Методические указания по выполнению практических работ №№ 5-8 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 5. «Проектирование технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ. Контроль за режимом работы скважин» 5
Практическая работа 6. «Проектирование технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН» 15
Практическая работа 7. «Установление технологического режима работы газовых скважин» 24
Практическая работа 8. «Расчеты термокислотной обработки, гидравлического разрыва пласта» 29
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 № 5
Проектирование технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ. Контроль за режимом работы скважин
Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по проектированию технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ
Норма времени: 8 академических часов
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
Установки скважинных штанговых насосов (УСШН) широко применяются для эксплуатации различных категорий скважин. Осложнение условий эксплуатации добывающих скважин расширяет и область применения УСШН. Одна из основных задач проектирования эксплуатации скважин УСШН - обоснование и выбор (на первом этапе - предварительный или ориентировочный) компоновки УСШН для заданных условий эксплуатации.
Под компоновкой СШПУ понимают взаимосвязанную совокупность следующих параметров: диаметр и тип скважинного штангового насоса, глубина его спуска и конструкция колонны НКТ, а также типоразмер предварительно заданного станка-качалки, определяемых на начальном этапе проектирования. На следующем этапе проектирования СШНУ обосновывают конструкцию штанговой колонны, уточняют типоразмер станка-качалки и рассчитывают другие многочисленные характеристики.
Обоснование конструкции штанговой колонны - наиболее ответственный этап проектирования установки, так как штанговая колонна - это тот элемент системы, который, в первую очередь, определяет длительность и безотказность работы установки в целом. Под конструкцией штанговой колонны понимается совокупность диаметров и длин отдельных ступеней штанг, изготовленных из соответствующих сталей. В практике насосной эксплуатации скважин большое распространение получили таблицы АзНИПИнефти.
Режим работы скважинной насосной установки может быть статическим и динамическим. Статический режим- это такой, для которого экстремальные нагрузки практически не зависят от динамических составляющих. Если в общем балансе экстремальных нагрузок динамические нагрузки большие, то режим работы установки
называется динамическим. Критерий для определения режима работы установки называется критерием Коши.
При нормальной работе насосной установки наибольшие напряжения действуют в точке подвеса штанг. Различают следующие напряжения, действующие в точке подвеса штанг:максимальное напряжение цикла, минимальное напряжение цикла, амплитудное напряжение цикла, среднее напряжение цикла, приведенное напряжение цикла. В каждом конкретном случае необходимо рассчитать приведенное напряжение цикла и сравнить его с допускаемым приведенным напряжением для различного материала штанг. Колонна штанг считается правильно выбранной, если σпр ≤ σпрЗадание 1.
а) Подобрать тип станка – качалки , диаметр и тип насоса, диаметр насосных труб, конструкцию штанговой колонны.
б) Рассчитать экстремальные нагрузки на колонну штанг
в) Рассчитать приведенное напряжение и сравнить его с допускаемым σпр г) Установить режимные параметры работы насоса
Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.
Таблица 1.
№ варианта 1;2 3;4 5;6 7;8 9; 10 11; 12 13; 14
Глубина скважины Н, м 1300 1400 1550 1620 1680 1720 1820
Диаметр эксплуатационной колонны D,мм 146 146 146 146 146 146 168
Абсолютное пластовое давление Рпл, МПа 18,4 10,8 11,2 1,6 12,1 14,.2 14,6
Газовый фактор G0,м3/т 120 125 130 135 140 56 56
Удельный вес нефти или ее плотность рн ,т/м3 0.843 0.8 0.844 0,84 0.845 0.8 0.8
Содержание воды и продукции пв, % 20 20 30 30 30 40 80
Плотность газа рг, кг/м 1.7 1.8 1.9 1.6 1.9 1.9 1.2
Плотность воды рв кг/м3 1000 1020 1120 1000 1100 1120 1 120
Давление насыщения Рнас , МПа 5.9 5,9 5.9 6.8 7.5 8.5 8.5
Коэффициент продуктивности К, т/сут ∙ат0.25 0.22 0,19 0.22 0.22 0.22 0.5
Коэффициент сжимаемости в 1,12 1.2 1,3 1,2 1,2 1.12 1.12
Забойное давление, Рзаб МПа 7.5 8,2 8.5 8.6 9,0 9,5 9.5
Продолжение таблицы 1
№ варианта 15,16 17,18 19,20 21,22 23,24 25,26 27,28
Глубина скважины Н, м 1920 2060 2110 2108 2298 2350 2570
Диаметр эксплуатационной колонны D,мм 146 146 146 146 146 146 146
Абсолютное пластовое давление Рпл, МПа 14,6 16,7 17 17,2 19 19,2 20,4
Газовый фактор G0,м3/т 56 150 165 170 180 190 200
Удельный вес нефти или ее плотность
рн ,т/м3 0,8 0846 0,98 0,848 0,85 0.88 0,85
Содержание воды и продукции пв, % 50 1 1,5 2 10 - 20
Плотность газа рг, кг/м 1,2 1,8 1,8 1,2 1,9 1,2 1,2
Плотность воды рв кг/м3 1120 1100 1120 1100 1000 1000 1000
Давление насыщения Рнас , МПа 8,5 9,8 9,8 9 9,2 9,2 9
Коэффициент продуктивности К, т/сут ∙ат0,286 0,6 0,36 0,48 0,32 0,32 0,18
Коэффициент сжимаемости в 1,2 1,2 1,12 1,12 1,12 1,2 1,12
Забойное давление, Рзаб МПа 9,6 10,6 10,8 11,3 11 12,9 13
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
Методические указания по выполнению задачи №1
1.Определяем фактический дебит скважин по уравнению
Qф=К∙ (Рпл — Pзаб) , (т/сут), (1)
где:
К- коэффициент продуктивности, т/сут ∙МПа
2. Определяем длину спуска насоса по формуле
L=Hскв-Pзаб-Pпр.опт ∙106рсм ∙g, (2)
Где рсм плотность смеси (пластовой жидкости ) , кг/м3.
Оптимальное давление на приеме насоса определяется из выражения
Рпр.опт=0,3∙Рнас, (3)
рсм - определяется с учетом процентного содержания воды в нефти по формулам
если пв>80% , то
pсм=pв∙nв+рн∙(1- пв), кг/м3; (4)
если nв<80% , то
pсм= ρн+рг∙Go+pв∙nв1-nвв+nв1-nв;кг/м3 (5)
3. Определяем теоретическую подачу
Qоб.теор.= Qф /( pсм ∙ η) , м3 / сут , (6) где η -коэффициент подачи (η =0.6-0.8)
4. По диаграмме Адонина, зная объемную производительность и глубину спуска насоса , находим область , в которой находится станок-качалка и диаметр насоса для заданных условий.
5. Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска: невставной ( трубный) до 1500 м , вставной свыше 1500 м.
6. Выбираем диаметр НКТ по таблице 2.
Таблица 2.
Тип насоса Диаметр НKT. мм Диаметр насоса, мм
Вставные 60 28,32
73 38,43
89 55,56
114 68,70
Не вставные 48 28,33
60 43,44
73 55.56
89 68.7
114 93.95
7. Выбираем по рекомендациям таблицы (стр.256 Юрчук A.M. «Расчеты в добыче нефти» )
или по Номограмме Грузинова конструкцию колонны штанг.
8. Определяем фактическое число качаний, зная максимальную длину хода плунжера фактическую производительность по формуле:
n =QфFпл∙Smax∙ρсм∙1440, (7)
где Fпл= (π∙Dпл2 / 4) ∙ 10-4, м2 (8)
9.Определяем необходимую мощность и выбираем тип электродвигателя
N=0,000401 ∙π∙Dпл2∙Sпл∙рсм∙H'дин∙ ( (1- η ск∙ η нас )/ (η нас∙ η ск) + η) ∙ К, кВт, (9)
H'дин = Hскв - Ндин, превышение над динамическим уровнем, м ,

