МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
По составлению курсового проекта на тему :
«Анализ работы фонда скважин. оборудованных ШСНУ»
Примерное содержание курсового проекта:
1.Геологическая часть- кратко рассматривается геологическая характеристика объекта (пласта) разработки и насыщающих его флюидов.
2.Технологическая часть- предусматривает проведения анализа фонда действующих скважин с выявлением причин, осложняющих работу.
3.Расчетная часть- предполагает рассмотрение теоретических положений по эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ; проведение расчета по подбору ШСНУ к параметрам работы скважины; определение режима работы выбранной скважины.
4.Техническая часть предполагает рассмотрение наземного и подземного оборудования; назначение отдельных компонентов установки; методы исследования скважин, оборудованных ШСНУ; описание основных частей ШСНУ; методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ.
5.Графическая часть
5.1Карта разработки
5.2Технический чертеж
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Проектирование штанговой насосной установки.
Техническая характеристика станков-качалок
| Станок-качалка | Длина хода штока, м | Кинематические размеры, м | Наибольший радиус кривошипа R | Габаритные размеры, м | Масса комплекта, кг | |||||
| Переднее плечо k1 | Заднее плечо k | Длина шатуна l | Радиус дальнего отверстия кривошипа l | Длина l | Ширина B | Высота H | ||||
| 1 СК2-0,6-250 | 0,3; 0,45; 0,6 | 0,74 | 0,74 | 0,84 | 0,295 | 0,365 | 3,15 | 1,15 | 2,0 | 1600 |
| 2 СКЗ-1,2-630 | 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,43 | 0,57 | 1,0 | 4,2 | 1,35 | 3,3 | 3850 |
| 3 СК4-2,1-1600 | 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 | 2,1 | 1,5 | 1,8 | 0,72 | 1,3 | 5,9 | 1,7 | 4,8 | 7200 |
| 4 СК5-3-2500 | 1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 | 3,0 | 2,1 | 2,5 | 1,0 | 1,6 | 7,4 | 1,85 | 5,55 | 9900 |
| 5 CK6-2,1-2500 | 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,5 | 1,0 | 1,6 | 6,5 | 1,85 | 5,1 | 9600 |
| 6 CK8-3,5-4000 | 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 | 3,5 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 8,5 | 2,25 | 6,65 | 15100 |
| 7 CK12-2,5-4000 | 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 | 2,5 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 7,5 | 2,25 | 6,4 | 14800 |
| 8 CK8-3,5-5600 | 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 | 3,5 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 8,5 | 2,25 | 6,65 | 15600 |
| 9 CKIO-3-5600 | 1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 | 3,0 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 8,0 | 2,25 | 6,65 | 15450 |
| 10 CKIO-4,5-8000 | 2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5 | 4,5 | 3,5 | 4,2 | 1,67 | 2,36 | 10,55 | 2,6 | 9,00 | 24900 |
| 11 CK12-3,5-8000 | 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 | 3,5 | 3,5 | 4,2 | 1,67 | 2,36 | 9,55 | 2,6 | 8,5 | 24800 |
| 12 CK15-6-12500 | 3,0; 3,5; 4,5; 5,2; 6,0 | 6,0 | 4,2 | 5,0 | 2,0 | 3,2 | 13,2 | 3,1 | 11,5 | 34800 |
| 13 CK20-4,5-12500 | 2,3; 2,7; 3,8; 3,9; 4,5 | 4,5 | 4,2 | 5,0 | 2,0 | 3,2 | 11,7 | 3,1 | 10,7 | 34500 |
Расчёт оптимальных технологических параметров
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
Пример расчёта подбора УЭЦН к скважине
Необходимо рассчитать основные технологические параметры оптимального режима эксплуатации и подобрать соответствующий типоразмер электроцентробежного насоса к скважине №_____.
Исходные данные для расчёта.
Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН5-80-2160.
| Дебит скважины, м3/сут | Qж=76 |
| Обводнённость добываемой продукции, % | n=3 |
| Глубина скважины, м | Hс=2830 |
| Глубина подвески насоса, м | Hп.н.=1660 |
| Динамический уровень, м | Нд=2120 |
| Внутренний диаметр э/к, м | D=0,146 |
| Давление в затрубном пространстве, атм. | Pзатр.=12 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 | rн.пов.=0,856 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 | rн. пл.=0,831 |
| Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях | bпл.=1,2 |
| Плотность добываемой воды, г/см3 | rв.=1,023 |
| Давление насыщения нефти газом, атм. | Pнас.=84 |
| Пластовое давление, атм. | Pпл.=240 |
| Удлинение ствола скважины, м | Lуд.=79 |
| Плотность жидкости глушения, г/см3 | rж. гл.=1,16 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, сП | mн.пл.=0,6 |
| Проектируемый оптимальный отбор ж-ти по скважине, м3/сут | Qж. опт.=125 |
| Коэффициент продуктивности скважины м3/сут | Кпр.=2,5 |
| Давление на буфере, атм | Pбуф.=15 |
Решение:
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
0,972
3. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.
0,821 (г/см3)
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
0,837 (г/см3)
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
1,194
8. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при mсм 
5 сП)
0,871 (сП)
mн.пл – вязкость пластовой нефти, сП.
Если mсм 
5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как mсм =0,871сП.
9. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
274 (м)
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 125 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1= 653,92 м; S2= 18,17292 сут/м2; S3= 0,10791 сут2/м5;
7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
2039,511 (м6/сут2)
8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
4,967
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
48,55 (м3/сут)
10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
114,851 (м3/сут)
11. Проектное забойное давление в скважине.
194,057 (атм.)
12. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.
1157,093 (м)
13. Глубина подвески насоса в скважине.
1514,272 (м)
14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
637,817 (м)
15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.
137,139 (м3/сут)
Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 100 –155(м3/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 153,481 (м3/сут) находится в рабочей области.
График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен на рис.______.
На напорную характеристику скважины накладывается напорная - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис.___). Точка пересечения характеристик скважины и ЭЦН по оси «X» дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а по оси «У» - напор, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (заштрихована).
Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области.
Показать на рисунке совместную работу скважины и рассчитанного насоса.
Рис.1 График согласования напорных характеристик скважин и насоса.
Общая схема УЭЦН представлена на рис.2. (Охарактеризовать работу установки в целом и описать назначение отдельных компонентов установки)
Погружные центробежные насосы, предназначенные для откачки жидкости из нефтяных скважин принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном в жидкость состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.
Погружные центробежные электронасосы – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые в движение погружным электродвигателем специальной конструкции. Электродвигатель питается электроэнергией, подводимой с поверхности по кабелю от трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ЭЦН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 – 300м.
Соединение сборных единиц насосного агрегата – фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц – при помощи шлицевых муфт.
Погружной центробежный модульный насос (далее именуемый «насос») – многоступенчатый вертикального исполнения. Насос состоит из входного модуля, модуля секции (модулей секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов.
Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу подсоединяется насосный модуль – газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Соединение валов газосепаратора, модуля-секции и входного модуля между собой осуществляется при помощи шлицевых муфт.
Все насосы делятся на две группы: обычного и износостойкого исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1% по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5а; 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92мм, группа 5а – 103мм и группа 6 – 114мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети.
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде зависимостей – (напор, подача), (к.п.д., подача), (потребляемая мощность, подача). Полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор. При определенном соотношении подачи и напора, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к.п.д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 – 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а так же с большим числом ступеней имеют пониженный к.п.д. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называют оптимальным режимом работы насоса. Допускается работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы отклонений должны соответствовать снижению к.п.д. насоса (на 3-5%).
Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Напор, развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насосов.
Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты. Двигатели работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости:
· с температурой до 110 °С;
· содержание механических примесей с относительной твердостью частиц не более 0,5 г/л;
· количество свободного газа (по объему) - не более 50%;
· гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.
Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.
Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.
Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса. Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет большую теплоемкость, чем чистая нефть. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Для контроля за температурой применяют термоманометрическую систему ТМС-3, которая защищает погружные агрегаты от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ЗАДАНИЕ ПО ФОНТАННЫМ СКВАЖИНАМ
ОГЛАВЛЕНИЕ
Цели и задачи курсового проектирования…………..…………………37
Тематика курсового проекта…………………………….……………...37
Содержание курсового проекта……………………………..…………..38
Методические указания……………………………………………….…39
Теоретические положения………………………………………………..39
Последовательность выполнения расчетной части…………………….48
Основные требования к оформлению пояснительной записки………..51
Список рекомендуемой литературы........................................................... 54
ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Разработка, оформление и защита курсового проекта является одной из
первых самостоятельных инженерных работ по профилирующей дисциплине. Помогает приобрести навыки применения полученных при изучении специального курса знаний для решения конкретных практических задач и одновременно помогает подготовиться к решению более сложной комплексной задачи- выполнению дипломного проекта.
Курсовое проектирование позволяет углубить и обобщить знания, полученные студентом на лекциях, во время лабораторных занятий и напроизводственной практике.
В процессе самостоятельной работы над курсовым проектом студент
знакомится с фактическими геолого-промысловыми данными, со справочной
и периодической технической литературой, современными достижениями в
науке, научно-исследовательскими материалами, ГОСТами, каталогами,
иностранной литературой и др.
Курсовое проектирование развивает навыки проведения технических
расчетов, построения различных схем и графиков, составления технических
записок. Выполнение курсового проекта является заключительным этапом
при изучении курса «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин».
ТЕМАТИКА КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Типовым заданием на курсовое проектирование является одна из след. тем:
1.Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН и расчет
параметров оборудования;
2.Анализ работы фонда скважин, оборудованных ШСНУ и расчет
параметров оборудования;
3.Анализ работы фонтанного фонда скважин и расчет фонтанного
подъемника.
Вместо типового возможно индивидуальное задание по согласованию с
преподавател ем.
СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Графическая часть должна отражать основное содержание пояснительной записки и содержать не менее четырех листов первого формата чертежей, схем, карт и графиков, в зависимости от задания (при этом один лист должен быть технического содержания).
При защите проекта графическая часть должна быть представлена в формате А1 в качестве демонстрационного материала, а на формате А4 представляется в приложении пояснительной записки.
Пояснительная записка (объемом 30-40 листов) должна включать в себя
следующее;
-титульный лист;
-задание на курсовое проектирование;
-содержание (оглавление);
-введение;
-основная часть;
заключение;
-библиографический список;
-приложения.
Титульный лист оформляется согласно образцу, представленному в
приложении 1, основные требования к оформлению записки приведены в
приложении 2.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса фонтанной эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии (Wп), поступающих к забою жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности (Wи). Газожидкостная смесь (ГЖС), выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.
Для любого способа эксплуатации энергетический баланс можно выразить следующей формулой:
Wп+Wи =W1+W2+W3, (1)
где:
Wп- энергия, приносимая жидкостью и газом на забой из пласта;
Wи-энергия, вводимая (при необходимости) в скважину с поверхности ;
W1-энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;
W2-энергия, расходуемая ГЖС при движении через устьевое оборудование;
W3- энергия, уносимая струей жидкости и газа за пределы устья скважины.
Если Wи равна нулю, то эксплуатация называется фонтанной; если Wи не равна нулю, эксплуатация называется механизированной добычей нефти.
В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ. Газ играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом, для которого характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает. При одном и том же количестве газа в скважине можно и не получить фонтанирования. Если количества газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200- миллиметровой скважины.
Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150-300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их было весьма непродолжительным.
Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое. После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достичь фонтанирования.
На практике, с целью рационального использования энергии расширяющегося газа, все скважины, где ожидается фонтанирование, оборудуют лифтовыми трубами, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине, условным диаметром от 60 до 114 мм. Диаметр подбирают в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования.
