Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Расчетные показатели	Линия 1 - 6	Линия 2 - 6	Линия 3 - 6
Участок 1 - 4	Участок 4 - 5	Участок 5 - 6	Участок 2 - 4	Участок 4 - 5	Участок 5 - 6	Участок 3 - 5	Участок 5 - 6
Расход воды, Qi, м3/сут: - на участках разводящего водовода; - в трубах НКТ i – ой нагнетательной скважины	79	116	144	37	116	144	28	144
79 (скв. № 1)	37 (скв. № 2)	28 (скв. № 3)
Тип и размер труб: - разводящего водовода;   - труб НКТ i – ой нагнетательной скважины	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7	МПТ 89 × 7
НКТ 60 × 5	НКТ 60 × 5	НКТ 60 × 5
Внутренний диаметр труб, м: - разводящего водовода; - труб НКТ i – ой нагнетательной скважины	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067
0,05	0,05	0,05
Средняя скорость движения воды, i, м/с: - на участках разводящего водовода;   - в трубах НКТ i – ой нагнетательной скважины	0,262	0,382	0,474	0,122	0,382	0,474	0,092	0,474
0,47	0,22	0,17
Коэффициент сопротивления трения по длине труб, λ i: - разводящего водовода;   - труб НКТ i – ой нагнетательной скважины	0,0345	0,0309	0,0293	0,04	0,0309	0,0293	0,043	0,0293
0,06	0,07	0,0756

 

Продолжение табл.1.3.6

Напор, теряемый на трение при движении воды в трубах НКТ i -ой нагнетательной скважины,	16,3	4,9	2,6
Линейные потери напора по длине участка, НЛ i , м	0,92	2,1	3,5	0,2	2,1	3,5	0,14	3,5
Потери напора от гидростатического противодавления, НГ i	20	10	10	10	10	10	10	10
Суммарные гидравлические потери по линии, ∑ ∆ Н i, м	46,6	35,8	23,64
Напор, затрачиваемый на закачку воды в пласт через i -ю нагнетательную скважину ∆Ннаг i , м	266	580	160
Необходимый напор на выкидной линии водозаборной скважины, Нвык л. i, м	≈ 313	≈ 616	≈ 184

 

9. Потери напора на подъем пластовой воды определяются в следующей последовательности.

Забойное давление водозаборной скважины по формуле (1.3.5):

Р_заб = Р_Д – = 180 × 10 ⁵ – = 90 × 10 ⁵ Па (90 ат).

Динамический уровень водозаборной скважины по формуле (1.3.4):

= = 440 м.

Давление на приеме насоса по формуле (8):

Р_пр = ( 1 – Г ) × Р_НАС = ( 1 – 0,05 ) × 60 × 10 ⁵ = 57 × 10 ⁵ Па (57 ат).

Глубина погружения насоса под динамический уровень по формуле (1.3.7):

= 506 м.

Глубина спуска насоса по формуле (1.3.6):

L_Н = Н_ДИН + h_ДИН = 440 + 506 = 946 м.

Внутренний диаметр труб НКТ в водозаборной скважине по формуле (1.3.13):

d_{вн НКТ} = (0,8 – 1,2) × Q_i ^0,42 = (0,8 – 1,2) × (144 × 1,16 × 10 ^-5) ^0,42 = (0,054 – 0,082) м.

Принимаем трубы НКТ 73 × 5,5, у которых d_{вн НКТ} = 0,062 м.

Средняя скорость движения воды в трубах:

_НКТ = 0,55 м/с.

Для принятых НКТ коэффициент сопротивления трения по длине по формуле (1.3.11):

= = 0,055

Потери напора на подъем пластовой воды (∆Н_доб) по формуле (1.3.3):

∆Н_доб = Н_ДИН + h _ДИН + 1,075 h^В _НКТ = 440 + 506 + 1,075 × 13 = 960 м.

10. Потери напора от нагнетательных скважин до насоса по формуле (1.3.21):

∆Н_Н = Н_{вык л. 1-6} + ∆Н_доб = 616 + 960 = 1576 м.

11. Определим развиваемый пластом подпор на входе в насос при расчетной глубине спуска насоса L_Н = 946 м.

Средняя скорость движения воды по обсадной эксплуатационной колонне:

_К = 0,13 м/с.

Коэффициент сопротивления трения по длине по формуле (1.3.11):

= = 0,997.

Потери на трение по формуле (1.3.25):

= = 4м.

Развиваемый пластом подпор на входе в насос по формуле (1.3.24):

= = = 502 м.

12. Требуемый напор насоса по формуле (1.3.26):

Н_Н = ∆Н_Н - Н_ВХ = 1576 – 502 = 1074 м.