Н дин -динамический столб жидкости , м
Н дин= Pзаб∙106ρсм∙g, (10)
η нас - КПД насоса η нас=0,9
η скв - КПД станка-качалки η скв = 0,8
К - коэффициент уравновешенности станка-качалки
К=1,2
По выбранной конструкции колонны штанг проверяем материал штанг на прочность.
Производим расчет экстремальных нагрузок, действующих на штанги
а).Вычисляем критерий Коши
F= π ∙n∙L / 30∙ a , (11)
Где n -число качаний балансира в минуту
L- глубина спуска насоса в скважину (м)
а- скорость звука в колонне штанг (м/с)
для одноступенчатой а=4600
для двухступенчатой а=4900
для трехступенчатой а=5300
б) Определяем максимальную нагрузку по формуле Муравьева:
Рmах=Рж+Рш( в+т ), (12)
Где Рж - полный вес столба жидкости, Н

Pж=( Fпл∙L∙pсм∙g)/10 4, (13)
Fпл -площадь сечения плунжера, см2
L- глубина спуска насоса, м
pсм -плотность смеси, кг/м3
Рш -полный вес насосных штанг
Pш=q1l1+q2l2, H (14)
Где q1, q2 -вес на 1м насосных штанг
l1=L∙n
п- процентное соотношение данного диаметра штанг (берется из таблицы стр.256 Юрчук A.M. «Расчеты в добыче нефти» )
l1- длина первой ступени штанг, м
l2- длина второй ступени штанг, м
т = S∙n/1440т - фактор динамичности
в =( ршт - рсм) /рштв- коэффициент потери веса штанг в жидкости
ршт = 7850 кг/м3
по формуле Чарного :
Pmax= Pж +Pш (в + S∙n2 /1800 ∙ tg µ / µ), (15)
Где tgµ/µ - коэффициент, учитывающий вибрацию штанг,
µ - параметр характеризующий режим откачки, равный 0,455∙180/3,14=25,4 градус / с
tg µ/µ =25,4/0,455=0,470/0,445=1,055в) Определяем минимальную нагрузку по формуле ЧарногоPmin=Рш( в- S∙n2 / 2400 ), (16)
г) Определяем диапазон изменения результатов по минимальной и максимальной нагрузкам. Для дальнейших расчетов используем экстремальные значения Pmax , Pmin Рассчитываем максимальное напряжение цикла
бmax =(Pmax / f шт )∙ 10 -6 МПа , (17)
где fшт = π∙d шт 2 /4
Рассчитываем минимальное напряжение цикла
бmin =(Pmin / f шт )∙ 10 -6 МПа (18)
Рассчитываем амплитудное напряжение цикла
ба =( б мах – бmin) /2, (19)
Рассчитываем среднее напряжение цикла
бср =( б мах + бmin) /2, (20)
Рассчитываем приведенное напряжение цикла
бпр = б mах∙ба , (21)
Сравниваем полученное значение с допускаемым приведенным напряжением используемой колонны штанг и делаем вывод о правильности выбора колонны штанг.
11. Выбираем оптимальный режим работы станка-качалки выбранной марки. При выборе оптимального режима работы следует исходить и условия получения минимальных напряжений в штангах, а следовательно, и минимальной нагрузки на головку балансира с последующей проверкой прочности штанг на разрыв и выносливость (частотность обрыва). Для указанного условия (минимума напряжений в штангах) основные параметры работы насоса связаны между собой следующей зависимостью:
n = 8,9 · √QS2·qср; (22)
Fпл = 0,29 · Q·n·qср, (23)
Где
qcp=(q1∙n1+q2∙n2)∙g / 100, Н/м, (24)
Dпл = Fпл0,785, (25)
Для определения наивыгоднейшего режима, соответствующего минимальному напряжению в штангах, возьмем ряд возможных режимов. Вначале задаемся для принятого типа станка-качалки Sпл и подсчитываем число качаний по формуле (22), площадь плунжера по формуле (23), максимальную нагрузку по формуле (27), диаметр плунжерапо формуле (25) .
Затем задаемся стандартными значениями п и находим по формуле соответствующие им значения Fm. На основе вычисленных значений Fm и принятых значений п находим по формуле (26) величину Sпл
S = 11 · QFпл · n, (26)
Pmax = Fпл · ρ ·g ·L104 + qср · L · g · (b + S ·n21440), (27)
Результаты вычислений сведем в таблицу :
Таблица. Режимные параметры работы штангового насоса
Номер режима S, м n Fпл, см2 Dпл, см Pmax, H
При стандартных значениях S
1 2 3 4 При стандартных значениях n 5 6 7 Наивыгоднейшим режимом работы насоса считается тот при котором будут минимальные напряжения в колонне штанг и близкие значения числа качаний и длины хода плунжера к расчетным фактическим данным. Проверим наиболее близкие к оптимальному режимы на выносливость штанг, характеризуемые частотой их обрыва.
Ввиду того, что наибольшее число обрывов наблюдается, как правило, в верхней части колонны штанг, расчет ведем для верхней ступени.
К = п ( Dnл/ dшт), (28)
п - число качаний для данного режима(берется из таблицы),
Dпл - диаметр плунжера, см
Dшт- диаметр верхней ступени штанг, см.
Наиболее выгодным режимом с обрывов штанг является режим с наименьшим коэффициентом К.
Если полученные расчетным путем режимные параметры (Dпл и п) получились нестандартными, принимая для наивыгоднейшего режима стандартный диаметр плунжера, найдем необходимое число качаний в минуту
n = nрасч (Dпл.расч/Dстанд),кач/мин
По справочнику для принятого типа станка-качалки наводим стандартные числа качаний. Берем ближайшее большее число качаний. Если же по режиму работы скважины это недопустимо, то необходимо изготовить шкив соответствующего диаметра и установить его на электродвигателе.
Диаметр этого шкива определяется по формуле:
dэл= n∙dp∙I / nэл, (29)
Где d - диаметр шкива редуктора;
i- передаточное число редуктора.
пэл - число оборотов вала электродвигателя в минуту.
п - число качаний в минуту.
Задание 2. Определить по диаграмме работу глубинного штангового насоса (рис. 1.) максимальную и минимальную нагрузки на сальниковый шток, амплитуду колебаний нагрузки, максимальное напряжение в верхней штанге и коэффициент подачи насосной установки. Исходные данные в таблице 3.
Таблица 3. Исходные данные
Наименование исходных данных ВАРИАНТЫ
1,11,21 2,12,22 3,13,23 4,14,24 5,15,25
Масштаб хода 1:15 1:30 1:45 1:45 1:30
Масштаб усилий динамографа на одно деление 100% шкалы ; кН 40 80 100 40 80
Диаметр верхней штанги, мм 19 22 25 22 25
Наименование исходных данных ВАРИАНТЫ
6,16,26 7,17,27 8,18,28 9,19,29 10,20,30
Масштаб хода 1:45 1:15 1:30 1:45 1:15
Масштаб усилий динамографа на одно деление 100% шкалы ; кН 100 40 80 100 40
Диаметр верхней штанги, мм 25 19 25 22 19

