффективным газовым фактором? Условие газлифтного фонтанирования.
Какие существуют структуры газожидкостной смеси в НКТ?
Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти.
Какие факторы учитывают при определении диаметра фонтанного подъемника
Что входит в состав наземного оборудования фонтанных скважин?
Как подбирают наземное оборудование фонтанных скважин.
По каким признакам классифицируют фонтанную арматуру?
Подземное оборудование фонтанных скважин
Как регулируют работу фонтанной скважины?
Изложите особенности исследования фонтанных скважин
Что называют регулировочными кривыми работы фонтанной скважины, как их используют?
Как устанавливается технологический режим работы фонтанной скважины?
Охарактеризуйте геолого-технологические и технические факторы, ограничивающие дебит скважины
Какие неполадки возникают при работе фонтанных скважин?
Охарактеризуйте методы борьбы с АСПО в фонтанных скважинах
Охарактеризуйте методы борьбы песком в фонтанных скважинах
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 Рр, расход закачиваемого газа Vзак, 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 Нф, 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 Pпл, 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 Рзаб, 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 Ру, 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 Рр, 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 dp 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 pсм, кг/м3 850
860 870 880 890 900 900 850 860 870 880 890 900 850 860
Статический уровень жидкости
Hcm,м 300 400 300 400 300 400 300 400 300 400 300 400 300 400 300
Обводненность продукции скважины nв,% 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(Pпл-Pзаб)n (70)
2.Длина подъёмных труб (глубина ввода газа при использовании рабочего газлифтного клапана):
При Pзаб>P1:
L=H-(Pзаб-P1). 106Pсм . g, (71)
Где P1- давление у башмака труб, принимают обычно на 0,3…0,4 Мпа меньше рабочего давления.
P1=Pp-0,4 МПа.
При Pзаб<P1:
L=Hф-∆h, (72)
Где ∆h-расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака труб, м. Принимаем условно (∆h=30…50м) 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.
d=188 ρсм∙LР1-Ру∙106∙3Q.g.LPсм.g.L-P1-Py.106,мм (73)
4.Определяем оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) по формуле:
Rо.оnm=0,388 . L . (1-ε)d0,5. ε . lgP1Py,м3/т (74)
Где ε-относительное погружение труб под уровень жидкости.
ε=P1-Py. 106Pсм. g . L (75)
5.Удельный расход нагнетаемого газа с учётом растворимости газа:
Rо.нагн.=Rо.оnm.-Gэф, м3/т (76)
Где Gэф-эффективный газовый фактор, м3 /т.
Gэф=G-dpP1+Py2-Po (77)
Где Po – атмосферное давление, МПа.
Po=0,1 МПа.
6. Суточный расход газа:
Vo.зак.= Rо.нагн. . Q, м3/сут (78)
7. Выясняют необходимость применения пусковых клапанов, для этого определяют пусковое давление для однорядного подъёмника кольцевой системы по формулам:
При Hcm=0:
Pпуск=L-Hcm. pcm . g . 106 D2d2,МПа (79)
При Hcm>0 – вначале определяют превышение уровня жидкости в НКТ над статистическим уровнем при продавливании по формуле:
∆Hcm=Pp-Py.106pсм. g . D2-d2D2, м (80)
Если ∆H>Hcm, то пусковое давление определяют по формуле Pпуск ()
Если ∆H<Hcm:Pпуск=L-Hcm. pсм. g. 10-6 D2d2,МПа (80)
Если Pпуск>Pp – 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,м1600 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 hст, 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 Pпуск, 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
Pпуск1=pн . g. L,Па (81)
Колонну подъёмных труб необходимо снабдить пусковым клапаном.
Определяем место установки первого клапана.
L1=hcm+Pпускp . g . d2D2-20, м (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:
L2=L1+∆P1p . g-10,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 ∆Р2.