13. Из базы данных по насосам водозаборной скважины (табл. 1.3.1), требуемую подачу в рабочей зоне Q_НАС = 144 м³/сут, обеспечивают насосы ЭЦН 160 – 1450 (1200; 1000). Подставляя в уравнение напорной характеристики (1.3.27) требуемую подачу насоса, определяется напор.

Для насоса ЭЦН 160 – 1450:

Н₁₄₅₀ = φ₀ + φ₁ Q + φ₂ Q ² = 1574 + 7,56 × 144 – 0,047 × 144 ² = 1688 м.

Для насоса ЭЦН 160 – 1200:

Н₁₂₀₀ = φ₀ + φ₁ Q + φ₂ Q ² = 1384 + 2,37 × 144 – 0,024 × 144 ² = 1227 м.

Для насоса ЭЦН 160 – 1000:

Н₁₀₀₀ = φ₀ + φ₁ Q + φ₂ Q ² = 1215 + 2,38 × 144 – 0,0233 × 144 ² = 1075 м.

14. Выбираем насос ЭЦН 160 – 1000, у которого Ннас ≈ Нн , 1075 ≈ 1074 м. Регулирования напора не требуется.

15. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления нагнетательные скважины предлагаемой схемы системы МСП – ППД оборудованы пакерами.

16. Расчет пакера на гидродинамическую нагрузку при режимной подаче насоса производится на соответствие условия по формуле (1.3.51):

ΔР = Р_НЗ – Р_ВХ < ΔР_max,

где ΔР – перепад давления, воспринимаемый пакером, Па;

Р_НЗ – давление на пакер снизу, Па;

Р_ВХ – давление на пакер сверху, Па;

ΔР_max – максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, Па.

Забойное давление (Р_зб, Па) по формуле (1.3.34):

- для 1-ой нагнетательной скважины

Р_{заб 1} = = = 169 × 10 ⁵ Па;

- для 2-ой нагнетательной скважины

Р_{заб 2} = = = 226 × 10 ⁵ Па;

- для 3-ей нагнетательной скважины

Р_{заб 3} = = = 150 × 10 ⁵ Па.

Давление на пакер снизу (Р_НЗ , Па) по формуле (1.3.52):

- для 1-ой нагнетательной скважины

Р_{НЗ 1} = Р_{заб 1} – g ρ (z_{ПАК i=1} – z_{ПЛ i=1}) = 169 × 10 ⁵ – 9,81 × 1150 ×

× (- 1170 + 1197) = 166 × 10 ⁵ Па;

- для 2-ой нагнетательной скважины

Р_{НЗ 2} = Р_{заб 2} – g ρ (z_{ПАК i=2} – z_{ПЛ i=2})= 226 × 10 ⁵ – 9,81 × 1150 ×

× (- 1360 + 1389) = 213 × 10 ⁵ Па;

- для 3-ей нагнетательной скважины

Р_{НЗ 3} = Р_{заб 3} – g ρ (z_{ПАК i=3} – z_{ПЛ i=3})= 150 × 10 ⁵ – 9,81 × 1150 ×

× (- 1130 + 1150) = 148 × 10 ⁵ Па.

Давление на пакер сверху (Р_{ВХ i}, Па) по формуле (1.3.53):

- для 1-ой нагнетательной скважины

Р_{ВХ 1} = Р_{ЗТ i=1} + g ρ_бф (z_{бф i=1} - z_{ПАК i=1}) = 2,2 × 10 ⁵ + 9,81 × 950 ×

× (- 6 + 1170) = 111 × 10 ⁵ Па;

- для 2-ой нагнетательной скважины

Р_{ВХ 2} = Р_{ЗТ i=2} + g ρ_бф (z_{бф i=2} - z_{ПАК i=2}) = 0 × 10 ⁵ + 9,81 × 950 ×

× (- 400 + 1170) = 72 × 10 ⁵ Па;

- для 3-ой нагнетательной скважины

Р_{ВХ 3} = Р_{ЗТ i=3} + g ρ_бф (z_{бф i=3} - z_{ПАК i=3}) = 0 × 10 ⁵ + 9,81 × 950 ×

× (- 1130 + 1130) = 0.

Перепад давления, воспринимаемый пакером ( ΔР, Па):

- для 1-ой нагнетательной скважины

ΔР₁ = Р_{НЗ 1} – Р_{ВХ 1} = 166 × 10 ⁵ – 111 × 10 ⁵ = 55 × 10 ⁵ Па;

- для 2-ой нагнетательной скважины

ΔР₂ = Р_{НЗ 2} – Р_{ВХ 2} = 213 × 10 ⁵ – 72 × 10 ⁵ = 141 × 10 ⁵ Па;

- для 3-ой нагнетательной скважины

ΔР₃ = Р_{НЗ 3} – Р_{ВХ 3} = 148 × 10 ⁵ – 0 × 10 ⁵ = 148 × 10 ⁵ Па.