Рисунок 1. Динамограмма работы штангового насоса
Методические указания по выполнению задачи №2
1) Определяем максимальное усилие Рмах ( точка М)
2) Определяем минимальное усилие Pmin ( точка А)
3) Определяем амплитуду колебаний нагрузки за 1 цикл (ход верх и вниз )
ба =Pmax - Pmin, (30)
4) Определяем максимальное напряжение в верхней штанге по формуле (17) .
5) Определяем потерю хода плунжера (рис 1. отрезок в-В) вследствие деформации насосных штанг и труб . 6) Определяем коэффициент подачи насосной установки, учитывающий наполнение насоса и упругие удлинения штанг и труб (равен отношению отрезков).
η = BC / Ad
Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:
1. Какие виды глубинонасосной эксплуатации вы знаете? Объясните схему работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ)
Какие типы штанговых скважинных насосов ( ШСН) вы знаете? Назовите их отличия преимущества и недостатки
Отличие насоса НСН-1 от НСН-2 достоинства и недостатка.
Виды плунжеров условия их применения?
Каково назначение труб и штанг?
Для чего предусмотрено устьевое оборудование насосной установки?
Опишите устройство устьевой арматуры АУ-140-50
Объясните назначение и устройство станка-качалки
Объясните устройство и принцип работы цепного привода штангового скважинного насоса (ШСН)
С какой целью уравновешивают станки-качалки (СК). Способы уравновешивания СК.
Какие нагрузки действуют на штанги и станок-качалку при работе ШСНУ?
Как выбирают оборудование и устанавливают параметры работы штанговой насосной установки?
Объясните причины отличия длины хода плунжера от длины хода полированного штока.
Что называют подачей штанговых скважинных установок?
Что называется коэффициентом наполнения и коэффициентом подачи ШСНУ?
Какие факторы, влияют на подачу штангового скважинного насоса?
Объясните направления возможного повышения коэффициента действия штангового насоса
Какие виды неполадок можно выявить с помощью динамограмм?
Для чего предназначен штанговрашатель и где он устанавливается?
Как выбирается оборудование и устанавливается оптимальный режим работы ШСНУ
Как устанавливается оптимальный режим работы ШСНУ?
Когда и как организуют периодическую эксплуатацию насосных скважин, оборудованных ШСНУ?
Охарактеризуйте методы борьбы с вредным влиянием газа в скважинах, оборудованных ШСНУ
Охарактеризуйте методы борьбы с вредным влиянием песка в скважинах, оборудованных ШСНУ
Охарактеризуйте методы борьбы с АСПО в скважинах, оборудованных ШСНУ
Охарактеризуйте методы борьбы с водонефтяной эмульсией в скважинах, оборудованных ШСНУ
Охарактеризуйте методы борьбы с отложениями солей в скважинах, оборудованных ШСНУ
Расскажите об особенностях эксплуатации наклонных и искривленных скважин
Расскажите об особенностях эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ
Какие приборы используются при измерении нагрузок на штанги
Как осуществляют контроль за работой скважин, оборудованных ШСНУ?
Объясните теоретическую динамограмму
Какие способы определения уровня жидкости в скважине вы знаете?
Охарактеризуйте основные направления обеспечения безопасных условий при обслуживании скважин, оборудованных ШСНУ
Методические указания
по выполнению практического занятия № 6
Проектирование технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН
Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по проектированию технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН
Норма времени: 6 академических часов
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
Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов (УГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) - на долю УПЦЭН приходится примерно зри четверти всей добываемой в отрасли жидкости.
Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок. Рассмотрим принципиальные вопросы эксплуатации добывающих скважин бесштанговыми насосами.
Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса деформируются, а при определенном газосодсржании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи).
Многочисленные промысловые исследования работы ПЦЭН позволили выделить три качественно различных области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, реальные (фактические) характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик без присутствия свободного газа, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Ропт (насос работает в первой области). Вторая область работы ПЦЭН характеризуется увеличением количества газа на приеме, вследствие чего реальные характеристики отклоняются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допускаемым давлением на приеме Рдоп .Третья область работы ПЦЭН характеризуется значительным количеством свободного газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса становится равным 0. Давление, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на приеме Рпред.
Практика широкого применения ПЦЭН для эксплуатации скважин выявила некоторое несоответствие реальной стендовой характеристики (при испытании насоса на пресной воде) ее паспортной характеристике (при испытании насоса также на пресной воде). Как правило,стендовая (реальная) характеристика располагается несколько ниже паспортной. Характеристикой центробежного насоса называется совокупность графических зависимостей напора Н, потребляемой мощности N и КПД η от подачи Q. В технической и справочной литературе для каждого типоразмера ЦЭН имеются паспортные характеристики.
При подборе ПЦЭН для эксплуатации скважин необходимо предварительно скорректировать паспортную характеристику для получения реальной характеристики насоса. Реальную характеристику можно получить после проведения стендовых испытаний каждого насоса при работе его на пресной воде. Однако на практике этот путь не всегда легко осуществим по целому ряду объективных причин. В этих случаях реальную характеристику можно определять, используя паспортную.
1. Для данного насоса выбирают ряд значений подач Q1, Q2, Q3, Q4 и т.д., часть из которых находится слева, а часть - справа от оптимальной подачи данного насоса Q опт (оптимальная подача соответствует максимальному значению КПД - η mах)
2. Для выбранных подач с паспортной характеристики этого насоса вычисляют соответствующие им напоры Н1, Н2, Н3, Н4 и т.д.), а также КПД η1 ,η2, η3, η4 и т. д.
3. При соответствующих подачах Q1, Q2, Q3, Q4 и т.д рассчитывают снижение напора ∆Н4. Рассчитывают реальные напор Н' и КПД η ' для принятых подач Q1, Q2, Q3, Q4 и т.д.
По вычисленным значениям Н' и η ' строят реальные характеристики Qi - Нi' и Qi- η i '). Мощностная характеристика Q -N остается без изменений.
Известно множество различных методик подбора установки ПЦЭН как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют большого количества информации. Излагаемый ниже экспресс-метод подбора ПЦЭН базируется на
результатах экспериментальных исследований работы погружных центробежных электронасосов на различных нефтяных месторождениях РФ.
Суть метода подбора ПЦЭН заключается в построении гидродинамической характеристики скважины и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения характеризуют совместные режимы работы скважины и насоса.
Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная харакгеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) Н = f (Q). Дальнейшее изложение справедливо для прямолинейной индикаторной линии скважины.
Рзаб=Рпл- Q/Кпр, (31)
где Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/(суг ∙ МПа) ;
Q - дебит скважины, равный подаче насоса, м3/сут.
Давление на приеме насоса
Pпр = Pзаб - (L c -Hн)/рж'∙g, (32)
где р 'ж - плотность жидкости в интервале от забоя скважины до приема
насоса, кг/м3 ;
Принимая давление на приеме оптимальным Рот из (31) получаем
HH=Lc+Pопт+QKпр-Pпл∙106ρж'∙g, (33)
Таким образом, по (32) для заданного дебита Q и определенного давления Ропт вычисляется глубина спуска насоса Нн. Затем по соответствующим кривым (рисунок 2) в зависимости от обводненности и устьевого давления определяется давление на выкиде насоса Рвых при заданной подаче Q.
Давление Рн, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается по формуле
Рн = Рвых - Ропт, (34)
При необходимости пересчета давления Рн в напор выражение
(33) записывают в виде
H = (Pвых – Pопт)∙106/ (ρ'ж ∙g), (35)
Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующие Hн, Рвых, Рн(Н) и строят графическую зависимость Рн (Н) = f (Q), которая совмещается с реальными характеристиками ПЦЭН. Точки пересечения характеризуют возможные совместные (согласованные) режимы работы системы.
После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой установок ПЦЭН определяется полный комплект установки ПЦЭН.
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. Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давление на приеме ПЦЭН. Исходные данные для расчёта в таблице 4.
Таблица 4. Исходные данные для расчета
Наименование данных Варианты
1,11,21,10 6,16,26 7,17,
27 8,18,
28 9,19,
29 2,12,22,
20 3,13,23 4,14,24 5,15
25
Давление насыщения, Рнас, МПа 8,7 6,5 7,4 7,1 7,4 8,3 6,8 7,3 7,1
Вязкость пластовой нефти Мн.пл.,
м Па*с 14,1 17,6 37,5 17,5 17,3 13,1 29,7 29 29
Вязкость дегазированной нефти Мн.д.,м Па*с 29 31 50 35 35,1 30 49 49 48,9
Обводненность продукции, nb0,125 0,4 0,2 03 0,7 0,13 0,135 0,5 0,6
Методические указания по выполнению задачи №1
1. Рассчитываем оптимальное давление на приеме насоса:
При nв ≤ 0,6:
Ропт = Рнас (0,325-0,316∙nв)μ нд/μн.пл (36)
При nв≥0,6:
Pопт=Pнас (6,97∙nв-4,5∙nв2 – 2,43) μ нд/μн.пл (37)