Оборудование любой скважины, в том числе и фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций.
Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Напорная характеристика скважины определяется по формуле:
, (2)
где 
- динамический уровень; hтр - напор с учетом трения; 
НГ – напор
газа в затрубном пространстве.
 |  |
Учитывая, что закономерности движения жидкости по пласту и по стволу скважины различны и подчиняются разным законам, необходимо найти такие общие параметры, которые позволят совместить работу пласта и фонтанного подъемника.
Совершенно очевидно, что для получения большого притока жидкости к забою скважины необходимо стремиться, как можно уменьшить величину забойного давления. Однако, чрезмерное уменьшение забойного давления приведет к тому, что его может не хватить для создания депрессии по подъему жидкости по лифту скважины на поверхность. Увеличение забойного давления (для создания перепада давления по лифту) приведет к уменьшению депрессии на пласт и к уменьшению притока жидкости. Поэтому на забое необходимо установить такую величину забойного давления, при котором будет достигнута совместная работа пласта по вытеснению нефти к забою скважины и работа скважины по выносу продукции на поверхность.
При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее такой приток жидкости, который НКТ в состоянии пропустить при данной глубине скважины, диаметре подъемника, противодавлении на устье.
Уравнение совместной работы пласта и фонтанного подъемника имеет вид:
 |
(3)
Левая часть равенства (3) (второе и третье слагаемое) зависит от расхода (т.к. трение и противодавление на устье определяют расход). С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда, как РГ не зависит от расхода.
Задаваясь различными значениями Q, вычисляется левая и правая части уравнения (3). Далее строится график совместной работы подъемника (кривая 1) и притока жидкости из пласта (кривая 2).
Точка пересечения линий 1 и 2 дает дебит скважины (Qc) и забойное давление (Рс).
Рис.2
Аналитический метод выбора фонтанного подъемника
Цель расчета промысловых ГЖ подъемников – выбор оборудования и установление режима эксплуатации скважин при различных способах эксплуатации. Для выбора оборудования и режима эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин, применяют аналитический метод Крылова А.П.
Расчет фонтанного подъемника сводится к определению для проектируемой скважины максимальной qmax и оптимальной подачи qопт. Планируемый дебит скважины должен лежать в пределах между qmax и qопт. Это гарантирует высокий КПД и устойчивую работу подъемника.
(4)
где d – диаметр подъемника.
Поскольку qопт = qmax (1-e), а 
, то
(5)
где L – длина НКТ.
Если Рбаш > Рнас, то в формулах (4) и (5) необходимо вместо Рбаш подставлять Рнас, а вместо L – Lнас (Lнас – расстояние от устья до точки, где давление равно Рнас).
Эти формулы можно выразить относительно диаметра НКТ.
Для диаметра, необходимого для обеспечения max подачи:
(6)
Для диаметра, необходимого для обеспечения оптимальной подачи:
(7)
Примечание:
1) если НКТ спущены до забоя, то Рбаш = Рзаб
2) если НКТ подняты так, что L < H, то 
.
Фонтанирование возможно, если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего КПД. Академиком Крыловым А.П. были получены формулы для определения удельного расхода газа при работе ГЖП (газожидкостного подъемника) на режимах максимальной (8) и оптимальной подачи (9).
(8)
(9)
Условие фонтанирования с учетом растворимости газа, запишется формулой (10): 
или 
, (10)
где:
Г0-полный газовый фактор;
a -коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3*МПа;
Pзаб ,Pу –давление на забое, устье скважины;
n-обводненность продукции, д.ед.;
r - плотность нефти (в поверхностных условиях), кг/м3;
L- длина фонтанного подъемника, м;
d- диаметр фонтанного подъемника.
Из неравенства (10) можно определить минимально необходимое давление на забое 
, обеспечивающее фонтанирование при заданных величинах Г0, d, L, Ру, Р0, r.