В 3-ю и 2-ую нагнетательные скважины (с применением АКЖ) устанавливаются пакеры двухстороннего действия, воспринимающие давление снизу и сверху.

К ним относятся пакеры типа М1 – Х фирмы SMITH SERVICES, ПРО – ЯМГ (ООО НПФ «Пакер»), механический пакер разработки ОАО «ТатНИИнефтемаш». Все эти пакеры воспринимают перепад давления больше 200 × 10 ⁵ Па (200 ат).

Для 1-ой нагнетательной скважины можно применить как пакер двухстороннего действия, так и пакер, воспринимающий давление снизу. При применении АКЖ снижается нагрузка на пакер.

 

 

1.4. Одновременно-раздельная закачкажидкости в пласты

Адресное воздействие на продуктивные пласты с различающимися фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) является в настоящее время одной из главных задач процесса нефтедобычи. Важность данной проблемы определяется еще и тем, что все большую долю в структуре остаточных запасов занимают залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующиеся пониженной проницаемостью и высоким уровнем неоднородности коллектора. Совместная закачка вытесняющего агента в пласты с различающимися ФЕС снижает эффективность их выработки. В первую очередь это связано с самопроизвольным отключением низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, которые перестают принимать жидкость при реализуемой в скважине репрессии, из-за чего весь закачиваемый объем жидкости начинает поступать в более проницаемые и однородные пропластки, создавая избыточный уровень заводнения. Это приводит к тому, что пластовые давления в низкопроницаемых пластах и темпы выработки этих запасов соответственно остаются низкими. Эффективность закачки снижается также с ростом числа перфорированных пластов в разрезе как в пластах малой толщины и продуктивности, так и в основных эксплуатационных объектах. Проблемой, требующей особого внимания, остается также взаимовлияние пластов в призабойной зоне скважин при малых толщинах непроницаемых разделов между ними. Повышенные давления в пропластках с хорошими ФЕС, создаваемые в результате поступления всего или почти всего объема закачиваемой жидкости в эти интервалы, обуславливают процесс деформации (сжатия) малопроницаемых пластов, в которых текущие пластовые давления остаются пониженными, тем самым, ухудшая и без того их низкую приемистость.

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин для вовлечения в разработку слабодренируемых запасов в низкопродуктивных коллекторах с помощью направленных обработок призабойных зон обусловлено недолговечностью получаемого эффекта, а также имеющим место частичным снижением приемистости и по без того низкопроницаемым пластам.

Одновременно- раздельная закачка (ОРЗ) – это технология, обеспечивающая подачу воды отдельно в каждый пласт (или пачку пластов) под разными давлениями в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта.

 

Рис. 1.4.1. Принципиальная схема скважины оборудованной ОРЗ

 

Целью технологии ОРЗ является наиболее полный охват пластов заводнением и обеспечения более равномерной выработки вскрытых скважиной пластов. Данная цель обеспечивается созданием определенного режима эксплуатации для каждого пласта (давление закачки, приемистость).

Технология ОРЗ позволяет:

- осуществить выравнивание профиля приемистости;

- вовлечь в разработку ранее неработающие интервалы за счет перераспределения закачки в сторону пропластков с меньшей проницаемостью и, как следствие, увеличения по ним выработки запасов;

- регулировать выработку запасов по каждому продуктивному пласту.

Кандидатами для внедрения ОРЗ являются участки скважин с неравномерным профилем приемистости перфорированных пластов; неперфорированные пласты с отборами по добывающим скважинам и пласты, не вовлеченные в разработку.

В настоящее время можно выделить две основные технологические схемы оборудования нагнетательных скважин для внедрения ОРЗ:

1) закачка воды по двум концентрично расположенным колоннам насосно-компрессорных труб;

2) закачка воды по двум эксцентрично расположенным колоннам насосно-компрессорных труб;

Схема установки с параллельным расположением труб изображена на рис. 1.4.2. Установка состоит из подземного и наземного оборудования. В состав подземного оборудования установки входит пакер 1 для разобщения объектов 6 и 7, параллельный двухканальный якорь 5 для ограничения относительного перемещения колонн НКТ и две расположенные параллельно колонны НКТ: короткая 3 (КК) и длинная 2 (ДК). Наземная часть содержит двухканальную устьевую арматуру 4.