2. Рассчитываем допускаемое давление на приеме насоса.
При nв ≤ 0,6:
Ропт=Рнас (0,198-0,18∙nв) μ нд/μн.пл (38)
При nв≥0,6:
Pопт=Pнас (2,62∙nв-1,75∙nв2 – 0,85) μ нд/μн.пл (39)

2. Рассчитываем предельное давление на приеме насоса.
Рпред =Рнас (0,125-0,115∙nв) μ нд/μн.пл (40)
Задание 2. Скорректировать паспортную характеристику ПЦЭН. Исходные данные в таблице 5.
Таблица 5. Исходные данные
Варианты 1,3,5,7,9 2,4,6,8,10 11,13,15,17,19
ПЦЭН ЭЦН5А-360-600 1ЭЦН6-500-750 ЭЦН5 130-1200
Варианты 22,24,26,28,30 14,12,16,18,20 21,23,25,27,29
ПЦЭН 1ЭЦН6-500-450 1ЭЦН6-250-1050 1ЭЦН6-350-850
Методические указания по выполнению задачи №2
По паспортной характеристики данного насоса находим основные параметры для подач: 100,200,300,400 и 500м3 /сут. и представляем их ниже:
Подача Q, м3 /сут 100 200 300 400 500
Напор Н,м …. … … … ….
КПД, ŋ …. … … … ….
Рассчитываем снижение напора:
ΔН=0,92∙Нопт / (3,9+0,23∙Qопт) (41)
Где Нопт и Qопт – соответственно паспортные данные напора и подачи на оптимальном режиме работы насоса.
Рассчитываем реальный напор Н’ и КПД ŋ’ для принятых Q1, Q2, Q3 и т.д. по формулам:
Hi= Hi – ΔН, (42)
ŋi = ŋi (1- ΔН/ Hi), (43)
4.Результаты представляем в виде таблицы
Подача Q, м3 /сут Напор Н’,м КПД, ŋ’ 5. По вычисленным значениям Н’ и ŋ’ строят реальные характеристики Qi –H’ и Qi - ŋ’. Мощностная характеристика остается без изменений (Q-N).
Задание 3. Рассчитать гидродинамическую характеристику скважины, выбрать типоразмер ПЦЭН и глубину его спуска. Исходные данные взять из таблицы 6.
Таблица 6. Исходные данные
Наименование 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 Lc,м 1800 1850 1900 1950 2000 2050 2100 2080 1900 1970
Пластовое давление, Pпл, МПа 19 18,5 19,2 19,5 18,3 18,9 18,1 19,1 19,3 18,4
Коэффициент продуктивности, К, м3/ (сут∙МПа) 29 30 31 33 32 33 34 31 35 32
Объемная обводненность, В 0,25 0,3 0,4 0,5 0,2 0,3 0,35 0,25 0,3 0,2
Плотность воды ρв, кг/м3 1170 1170 1170 1170 1170 1170 1170 1170 1170 1170
Давление на устье Ру, МПа 0,5 0,6 0,5 0,4 0,6 0,7 0,5 0,6 0,4 0,6
Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс , м 0,168 0,168 0,168 0,168 0,168 0,168 0,168 0,168 0,168 0,168
Давление насыщения, Pнас, МПа 9,9 8,7 8,3 8,9 7,5 7,8 7,8 8,7 9 7,5
Оптимальное давление у приема насоса Pопт , МПа 3 2,5 3,1 5,1 4 2 2,5 3 3,2 4
Плотность пластовой нефти, ρпн, кг/м3 874 874 895 869 869 872 884 881 869 874
Плотность дегазированной нефти, ρдн, кг/м3 893 893 907 893 885 893 895 892 885 893
Методические указания по выполнению задачи №3
Вычисляем минимально забойное давление:
Pз.min.=0,75∙Pнас, МПа, (44)
Вычисляем дебит скважины:
Qф=К∙ (Рпл — Pзаб) , (т/сут), (45)
Задаемся значениями дебитов (подач): Q1, Q2, Q3 (м3/ сут.)
Вычисляем глубину спуска насоса для заданных подач (при Q1, Q2, Q3)
HH=Lc+Pопт+QK-Pпл∙106ρж'∙g, м (46)
где Lc – глубина скважины, м
Pопт - оптимальное давление на приеме насоса, МПа
Q – дебит, м3/сут.
К – коэффициент продуктивности, м3/ (сут∙МПа)
Pпл – пластовое давление МПа
ρ'ж - средняя плотность жидкости, кг/м3
ρ'ж = (ρнп+ ρнд)/2, кг/м3 (47)
Для каждой глубины спуска насоса находим (по рис. 2.) давление на выкиде насоса Pвых1, Pвых2, P вых3.
На оси давлений откладывают давление Pу , и проводит линию до пересечения с кривой, соответствующей обводненности, прибавляют глубину спуска насоса HH. Из данной глубины проводят линию до пересечения с кривой, соответствующей обводненности и получают давление на выкиде насоса Pвых.
Рассчитываем потребное давление (давление необходимое для подъема заданного Q на поверхность):
PH =Pвых – Pопт, МПа (48)
Вычисляем потребные напоры:
H = (Pвых – Pопт)∙106/ (ρ'ж ∙g), м (49)
По результатам расчета строим зависимость H= f (Q). Построенную графическую зависимость совмещают с реальными характеристиками ПЦЭН (справочная книга по добыче нефти под ред. Ш.К. Гиматудинова, стр.360-361). Точка пересечения характеризует возможные совместные режимы работы системы.
Рассчитать глубину спуска выбранного насоса по (по формуле 46.)
В соответствии с технической характеристикой УПЦЭН , выбираем погружной электродвигатель (справочная книга по добыче нефти под ред. Ш.К. Гиматудинова стр. 384).

Рисунок 2. Экспериментальные кривые распределение давления
(ρв = 1170 кг/м3). 1,2,3 и т.д. – соответственно при обводненности В = 0,1;0,2; 0,3, и т.д.
10. Определяем основной диаметр агрегата.
Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. При этом имеют ввиду, что погружной агрегат и ближайшие к агрегату трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совестно. Зная глубину спуска, искривлённость скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимые зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя, связанные с мощностью погруженного агрегата. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважин с диаметром колонн до 219мм принимают равным 5-10мм.
Наибольший основной размер погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром эксплуатационной колонны и допустимым зазором. Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля (рисунок 3.)
Dmax=Dэд2+DH2+hk+S, (50)
где Dэд – наружный диаметр электродвигателя
DH - наружный диаметр насоса;
hk – толщина плоского кабеля;
S – толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.
hk =13,1мм,
S = 1мм.

Рисунок 3 . Схема расположения погружного агрегата, насосных труб и кабеля
Основной размер агрегате с учетом насосных труб и круглого кабеля (см. рис.3.)
Amax= Dэд2+dм2+dk, (51)
где dм - диаметр муфты насосной трубы, определяется по таблице (Юрчук "Расчеты в добыче нефти, стр. 249 ) в соответствии с рисунком 4 , dк =32,1мм – диаметр круглого кабеля. Кр БК3х25.