Глубина установки третьего клапана
L3=L2+Pпускp . g-10,м (84)
Однако следует отметить что расчёт пусковых клапанов возможен по указанной формуле и номограмме до тех пор, пока справедливо равенство
Lk≤hcm+Pпускp . g (85)
Т.е. пока в процессе пуска скважины Pз>Pпл и, следовательно, отсутствует приток жидкости из пласта.Закрывающий перепад давления ∆P2' находим по формуле:
∆P21=Pпуск-P1L2L,Па (86)
Глубину установки третьего клапана определяем перерасчётом по вновь найденному значению закрывающего перепада давления
L31=L2+∆P21p . g-10,м (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:
∆P1'=p . gL2'-L1+105,Па (88)
∆P2'=p . gL3'-L2'+105,Па (89)
∆P3'=p . gL-L3'+105,Па (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:
Qопт=15,625∙10-9 d3ρж∙g∙L-Рб+РуРб-Ру1‚5ρж1,5∙L2,5, (91)
Qmax=155.4∙10-9 d3(Рб-Ру)ρж0,5L1,5, (92)
Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию
Охарактеризуйте область применения газлифта
Сформулируйте преимущества и недостатки газлифта
Поясните принцип работы компрессорного подъемника (газлифта).
Какие системы и конструкции компрессорных подъемников вы знаете?
Какие разновидности газлифта вы знаете?
Опишите технологическую схему компрессорного газлифта
Опишите технологическую схему бескомпрессорного газлифта
В чем заключается сущность пуск газлифтной скважин в эксплуатацию.
Какое давление называется пусковым? .
Какова необходимость снижения пускового давления?
Перечислите и объясните методы снижения пусковых давлений.
Объясните назначение, устройство и принцип работы газлифтных клапанов
Как оборудуется устье газлифтных скважин и с какой целью?
Объясните принципы расчета компрессорного подъемника
Какие требования предъявляются к качеству рабочего агента для газлифтной эксплуатации скважин
Как осуществляется распределение газа по скважинам при газлифтной эксплуатации скважин
Как осуществляется регулирование расхода рабочего агента при газлифтной эксплуатации скважин
Изложите особенности исследования и выбора режима работы газлифтных скважин
Что называется оптимальным режимом работы газлифтной скважины?
Как работает установка плунжерного подъемника?
Как работает установка гидропакерного лифта?
Какие неполадки возникают при эксплуатации газлифтных скважин.
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 Dм, мм Длина муфты Lм, 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
Показатель Группа прочности стали Предел текучести, МПа Условный диаметр труб, мм
48 60 73 89 102 114
Страгивающая Д 380 119 208 294 446 459 567
нагрузка резьбового
К 500 156 274 387 585 602 746
соединения неравно- Е 550 171,5 301,5 426 645 664 822
прочных труб, кН Л 650 203 356 503 760 782 969
М 750 234 411 580 877 903 1118
Растягивающая д380 211 330 443 639 737 896
нагрузка, К 500 278 435 583 840 970 1180
при которой Е 550 306 447 641 925 1068 1297
напряжение Л 650 361 565 758 1092 1261 1534
в теле трубы М 750 412 652 874 1260 1455 1770
достигает предела текучести, кН Внутреннее Д 380 63,1 63,1 57,2 55,5 48,5 46,5
давление, К 500 83,0 83,0 75,3 73,0 63,8 61,2
при котором Е 550 91,3 91,3 82,9 80,3 70,3 67,3
напряжение Л 650 107,9 107,9 97,9 94,9 82,9 79,5
в теле трубы М 750 124,5 124,5 113,0 109,5 95,7 91,8
достигает пре дела текучести, МПа Сминающее д380 40,8 43,2 39,5 39,4 31,3 29,7
давление, К 500 49,7 53,0 47,8 47,3 37,3 35,3
МПа Е 550 56,7 60,4 54,7 54,1 42,0 39,8
Л 650 64,6 68,9 62,1 61,5 48,5 45,9
М 750 74,5 79,5 71,7 71,0 56,0 53,0
Площадь поперечного сечения трубы, см2 — — 5,56 8,68 11,66 16,70 19,41 23,6
Площадь поперечного сечения канала, см2 — — 12,75 19,87 30,19 45,36 61,62 79,0