ПЕРЕЧЕНЬ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ
И ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ
ПЕРЕЧЕНЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ
| Номер тем | Номер и наименование занятия | Количество аудиторных часов |
| Определение дебитов нефтяных и газовых скважин по промысловым данным. Определение гидродинамического несовершенства скважин. | ||
| Расчет освоение скважины | ||
| Расчет и подбор подземного и наземного оборудования фонтанной скважины. | ||
| Расчет и подбор оборудования для газлифтной эксплуатации скважин. | ||
| Расчет и подбор оборудования для штанговой скважинной насосной эксплуатации скважин. Расшифровка динаогрмм. | ||
| Расчет и подбор оборудования для эксплуатации скважин погруженным электро насосом | ||
| 7.Расчет и подбор оборудования для эксплуатации газовых скважин, установление режима работы. | ||
| 8. Расчеты кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта. | ||
| 9.Расчет глушения скважины. Гидравлический расчет промывки песчаной пробки. |
ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Задания для контрольных работ даны в последовательности тем программы и должны выполняться постепенно. Каждое задание включает 7 теоретических вопросов и 3 задачи.
Контрольная работа выполняется в отдельной тетради; вопросы нужно переписывать полностью, ответы на них должны быть четкими и конкретными, должны исключать механическое переписывание материала учебника, содержать необходимые иллюстрации и ссылки на литературу.
При решении задач записывают условие задачи, исходные данные с полным наименованием, обозначением, размерностями величин, приводят расчетную схему.
В ходе решения задачи указывается определяемая величина (параметр), даются необходимые пояснения, ссылки на источники (литературу), приводится формула (в буквенном выражении), записываемая симметрично тексту с пояснениями входящих в формулу величин и указанием их размерностей; затем производится числовая подстановка, без промежуточных вычислений, указывается результат. В конце работы приводят список использованной литературы.
Единицы измерения величин в расчетах принимают в системе СИ.
Контрольная работа высылается не позднее чем за неделю до начала экзаменационной сессии. Если работа сделана неудовлетворительно, то после рецензирования студент ее получает и сдает повторно с исправленными в рецензии ошибками. Работы, выполненные неаккуратно или не по своему варианту возвращаются без проверки.
Работа сдается на формате А4 в напечатанном виде и сброшюровывается в папку.
Методические указания к решению
контрольной работы
К задаче 1
К решению задачи приступают после изучения темы 7 [1, стр. 250...253 или 2, стр. 157...159]. Решение типовых задач дано в [3, стр. 78...83].
Расчет фонтанного подъемника сводится к определению длины, диаметра и группы прочности стали колонны фонтанных труб.
1. Определяют глубину спуска труб в зависимости от типа скважин.
При Рзаб > Рнас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:
, м
где - плотность смеси, определяется по формуле (2).
При Рзоб Рнас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра:
L = Нф.
На практике, исходя из технологических соображений (промывка, освоение скважин) трубы обычно опускают до верхних отверстий фильтра.
2. Диаметр фонтанных труб можно определить по формуле А. П. Крылова из условия минимальных потерь давления в колонне, при оптимальном режиме для конца фонтанирования.
, мм
где Р1=Рнас, если Рзоб > Рнас;
Р1=Рзоб, если Рзоб Рнас;
Q - определяют по формуле притока (8).
3. По найденному расчетному значению, по внутреннему диаметру, выбирают ближайший меньший стандартный диаметр по таблице характеристик труб [3, стр. 249].
4. Выбирают тип труб: гладкие или с высаженными концами. Предпочтение отдают гладким трубам [см. 2, стр. 140].
5. Выясняют возможность спуска труб в эксплуатационную колонну. Максимальный диаметр спускаемых в скважину труб не должен превосходить:
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 146 168
Диаметр фонтанных труб, мм 73 89
6. Материал труб подбирают, исходя из расчета на растяжение от собственной силы тяжести. Для этого задаются группой прочности стали, например D, и выписывают значения страгивающей нагрузки для труб, Рстр. или нагрузки, при которой напряжение в 52 трубах достигает предела текучести Рт, в зависимости от типа и диаметра труб [15, стр. 91, 96], [16, стр. 22...24].