Рисунок 4. Кривые потерь напора в насосных тубах
Для определения диаметра труб необходимо из точки дебита провести вертикаль вверх до пересечения кривых потерь напора в трубах разного диаметра. Затем исходя из предварительно принятого к.п.д. ( например 0,94), найти в пересечении указанной вертикали с линией 0,94 необходимый диаметр труб. При пересечении кривых для труб нескольких диаметров предпочтение отдают тому, который дает более высокий к.п.д., учитывая при этом также прочность труб и возможность размещения их в скважине
Если Аmax > Dmax, что может иметь место при большом диаметре насосных труб, то выше агрегата следует установить 10-150м. насосных труб меньшего диаметра, то Аmax < Dmax.
Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:
Назовите область применения УЭЦНМ)
Объясните схему установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦНМ)
Перечислите преимущества и недостатки УЭЦНМ
Опишите устройство погружного электроцентробежного насоса
Назначение гидрозащиты , станции управления, транформатора, кабельной линии
Объясните назначение обратного и спускного клапанов в ЭЦН
Классификация УЭЦНМ, по напору, подаче, габариту и исполнению
Что значит подобрать УЭЦН к скважине?
Оборудование устья скважин с УЭЦН
Какие параметры контролируются в процессе эксплуатации УЭЦН?
Какие виды работ проводятся при монтаже УЭЦН?
Объясните, как проводится пуск ЭЦН в работу?
Опишите методы борьбы с вредным влиянием газа в скважинах, оборудованных УЭЦН
Назовите область применения, достоинства и недостатки винтовых насосов
Опишите устройство и принцип действия винтовых насосов
Назовите область применения, достоинства и недостатки диафрагменных насосов
Опишите устройство и принцип действия диафрагменных насосов
Назовите область применения, достоинства и недостатки гидропоршневых насосов
Опишите устройство и принцип действия гидропоршневых насосов
Охарактеризуйте основные направления обеспечения безопасных условий при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН
Методические указания
по выполнению практического занятия № 7
Установление технологического режима работы газовых скважин
Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по установлению технологического режима работы газовых скважин
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
Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования. Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-
отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.
Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин определение диаметра подъемных труб.
Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.
Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления. Поэтому расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины. Целесообразно трубы спускать до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуатационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. А значит, в нижней части или вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пласта отсекается песчано-глинистой пробкой или жидкостью, при этом дебит скважины уменьшается. Согласно опытным данным, минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя составляет 5—10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкостки выносятся на поверхность:
d=√Q0∙P0 ∙Zз∙Тзπ∙ϑкр∙Т0∙Рз, (52)
где Qo — дебит скважины при стандартных условиях (давление = 0,1 МПа, температура = 293 °К);
Рз, Tз — давление и температура газа на забое;
zo — коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях Т0, Р0 и Т,Р
ϑкр — критическая скорость выноса твердых и жидких частиц.
При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяются жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создает в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газоконденсата на
Q0=0.111∙d2.5P3M0∙T3∙z32 (53)
где М0 — молекулярная масса газа.
Отсюда диаметр труб
d=0.415∙5Qo2∙M∙T3∙Z32/P3 (54)
Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. При расчетах определяющим фактором является вынос частиц породы и жидкости на поверхность.
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. Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром dт = 0,002м, вязкость газа составляет µг =1,5∙10-5 Па∙с.
Данные для расчёта возьмите в таблице 8
Таблица 8. Исходные данные к задачам 1,2,3
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
Lc, м 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600
Забойное
давление
Р3, МПа 39 38 37 36 35 34 33 32 31 30
Дебит скв.
Vr∙103, тысм3/ сут.
1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7
Общие исходные данные: плотность газа рг = 1,08 кг/м3 , а = 0,06∙10-4 , параметр в = 2,2∙ 10-10 , забойная температура Т = 330К, коэффициент сжимаемости газа zзаб. =0,8
Методические указания по выполнению задачи №1
Определяем параметр Архимеда
Ar=dT3∙ρg∙(ρТ-ρГ)µГ2, (55)
где dт – диаметр твердой частицы, м
рт - плотность твердых частиц, кг/м3 (рт = 2400 кг/м3)
Выделяем режим течения
Аr ≤36 – ламинарный режим
36<Ar<8300 – переходный режим
Аr> 8300 – турбулентный режим
Определяем критическую скорость
ламинарный режим:
Vкр.т=d2∙g∙(ρт-ρг)/(18∙µ2) (56)
переходный режим:
Vкр.т=0,78∙dT0.43∙(ρT-ρг) (57)
турбулентный режим:

Vкр.т=5,46∙dт∙(ρт-ρг)ρг (58)
где рг – плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м3 ;
µг – динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па∙с
Определяем скорость выноса песка
Vr = 1,2∙ Vкр.т , м/с (59)
Вычисляем внутренний диаметр подъемника
dвн=0,1108∙Vг∙Тзаб∙zзабVг∙Рз∙Тст, м (60)
где Vr - дебит газа, тыс.м3 /сутполученное значение dвн округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.
Задание 2. Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции содержится также вода. Исходные данные брать из таблицы 8.
Методические указания по выполнению задачи №2
1.Вычисляем критическую скорость выноса жидких капель
Vк.р.ж.= 16,47(45-0,455∙Р3)0,25Р3 ,м/с (61)
2. Определяем скорость выноса капель воды
Vr = 1,2∙ Vк.р.ж. , м/с (62)
3. Определяем необходимый диаметр НКТ в метрах по формуле (60). Принимаем стандартный диаметр.
Задание 3. Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки. Данные для расчета возьмите в таблице 8.
Методические указания по выполнению задачи №3
Определяем минимальную скорость газа, при которой не происходит их осаждения водяных капель

VГ.О.min=1.23∙(45-0.45Pз)0.250.45∙Pз (63)
Рассчитываем минимальный дебит газа
VГ.min=VГ.min∙Tст∙Pзаб∙π∙dвн24∙P0∙zзаб∙Тзаб (64)
Сделать вывод, по каким причинам необходимо ограничить дебит газовой скважины.

Задание 4. Определите диаметр подъемных труб, максимально возможный дебит (пропускную способность при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну). Необходимо также рассчитать диаметр штуцера для газовой скважины. Исходные данные для расчета приведены в таблице 9.
Таблица 9. Исходные данные к задаче
Вариант 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
Дебит газовой
скв.
Q∙103 , м3 /сут210 220 230 240 250 260 270 280 290 300
Забойное
давление
Pз, МПа
19,2 19,4 9,6 9,8 9,10 10,2 10,4 10,6 10,8 11,0
Общие исходные данные: пластовая температура Т = 310 К, диаметр обсадной колонны D = 127 мм (площадь сечения F = 0,0128 м2), температура газа на устье Т = 300К, коэффициент сжимаемости газа z = 0,9, универсальная газовая постоянная R =51,5, коэффициент расхода – 0,95.
Методические указания по выполнению задачи №4
Определяем внутренний диаметр труб в метрах
d=72,1∙Q∙T∙zPз∙106 , где Р3 в Па (65)
Определяем критическую скорость газа
Vкр=3,33∙R∙T , м/с (66)
Максимальный суточный дебит газа при отборе его через НКТ

QНКТ = Vкр∙f∙86400 , м3/сут (67)
где f – площадь сечения НКТ, м3
Максимальный суточный дебит газа при отборе его через эксплуатационную колонну
Qэкс = 86400∙Vкр∙F, м3/сут (68)