Решение неравенства (10) получается либо подбором величины Рзаб, которое обращает его в тождество, либо графоаналитическим путем (рис. 3).
 |
Рис. 3
Точка пересечения А линий Rопт и Гэф соответствует левой и правой частям неравенства (10) и дает значение Rзаб, при котором они равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования. Область значений, где 
- это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт (заштрихованная область). Влево от точки А лежит область значений Rзаб, где фонтанирование невозможно, т.к. 
.
При увеличении обводненности продукции эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения кривых Гэф и Rопт для увеличенного значения обводненности переместится вправо. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных значений обводненности и получить новую зависимость 
для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи.
Глубина начала выделения газа в НКТ определяется формулой:
(11)
Определив глубину Lнас, на которой должно находиться Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины:
(12)
где r - плотность нефти, насыщенной газом.
Примечания:
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т.е. с учетом атмосферного давления Р0, в соответствии с этим коэффициентом растворимости a имеет размерность 
.
2. При выводе формул Крыловым А.П. предполагалось, что НКТ спущены до забоя и давление у башмака Рб, равно забойному Рзаб.
3. Если башмак труб находится выше забоя и 
, то во все формулы вместо Рб подставлять Рзаб.
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в НКТ на глубине Lнас, то во все формулы вместо Рб и Рзаб необходимо подставлять Рнас и вместо L ® Lнас.
Задача:
Рассчитать фонтанный подъемник по конечным и начальным условиям фонтанирования и определить, при какой обводненности продукции скважина прекратит фонтанирование.
Исходные данные:
глубина скважины Нскв= 2020 м;
мощность пласта h = 20 м;
длина подъемника (фонтанные трубы спущены до верхних перфорационных отверстий) L = 2000 м;
начальный дебит фонтанной скважины Qнач = 350 т/сут;
конечный дебит фонтанной скважины Qкон = 87,5 т/сут;
забойное давление в скважине в начале фонтанирования Рзаб. нач. = 15 МПа;
забойное давление в скважине в конце фонтанирования Рзаб. кон. = 15 МПа;
давление на устье скважины в конце фонтанирования Руст. кон.. = 1 МПа;
газовый фактор скважины (постоянный в течение всего периода фонтанирования) Gг = 130 м3/т ;
плотность дегазированной нефти (в поверхностных условиях) rн = 850 кг/м3;
коэффициент растворимости газа в нефти a = 7,4 м3/м3*МПа;
диаметр обсадной эксплуатационной колонны Dэкс = 0,168 м.
Решение:
При расчете диаметра фонтанных труб надо стремиться к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирования.
Находим оптимальный диаметр подъемника, удовлетворяющий конечным условиям фонтанирования скважины по формуле А.П. Крылова:
мм (1)
мм
Принимаем ближайший стандартный диаметр, равный d = 62,5 мм.
Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность по формуле:
(2)
В этой формуле имеется неизвестная величина Руст. нач. – давление на устье скважины в начале фонтанирования, которое определяется с помощью графика, для этого находим значение абсциссы:
По графику находим абсолютное давление на устье Руст. нач. = 3 МПа, при Рзаб. нач. =15 МПа.
Максимальная пропускная способность равна:
т/сут.
Т.к. начальный дебит скважины меньше рассчитанной максимальной пропускной способности подъемника, то подъемник диаметром 62,5 мм обеспечит нормальную работу скважины в течение всего периода фонтанирования и окончательно принимается для скважины.
В случае, если начальный дебит скважины будет больше рассчитанной максимальной пропускной способности подъемника, это значит, что фонтанный подъемник не в состоянии обеспечить работу скважины в начальный период ее эксплуатации.
Подъемник принятого диаметра (dнар = 73 мм) можно спустить в эксплуатационную колонну D = 0,168 м, так как удовлетворяется условие
dнар. < 0,5 D , т.е. 73 < 0,5×168; или 73 мм < 84 мм.
Проверим условие фонтанирования: фонтанирование возможно только при условии, если газовый фактор Gг больше (или равен) удельного расхода газа R
Вычислим удельный расход газа по формуле:
м3/т
Так как условие выполняется (Gг =130 м3/т) > (R= 46,481 м3/т), то фонтанирование возможно.