Определяют предельную глубину спуска труб по формуле:
- для гладких труб:
, м
- для труб с высаженными концами:
, м
где К - коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1,5;
q - вес одного погонного метра труб, КН
q = m . g . 10-3,
где m - масса 1 п. м. труб, кг;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
Если Lдоп. > L, то выбранная группа прочности стали удовлетворяет условию прочности.
Если Lдоп. < L, то для оставшейся секции колонны труб, длиной l=L-Lдоп., берут более прочную сталь, например К. Допускаемая длина секции из стали К:
- для гладких труб:
, м
- для труб с высаженными концами:
, м
К задаче 2
Подберите расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при ее работе. Данные приведены в таблице 11.
Для решения задачи необходимо изучить тему 10 [1, стр. 358...370] или [2, стр. 309...328] и рассмотреть решение типовых задач [3, стр. 137...146].
Ниже предлагается упрощенная методика расчета.
1. Определяют дебит скважины по уравнению притока при n = 1 (см. формулу (8)).
2. Выбирают оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержании [3, стр. 146].
При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:
Ропт = 2,5...3,0 МПа при nв і 50%
Ропт = 3,0...4,0 МПа при nв < 50%.
3. Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса:
, м
где - плотность смеси, определяется по формуле (2) или (41) в зависимости от обводненности.
4. Выбирают диаметр труб по графику [3, стр. 137...138], в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.
5. Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:
, м (47)
где hтр - потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять hтр = 20...40 м.
, м (48)
где dвн- внутренний диаметр НКТ, м.
6. Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:
D (dвн), мм группа насоса диаметр насоса, мм
140 (121,7) 5 92
146 (130) 5А 103
168 (144,3) 6 123
7. Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины [14, стр. 113...115].
8. Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия:
Нн і Нс, Qн = Q, КПД - максимальный,
где Нн - напор насоса, м;
Qн - подача насоса, м3/сут;
Для этого по таблицам характеристик насосов [14, стр. 115...117] задаются двумя - тремя насосами, удовлетворяющими вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД [11, стр. 360...363].
9. Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащиты, станцию управления, трансформатор, кабель ( см. таблицу 12), пользуясь справочной литературой.
10. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя Nдв і N,:
, кВт
где - КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q.
11. Определяют необходимую длину кабеля:
, м
где l- расстояние от устья до станции управления.
12. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5...10 мм.
12.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:
,
где Dдв- диаметр электродвигателя, мм;
Dн - наружный диаметр насоса, мм;
hк - толщина плоского кабеля, мм;
S - толщина металлического пояса, принимаем S=1 мм.
12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:
,
где dм - диаметр муфты НКТ, мм;
dк - диаметр круглого кабеля, мм.
К задаче 3
Прежде чем приступить к решению задачи 2 необходимо изучить тему 10 [1, стр. 383...391] или [2, стр. 417-423] и рассмотреть решение типовой задачи [13, стр. 148...156]
Основными расчетными показателями процесса ГРП является давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, число насосных агрегатов и автоцистерн.
1. Определяем давление разрыва пласта:
Р=Рв.г-Рпл+Sр , МПа
где Рв.г- вертикальное горное давление, МПа;
sр- давление расслоения горных пород, принимают =1,5 МПа
Вертикальное горное давление составит:
, МПа
где - плотность вышележащих пород, =2500 кг/м3
2. Давление на устье скважины
, МПа
где -плотность жидкости с песком, кг/м3
, кг/м3
где -плотность жидкости песконосителя, кг/м3
- объемная концентрация песка в смеси
-плотность песка, принимаем =2600 кг/м3
Ртр - потери давления на трение
где Сп -концентрация песка в смеси - зависит от вязкости жидкости-песконосителя и
темпа ее закачки, Сп=250...300 кг/м3
Потери давления на трение рассчитывают по формуле Дарси-Вейсбаха
, МПа
где λ -коэффициент гидравлического сопротивления, определяется в зависимости от
числа Рейнольдса (для облегчения расчета можно воспользоваться таблицей
VIII.1 [13, стр. 150]).