Определяем диаметр штуцера

d=83,4∙Qµ∙Py,мм (69)
где Ру =0,9
Определяем к каким нежелательным последствиям может привести работа скважины на максимальном дебите.
Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:
Изложите особенности конструкции газовых скважин
Охарактеризуйте состав внутрискважинного оборудования газовых скважин
Устьевое оборудование газовых скважин
Как определяют диаметр фонтанных труб для газовой скважины?
Как установить технологический режим работы газовой скважины?
Какие причины влияют на ограничение дебита газовой скважины
Что такое гидраты? Опишите методы борьбы с гидратами
Опишите оборудование устья газовых скважин
Методические указания
по выполнению практического занятия № 8
Расчеты термокислотной обработки, гидравлического разрыва пласта
Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты основных параметров термокислотной обработки и гидравлического разрыва пласта
Норма времени: 6 академических часов
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 сведения
Методы увеличения производительности скважин (методы интенсификации притока) играют сегодня существенную роль. Известно большое количество различающихся по принципу действия методов увеличения производительности скважин, но не все они получили одинаковое распространение на практике.
Термокислотная обработка предназначена для увеличения притока продукции из пласта за счет растворения твердых осадков (парафин, смолы и т.д.) и повышения эффективности кислотной обработки. Обработка ведется в два этапа: на первом этапе - термическая обработка, при которой температура па забое повышается до температуры выше температуры плавления осадков; па втором этапе - обычная солянокислотная обработка раствором повышенной температуры.
Термокислотная обработка базируется на экзотермической реакции раствора соляной кислоты с магнием. Так, при взаимодействии 18,61 л 15%-ного раствора НС1 с 1 кг магния выделяется 18 987 кДж теплоты. При этом кислота нейтрализуется полностью. Максимально возможное повышение температуры нейтрализованной кислоты равно примерно 243 °С.
Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей: расчет основных характеристик процесса и выбор необходимой техники для его осуществления; определение вида трещины и расчет ее размеров.
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. Требуется определить необходимое количество товарной соляной кислоты и химических реагентов, а также эффективность термокислотной обработки забоя.
Таблица 10. Исходные данные к задаче
Наименование исходных данных Варианты
1.11.
21.9 2.12.
22.19 3.13.
23.29 4.14.
24.10 5.15.
25.20 6.16.
26.30 7.17.
27 8.18.
28
Глубина скважины Н,м1420 1425 1430 1435 1440 1145 1450 1458
Эффективная мощность пласта h,м 10 15 20 11 16 18 10 15
Забой открытый чистый без пробки
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D,м 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15
Скважина эксплуатируется штанговыми насосами
Диаметр промывочных труб d, м 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Начальный дебит нефти QH, т/сут20 25 28 30 22 24 27 30
Текущий дебит нефти Qт, т/сут5 7 9 10 5 6 7 8
Температура на забое 308К, Вода отсутствует
Методические указания по выполнению задачи №1
Для повышения фильтрационной способности призабойной зоны намечается термокислотная обработка, состоящая из двух фаз: первая фаза - термохимическая обработка, при которой солянокислотный раствор и поверхность забоя нагреваются до 348 - 363 К; вторая фаза - обычная солянокислотная обработка призабойной зоны, но более эффективная, вследствие высокой температуры нагретой соляной кислоты.
В качестве химического реагента примем металлический магний. Для первой фазы обработки рекомендуется 15%-ный раствор НС1 в количестве 0,1 м3 на 1 кг магния, который в результате реакции его с кислотой выделяет 4520 ккал теплоты. Принимается, что на 1 м эффективной мощности пласта необходимо 0,8 м3 соляно-кислотного раствора. Для h =__м потребуется всего__м3, из них 4 м для первой фазы обработки им для второй фазы.
При температуре плавления парафина Тпд = 328 К достаточно подогреть соляно- кислотный раствор и поверхность забоя до Тк = 353 К. Пусть начальная температура солянокислотного раствора Тн = 293 К. Тогда необходимое количество мания для повышения температуры W= 4м3 кислотного раствора от 293 до 353 К можно определить по формуле:
Qм=WTk-TH6.03 (70)
Найденное количество магния вполне соответствует практической норме 1 кг на 0,1 м315%-ного солянокислотного раствора. Для принятых в первой фазе обработки 4м3 раствора надо взять 40 кг магния.
Из формулы (70) можно найти и температурный перепад (Тк - Тн), принимая количество магния по опытным данным.
Определим, как изменится концентрация 4 м3 15%-ного солянокислотного раствора после растворения в нем QM= 40 кг магния. Процент уменьшения концентрации кислотного раствора, нейтрализующегося полностью, найдем по формуле:
x=A∙Qм3,3A∙W+Qм (71)
где А - коэффициент, который при концентрации кислоты до 18% равен 218, а при концентрации до 12% - 214 (см. табл. 11).
Таблица 11.
Z, x B, A Z, x B,A
5,15-12,19 214 29,95-31,52 227,5
19,19-18,11 218 32,10-33,22 229,5
19,06-24,78 221,5 34,42-37,22 232
25,75-29,57 226 - -
Здесь х- концентрация солянокислотного раствора, %. Z- концентрация кислоты, %
По формуле (71) получим
x=218∙403,3A∙218∙4+40=3%Следовательно, концентрация 15%-го раствора соляной кислоты уменьшиться на 3% и составит 12%.
Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора от 15 до 12%, можно определить по формуле:
Qм=3.33∙WA1∙x1A1-x1-A2∙x2A2-x2 (72)
где х1 и х2: - начальная и остаточная концентрация кислотног о раствора; А1 и А2 -числовые коэффициенты.
Задаваясь значением остаточной концентрации кислотного растворах x2= 12% можно определить первичную концентрацию его х1, необходимую для проведения первой термохимической фазы обработки забоя скважины путем реакцииQM= 40кг магния с кислотным раствором W= 4 м3:
x1=A1∙BA1+B (73)
Где постоянная В находиться из выражения:
B=Qм3.33∙W+A2∙x2A2-x2 (74)
для второй фазы обработки вслед за нагретой кислотой закачиваем 2,4 м3 кислоты 12%-ной концентрации. Растворяющая способность нагретого раствора в 3-4 раза выше, чем раствора, закачиваемого в скважину при Т= 293 К. Поэтому закачку в пласт как нагретой, так затем и холодной кислоты надо вести без перерыва.
Осваивать скважину после обработки необходимо по возможности скорее, пока не снизилась температура жидкости на забое.
Надо иметь в виду, что скорость растворения магния в соляно-кислотном растворе быстро уменьшается с повышением давления. Если скорость растворения при атмосферном давлении принять за 100%, то при давлении 1 МПа скорость растворения составляет 62%, при 2 МПа - 36%, при 3 МПа - 21% и при 6 МПа - 6%. Поэтому при термохимической фазе обработки надо следить за давлением нагнетания кислоты и за уровнями жидкости (нефти) в затрубном пространстве.
Металлический магний употребляется в стружках или в прутках, которые спускают на забой в реакционном наконечнике. Для стружек трудно рассчитать объем реакционного наконечника и выдержать определенный режим закачки, так как они имеют различную толщину и плотность упаковки.
Определим размеры реакционного наконечника для спуска магния в прутках. В эксплуатационную колонну диаметром 0,15 м можно опустить наконечник диаметром 0,1 м. Стержни магния диаметром dn = 0,04 м и длиной 0,6 помещают в наконечнике диаметром 0,1 м пачками по три стержня.
Подсчитаем объем и массу одной пачки прутков в трубе диаметром 0,1м и длиной 1м = 10дм.
Объем прутков
V=3π∙dn2∙L4=3∙0.758∙0.42∙10=3.77дм3 (75)
Масса прутков при плотности металлического магния р=1,77 кг/дм3.
G=V∙p=3.77∙1.77=6.67кг (76)
Так как помере прокачивания соляной кислоты через реакционный наконечник- количество магния непрерывно уменьшается, то для равномерности процесса(достижения одинаковой температуры нагрева кислоты) скорость закачки кислоты следует непрерывно уменьшать. Поэтому для выполнения расчета мы разобьем весь процесс растворения стержней магния на пять интервалов с постепенным уменьшением, диаметра а следовательно, объем аи массы стержней.
Уменьшение диаметра стержней для I интервала принимаем с 4 до 3,5 см, для II - с 3,5 до 3 см, для III интервала - с 3 до 2 см, для IV интервала - с 2 до 1 см и для V интервала с 1 см до 0. На основе этих данных вычисляем объем 15%-ного кислотного раствора; время, потребное для прокачки через наконечник всего объема 15%-го раствора; скорость закачки - в м3/ч.
В результате подсчета по приведенной схеме получим следующий режим закачки при атмосферном давлении (табл. 12)
Термограммы показывают, что практически в реакционном наконечнике на забое скважины процесс протекает несколько быстрее, чем по расчету (примерно на 20%). Поэтому температура раствора получается выше расчетной, а содержание остаточной активной НС1 в кислотном растворе ниже 12%.
Для снижения температуры раствора следует повысить скорость закачки на 20% против расчетной. Тогда режим закачки будет соответствовать приведенному в таблице 12.
Таблица12. Режим закачки
Интервал Продолжительность заачки, мин Объем закачиваемого раствора, м Скорость закачки, м/ч
I 4,5 0,95 12,5
II 4 8 12
III 8 1,25 9,4
IV 7 0,75 6,5
V 3 0,25 5
Всего 26,5 4 -
Таблица 13. Режим закачки с повышенной скоростью
Интервал Продолжительность заачки, мин Объем закачиваемого раствора, м Скорость закачки, м/ч
I 3,8 0,95 15
II 3,3 8 14,4
III 6,7 1,25 11,3
IV 5,8 0,75 7,8
V 2,5 0,25 6
Всего 22,1 4 -
Если в процессе закачки солянокислотного раствор давление повышается, то режим следует откорректировать на соответствующее давление, так как давление тормозит реакцию кислоты с магнием. По данным УФНИИ, увеличение давления снижает скорость реакции в следующих пределах:
∆Р, МПа∆ϑ, %
0,5 20
1,5 38
1,5 53