Рассчитаем максимальную величину обводненности, при которой фонтанирование прекратится:
левая часть уравнения равна 
(1-n)
правая часть уравнения 
т.е. 181,06*(1- n)=13,558 или (1- n)= 
;
доля нефти (n )= 1 – 0,075 = 0,925. Таким образом, фонтанирование прекратится при обводненности продукции скважины, равной 92,5 %.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Факультет_________________ Нефтетехнологический____________________
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:
«Анализ разработки Кудиновского месторождения»
Выполнил: Проверил:
Студент 4-НТ-6_________________________ Доцент кафедры РиЭНиГМ
Баландин Л.Н.
Назарук Н.В.______________________________ Оценка___________________________________
(ФИО)
«_____________________ »___________ 2011 г._____________________ «___________ » 2011 г.
Самара 2011 г.
Приложение 2.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ
ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ
Поля: слева- 30мм; справа- 10 мм; сверху и снизу- по 20 мм. Текст может
быть рукописным или машинописным.
При наборе текста на компьютере следует придерживаться следующих
правил:
- шрифт- Times New Roman 14 размера;
- полуторный межстрочный интервал;
- абзац- 10 мм;
- выравнивание по ширине.
Заголовки разделов- прописными буквами без переносов. Расстояние
между заголовком и последующим текстом должно быть равно 15 мм при
рукописном тексте или двум интервалам- при машинописном.
Страницы записки нумеруются последовательно (считая с титульного
листа) до последней страницы, включая приложение. Номера страниц
проставляются в правом верхнем углу поля арабскими буквами. На
титульном листе и техническом задании номера считаются, но не
проставляются.
Таблицы- обозначаются в пределах раздела двойной нумерацией (первая
цифра- номер раздела, вторая- порядковый номер таблицы). Таблица должна
иметь заголовок, выше которого над правым углом таблицы пишется слово
«таблица». Формулы и рисунки нумеруют в пределах раздела также двойной
нумерацией. Рисунки должны иметь заголовок, который помещают над
изображением, а номер рисунка- под изображением. Рисунки могут располагаться по тексту или в приложении. В тексте должны быть ссылки на
таблицы и рисунки, например: «В табл. 2.1 приведено...», «На рис. 2.5
изображено...», «На рис. 2.2П показано...». Буква П указывает, что рисунок
расположен в приложении. Повторные ссылки даются в круглых скобках:
(см. рис. 3.3), (см. табл. 1.3).
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1983г,
2005 г.
2. Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. д.т.н. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1974г.
3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. Учебное пособие для
N.
техникумов. М; Недра, 1989г.
4. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.
5. Андриасов Р.С., Мищенко А.М, Петров А.И. и др. Справочное
руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под общей ред. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.
6. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для
техникумов. М: Недра, 1979г.
7. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
8. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений М.:
Недра, 1990.
9. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.:
Недра, 1978.
10.Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи
нефти. М: Недра, 1967.
11.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование
для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
по составлению курсового проекта на тему :
«Анализ работы фонда скважин. оборудованных ШСНУ»
Примерное содержание курсового проекта:
1.Геологическая часть- кратко рассматривается геологическая характеристика объекта (пласта) разработки и насыщающих его флюидов.
2.Технологическая часть- предусматривает проведения анализа фонда действующих скважин с выявлением причин, осложняющих работу.
3.Расчетная часть- предполагает рассмотрение теоретических положений по эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ; проведение расчета по подбору ШСНУ к параметрам работы скважины; определение режима работы выбранной скважины.
4.Техническая часть предполагает рассмотрение наземного и подземного оборудования; назначение отдельных компонентов установки; методы исследования скважин, оборудованных ШСНУ; описание основных частей ШСНУ; методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ.
5.Графическая часть
5.1Карта разработки
5.2Технический чертеж
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Дата: 2019-02-19, просмотров: 449.