Схемы установок с концентричным расположением труб изображены на рис. 1.4.3. Установки состоят из подземного и наземного оборудования и отличаются способом соединения колонны НКТ с пакером. В состав подземного оборудования установки входит два пакера 1, нижний из которых служит для разобщения объектов, а верхний для защиты эксплуатационной колонны (ЭК) от высокого давления и две расположенные концентрично колонны НКТ: внутренняя 2 (ВК) и наружная 3 (НК). Наземная часть содержит концентричную двухканальную устьевую арматуру 4.

Для разобщения объектов в установке с параллельным расположением труб могут быть использованы пакеры Baker A-3, М1-Х, или любые другие, позволяющие герметично разобщить объекты в скважине и надежно работающие длительный срок в скважине в условиях знакопеременных нагрузок.

 

Рис. 1.4.2. Схема установки ОРЗ с параллельным расположением труб	Рис. 1.4.3. Схема установки ОРЗ с концентричным расположением труб

 

В установке с концентричным расположением труб могут быть использованы пакеры с подвижным соединением НКТ и другие пакеры, такие как ПГД-ГРИ-122(140)-35, М-157 «МDFBB», «Амерон» а также с жестким соединением НКТ, например М1-Х или любые другие, позволяющие герметично разобщить объекты в скважине и надежно работающие длительный срок в скважине в условиях знакопеременных нагрузок.

В установке с параллельным расположением труб могут быть использованы трубы НКТ 48-60, с концентричным расположением труб - НКТ 48; 60; 89, 114. Предпочтительно использование труб с антикоррозионным покрытием.

В установке с параллельным расположением используется двухканальнаяустьевая арматура АУД 50х14-146(168)/60-03В, в установке с концентричным расположением труб - концентричная двухканальная устьевая арматура АУДК 50х14-146(168)/89/48-03.

Достоинствами двухканальных систем закачки воды являются:

- возможность регулирования и учета объемов закачки по каждому из пластов на устье скважины;

- защита части эксплуатационной колонны от избыточного давления и коррозии за счет установки верхнего пакера.

К недостаткам двухканальных систем можно отнести:

- возможность раздельной закачки воды не более чем в два перфорированных интервала;

- интенсивная коррозия наружной поверхности колонны НКТ меньшего диаметра;

- сложность спуска геофизических приборов для исследования верхнего пласта;

- незащищенность эксплуатационной колонны выше пакера от избыточного давления;

- использование специальной устьевой арматуры.

 

Задача 1.9. Произвести расчет ступенчатой компоновки технологических НКТ для посадки пакера М1-Х на скважинах с ОРЗ и расчитать предельно допускаемую длинну подвески эксплуатационных НКТ на скважине

Исходные данные.

1-я ступень НКТ класса «Д» d=60 мм. 2-я ступень НКТ класса «Д» d=89 мм.

Глубина посадки пакера М1-Х (Нпак), м……………………………….
Сила натяжения, необходимая для посадки пакера М1-Х (Nнат), тн…	6,8
Вес 1 п.м. НКТ d=60 мм.(q60), тн………………………………………..	0,00695
Макс. допустимая нагрузка на НКТ кл. «Д» d=60 мм.(Gmax 60), тн…	15,3
Вес 1 п.м. НКТ d=89 мм.(q89), тн………………………………………..	0,01362
Макс. допустимая нагрузка на НКТ кл. «Д» d=89 мм.(Gmax 89), тн…	32,5

 

1. Расчет ступенчатой компоновки технологических НКТ для посадки пакера М1-Х на скважинах с ОРЗ. Находим максимальную длину 1-й ступени НКТ d=60 мм:

=

Определяем необходимую длину 2-й ступени НКТ d=89 мм:

Вычисляем макс. нагрузку в верхней части 2-й ступени НКТ d=89 мм:

Запас по максимальной нагрузке для 2-й ступени НКТ, находящейся в более тяжелых условиях, составляет:

2. Расчет предельно допускаемую длину подвески эксплуатационных НКТ на скважине.

Слабым звеном у гладких насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80) является резьбовое соединение. Нарезка резьбы приводит к уменьшению прочности труб, особенно труб малых размеров, с малой толщиной стенки.

Исходной величиной для расчета труб является сопротивление их растягивающим нагрузкам. Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести (страгивающая нагрузка).

Предельно допускаемая длина подвески для одноразмерной колонны НКТ (L73), м определяется по формуле:

где Q_СТР – страгивающая нагрузка для выбранных типа и размера труб, тн;

k – коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1, 3 – 1, 5;

q _НКТ – вес 1 м труб НКТ с учетом веса муфт, тн.

Глубина посадки пакера М1-Х на скважине № 20512 составляет 1810 м., допускаемая длина подвески НКТ 2076 м. Условие выполняется.

 

Таблица 1.4.1.