Чтобы избежать во время термохимической обработки возникновения высоких давлений в затрубном пространстве, влияющих на скорость реакции, следует открыть затрубное пространство и исключить предварительную подкачку нефти. Количество продавочной нефти берется в объем 0,05м промывочных труб плюс объем забоя скважины (считая по диаметру 0,25м долота) в пределах обрабатываемого интервала (6м) (мощность пласта - h):
Vn=π40.052∙1000+0.252∙6,м (77)
Количество концентрированной товарной соляной кислоты, содержащей 27,5% НС1, необходимой для приготовления 4м3 15% -ного и ___ м3 12%-ной кислоты, найдем из соотношения:
Wk=Wa (78)
где W - количество солянокислотного раствора, м3; а - переводной коэффициент
Таблица 14.
Концентрация разбавленной кислоты, % Концентрация товарной нефти
31 30 29 28 27 26 25
8 4,325 4,16 4 3,847 3,69 3,357 3,392
9 3,82 3,68 3,54 3,4 3,26 3,13 3
10 3,42 3,295 0,173 0,047 2,92 2,8 2,686
11 3,1 2,98 2,87 2,755 2,645 2,535 2,43
12 2,825 2,72 2,615 2,514 2,412 2,31 2,217
13 2,6 2,5 2,408 2,312 2,217 2,125 2,038
14 2,4 2,31 2,227 2,135 2,048 1,964 1,883
15 2,23 2,145 2,076 1,983 1,903 1,824 1,75
Для 15%-го раствора находим путем интерполяции, а = 1,943; а для 12%-го - а -2,463.
Так как товарная соляная кислота обычно содержит окислы железа (Ре2Оз), то для предупреждения выпадения солей железа при нейтрализации соляной кислоты в породе необходимом добавить к солянокислотному раствору техническую уксусную кислоту в количестве:

Qy=1000∙вc∙W1+W2, дм3 (79)
Здесь в - добавка уксусной кислоты в % к объему раствора, в=(f-содержание в солянокислотном раствореFeO3, %);
W1 иW2- объемы 15 и 12%-ного солянокислотного раствора;
С - концентрация товарной уксусной кислоты (обычно 80%). Принимая f=0,2%, находимв=0,2+0,8=1% в качестве интенсификатора, понижающего поверхностное натяжение отреагировавшего солянокислотного раствора и способствующего лучшему удалению его из призабойной зоны, принимаем 1%-ный препарат ДС, который активно понижает скорость реакции соляной кислоты с породой. При плотности товарной соляной кислоты 1,139 т/м3 масса ее составит 3,04∙1,139 =3,46 т.
Для термохимической обработки в качестве ингибитора необходимо применять И-1-А с добавкой - 0,05% уротропина при обязательном исключении из смеси серной кислоты во избежание образования осадка гипса.
Для определенного эффекта, ожидаемого от термокислотной обработки скважины, найдем дополнительное количество нефти, которое будет получено за время работы скважины с повышенным дебитом, на 1 т затраченной концентрированной
HCl.
Для этого задаемся продолжительностью эффекта в 4 месяца (120дней), в течение которых начальный дебит скважины после отработки QH снижается до текущего дебитаQm равномерным понижением.
Количество нефти, полученной за4 месяца после отработки, составит:
Wоб=Wнач+Qтекэффектав сут2,т (80)
добыча за это же время без обработки составит:
Q'об=Qтек ∙продолжительность эффекта = Qmeк∙120
Общий прирост добычи нефти получен в результате обработки составит:
(Qоб-Qтек), т
Средний прирост добычи нефти от обработки на 1 т израсходованной концентрированной соляной кислоты равен
(Qоб- Q'об)/3,46, т
Задание 2 Рассчитать основные технологические показатели ГРП для скважин, геолого- эксплуатационные данные по которым приведены в таблице 15.
Таблица 15. Исходные данные к задаче
№ п/п Глубина скважины Глубина фильтров СКВ. Дебит скважины РплНефти Воды Жидкости 1 1480 1400-1448 0,5 0,5 0,9 18
2 1485 1492-1530 0,5 1,6 2,1 18
3 1490 1554-1590 0,5 1,7 2,2 18
4 1495 1520-1528 0,6 1,9 2,4 18
5 1500 1530-1550 0,7 2 2,6 18
6 1505 1536-1542 0,8 2,1 2,8 18
7 1510 1516-1526 0,9 2,2 3 18
8 1515 1517-1538 1 2,3 3,2 18
9 1520 1518-1539 1,1 2,4 3,4 18
10 1525 1520-1540 1,2 25 3,6 18
11 1530 1521-1541 1,3 2,6 3,8 18
12 1535 1522-1542 1,4 2,7 4 18
13 1540 1523-1563 1,5 2,8 4,2 18
14 1545 1524-1544 1,6 2,9 4,4 18
15 1550 1525-1545 1,7 3 4,6 18
16 1555 1526-1546 1,8 3,1 4,8 18
17 1560 1527-1547 1,9 3,2 5 18
18 1565 1528-1548 2 3,3 5,2 18
19 1570 1529-1549 2,1 3,4 5,4 18
20 1575 1530-1550 2,2 3,5 5,6 18
21 1580 1531-1551 2,3 3,6 5,8 18
22 1595 1532-1552 2,4 3,7 6 18
23 1600 1533-1553 2,5 3,8 6,2 18
24 1605 1534-1554 2,6 3,9 6,4 18
25 1610 1535-1555 2,7 4 6,6 18
26 1615 1636-1556 2,8 4,1 6,8 18
27 1620 1537-1557 2,9 4,2 7 18
28 1625 1538-1558 3 4,3 7,2 18
29 1630 1539-1560 3,1 4,5 7,4 18
Необходимо определить следующие показатели: давление разрыва; допустимое давление на устье скважины (при проведении процесса без пакера); объем жидкости разрыва; количество песка, концентрация песка в жидкости-песконосителе; объем жидкости-песконосителя; объем продавочной жидкости; общую продолжительность процесса ГРП; тип и число необходимых насосных агрегатов.
Методические указания по выполнению задачи №2
Определяем давление разрыва по формуле:
Рразрыв=Рвг-Рпл+σр (81)где Рвг - вертикальное горное давление, МПа
Рг - пластовое давление, равное 18Мпа
σp- давление расслоения пород (равное 1,5 Мпа)
Вертикальное горное давление определяем по формуле:
Рвг=Н∙pn∙g (82)
где H - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м;
pn- средняя плотность вышележащих пород, кг/м3pn=2500кг/м3
ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на
разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.
Определим допустимое давление на устье скважины (в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера) по формуле:
Py=DH2-Dв2DН2+Dв2∙σтекК+Рпл+pж.р∙g∙(h-L) (83)
гдеDH - наружный диаметр обсадных труб, равный 16,8 см;
De - внутренний диаметр обсадных равный, равный 14,3см;
σтек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320МПа
К - запас прочности (принимаем К=1,5) h - потери напора на трение в обсадной колонне, м;
рж.р - плотность жидкости разрыва (принимаемрж.р=950кг/м3)
Рг - пластовое давление, МПа;
L - Глубина скважины, м
Для определения потерь напора на трение в обсадной колонне необходимо знать расход жидкости через колонну (грубы) в процессе разрыва. Этот расход определяем на основе зависимости Рз а б = f(Q), которую строят по фактическим данным испытания скважины на приемистость Q при различных явлениях на забое.
Это зависимость позволяет определить давление разрыва пласта (рис.5).

Рисунок 5.
Как видно из графика, при давлении 35 МПа приемистость скважины составила 1300
м3 /сут и в дальнейшем она растет почти без увеличения давления. Это означает, что при давлении 35 МПа произошел разрыв пласта. Примем расход Q = 20дм3/с. Для этого расхода при вязкости жидкости μ =0,25 и глубине скважины 1750 м с диаметром колонны 168мм потери напора составят 75 , а для скважины глубиной Н они будут пропорционально равны.
Рзаб=Ру+Нpg-hpg (84)
Если полученное значение забойного давления окажется меньше, чем необходимое давление разрыва, то
Ру = Рз аб +Hpg-hpg =Рраз - pg(H-h), Мпа (85)
Если подсчитанное значение устьевого давления больше допустимого значения, то ГРП необходимо проводить с установкой пакера для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.
Объем жидкости разрыва не поддается точному расчету. По опытным данным, значение его колеблется в пределах 5 - 10м3. Принимаем для каждой скважины средний объем жидкости разрыва Vр = 8м3 нефти.
Количество песка Gп , потребное для гидроразрыва, так же нельзя рассчитать. Поданным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 10-30 тонн на один гидроразрыв. Принимаем Gп= 15т = 15000кг.
Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкости 5*10-2 Па с значение ее колеблется в пределах 150 - 300кг/ м3 принимаем С = 250кг/м3.
Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости составит:
Vж.н=GпС=15000250=60м3 (86)
Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с песком.
Vпр=к∙π∙dв2∙Н4, (87)
где de - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, т.е. труб, по которым закачивают жидкость с песком (для 73-мм труб de = 0.06м);
к - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб (равен 1,3);
Н - глубина спуска труб, м; (т.к. трубы допущены на 10 м выше верхних отверстий фильтра).
Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения:
t=Vр+Vж.н+VпрQ ,
где Q-расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03м3 / с;
Vp - объем жидкости разрыва (Vр=8м3);
V ж.п. - объем жидкости песконосителя (Vж.п.=60м3)
Vпр -объем продавочной жидкости.
Число насосных агрегатов
Если принять агрегаты 4 АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,0123м3 /с (см. таблЮрчук Расчеты в добыче нефти)
N=qqаг+1, (88)q=12.3лс,qаг=3л/с - производительность одного агрегата.
Определить увеличение проницаемости призабойной скважины после гидроразрыва (допускается, что образовалась одна горизонтальная трещина в этой зоне).
Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва в случае образования одной горизонтальной трещины необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус горизонтальной трещины определяем приближенно по формуле:
rT=5,08∙105∙СQ∙µ∙tpk, (89)
где С - эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02;
Q - расход жидкости разрыва, м3/мин;
µ-вязкость жидкости разрыва, Па∙с;
t, - время закачки жидкости разрыва, мин;
k - коэффициент проницаемости для рассматриваемой задачи имеем следующие данные:
С = 0,02
Q = 0,03 м3/с
k = 0,02∙10-12 м2
µ = 0,25 Па∙с
tp = 4,4 мин = 264с
Подставим приведенные данные в формулу:
rT=5,08∙105∙0,02(0,03∙0,025∙2640,02∙10-12)0,5=13м (90)
Проницаемость созданной горизонтальной трещины определяем по формуле:
kT=108∙ω12∙10-12 (91)
где kт - проницаемость трещины, м2
ω - ширина трещины, см
Принимая ω равной 0,1см, получим:
kT=108∙0,0112=83,3∙10-9, м2
Проницаемость призабойной зоны определяем по формуле:
kп.з.=kп∙h+kТ∙ωh+ω , (92)
где kп - проницаемость пласта (kп=0,02∙10-12м2);
H- мощность пласта, м;
ω - ширина трещины, (ω = 0,001м).
Подставляем эти данные в формулу (92).
Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта kп= 0,02∙10-12м2), то проницаемость призабойной скважины в радиусе распространения трещины увеличится в:
kn.зkn=… (93)
Таким образом, в результате создания одной единственной трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в десятки и более раз.
Проницаемость всей дренажной системы скважины вычисляют по формуле:
kдс=kn∙knз∙lgRkrcknз∙lgRkrT+kn∙lgrTrc , (94)
где Rk - радиус контура области питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами (принимаем равным 100м);
rc - радиус забоя скважины (rc = 0,075м);
rT - радиус трещины (rT = 13м).
Определить ожидаемый прирост дебита скважины после ГРП.
Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи:
Q=2π∙kn∙h∙ΔPµ∙lnRkrc, (95)
где Q - дебит скважины, м3/сут;
kn - проницаемость пласта (kn = 0,02∙1,02∙10-12м2);
h-эффективная мощность пласта, м
ΔP-депрессия на забое
(ΔP=Pпл-Pзаб=18,0-16,0=МПа), (96)
µ- динамическая вязкость нефти (принимаем равной 0,8 МПа)
Сравним посчитанные по формуле (96) значения дебитов с фактическими.
Максимальный дебит скважины после ГРП определяем по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины равным радиусу трещины(rc=rT);
Q=2π∙kn∙h∙ΔPµ∙2,3∙ln⁡Rkrc, (97)

где kn -проницаемость пласта, м2
rT -радиус трещины (rT =13м)
Подставим имеющиеся данные по формуле (96),получим значения максимального дебита .
При ГРП жидкость закачивается по обсадной колонне при давлении на устье 16.95 МПа при помощи цементировочных агрегатов ЦА-320М.Для принятого темпа закачки жидкостей (q = 15 л/с) необходимое число агрегатов при одном резервном составит
N=qqаг +1 , (98)
где qаг=5,1 л/c - производительность одного агрегата на второй скорости при p= 18,2 МПа. Следовательно , по формуле (98)
Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке вязких жидкостей с песком и для получения номинальной подачи необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был напор в 0,1 - 0,2 МПа
Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидкости-песконосителя с песком применяем цементировочные агрегаты низкого давления.
Для смешивания песка с жидкостью применяем специальный пескосмесительный агрегат ЗПА, имеющий бункер на 8 т песка, и механическую лопастную мешалку
Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществляется специальными ареометрами, шкала которых показывает концентрацию песка в кг/м2
Допустим, для доставки к скважине рабочей жидкости применены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м3. В этом обьеме рабочей жидкости может находиться во взвешенном состоянии в зависимости от вязкости жидкости 2-4 м3 песка. Эти автоцистерны имеют насосы подачей 10-20 л/c с давлением на выкиде 0,3МПа, которые служат для заполнения цистерн и для закачки жидкости и пескосмесительный агрегат.
Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины rc после принимается радиусу трещины rT n= Q2Q1= lg Rkrc lg RkrT , (99)
где Q2 и Q1 - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва,
Rk=250 м; rc = 0,075 м ; rT=5,7 м
Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемый формулой небольшие потери напора.
Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:
Что понимается под призабойной зоной пласта?
Как классифицируются методы обработки призабойной зоны пласта , области применения.
Опишите физико-химические процессы при солянокислотной обработке (СКО).
Перечислите реагенты, применяемые при солянокислотной обработке, и назовите их назначение
Изложите последовательность приготовления солянокислотного раствора
Какие виды кислотных обработок вам известны?
Опишите последовательность операций при простой кислотной обработке
Опишите физико-химические процессы при термокислотной обработке (ТКО)
Изложите технологию проведения термокислотной обработки
Объясните сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) и назовите область его применения
Какие материалы применяются при ГРП? Назовите требования, предъявляемые к ним
Опишите схему проведения ГРП
Объясните сущность гидропескоструйной перфорации (ГПП) и назовите область ее применения
Какие материалы применяются при ГПП? Назовите требования, предъявляемые к ним
Опишите схему проведения ГПП
Виброобработка скважин, применяемые материалы и оборудование, схема процесса
Опишите термические методы воздействия на призабойную зону скважин
Изложите сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) на призабойную зону скважин
Изложите сущность внутрипластовой термохимической обработки
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
7. Справочная книга по добыче нефти под ред. Ш.К. Гиматудинова