υ - скорость движения жидкости в трубах, м/с
При отсутствии необходимой литературы можно принять приближенно υ =5,5 м/с.
- =0,035 при =50 мПа с
- =0,05 при =250 мПа с
- =0,1 при =500 мПа с
3. Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 4 до 6 м3 на 10 м толщины пласта.
4. Определяют объем жидкости-песконосителя
, м
где Qп- количество песка, кг (считается целесообразным закачивать 6-10 т песка)
5. Определяем объем продавочной жидкости при закачке в НКТ
, м
6. Определяем необходимое число насосных агрегатов
где Q=0,015 м3/с - темп закачки
Рагр- рабочее давление агрегата, МПа [3, стр. 257]
q- подача агрегата при данном давлении, м3/с
k=0,5...0,8 - коэффициент технического состояния агрегата
| Варианты | Номера вопросов | Варианты | Номера вопросов |
| 1, 16, 24, 31, 46, 61, 91 | 2, 16, 31, 40, 46, 76, 106 | ||
| 2, 17, 25, 32, 47, 62, 92 | 3, 17, 32, 41, 47, 77, 107 | ||
| 3, 18, 26, 33, 48, 63, 93 | 4, 18, 33, 42, 48, 78, 108 | ||
| 4, 19, 27, 34, 49, 64, 94 | 5, 19, 34, 43, 49, 79, 109 | ||
| 5, 20, 28, 35, 50, 65, 95 | 6, 20, 35, 44, 50, 80, 110 | ||
| 6, 21, 29, 36, 51, 66, 96 | 7, 21, 36, 45, 51, 81, 111 | ||
| 7, 22, 30, 37, 52, 67, 97 | 8, 22, 31, 37, 52, 82, 112 | ||
| 8, 16, 23, 38,53, 68, 98 | 9, 23, 32, 38, 53, 83, 113 | ||
| 9, 17, 24, 39, 54, 69, 99 | 10, 24, 33, 39, 54, 84, 114 | ||
| 10, 18, 25, 40, 55, 70, 100 | 11, 25, 34, 40, 55, 85, 115 | ||
| 11, 19, 26, 46, 56, 71, 101 | 12, 26, 35, 41, 56, 86, 116 | ||
| 12, 20, 27, 42, 57, 72, 102 | 13, 27, 36, 42, 57, 87, 117 | ||
| 13, 21, 28, 43, 58, 73, 103 | 14, 28, 37, 43, 58, 88, 118 | ||
| 14, 22, 29, 44, 59, 74, 104 | 15, 29, 38, 44, 59, 89, 119 | ||
| 15, 23, 30, 45, 60, 75, 105 | 16, 30, 39, 45, 60, 90, 120 |
1 Контрольная работа
1. Условия притока нефти и газа к скважинам. Определение дебита нефтяной и газовой
скважины.
2. Производительность скважины, факторы, влияющие на производительность.
3. Оптимальный и потенциальный дебиты скважин. Причины ограничения отбора жидкости
(газа).
4. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Показатель скин-эффекта.
5. Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов. Выбор метода вскрытия.
6. Требования, предъявляемые к вскрытию нефтяных и газовых пластов. Причины ухудшения
состояния призабойной зоны пласта при вскрытии.
7. Оборудование забоев скважин.
8. Методы вторичного вскрытия пластов.
9. Назначение, типы оборудования устья скважины.
10. Условия вызова притока. Методы освоения нефтяных скважин, из преимущества и
недостатки.
11. Техника и технология освоения скважин промывкой.
12. Техника и технология освоения скважин аэрацией.
13. Техника и технология освоения скважин компрессорным способом.
14. Техника и технология свабирования скважин.
15. Особенности освоения нагнетательных скважин.
16. Основные правила ведения безопасных работ при освоении скважин.
17. Противопожарные мероприятия при освоении нефтяных и газовых скважин.
18. Меры безопасности при освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.
19. Способы добычи нефти, их выбор.
20. Баланс энергии в скважине.
21. Условия, причины и типы фонтанирования.
22. Теоретические основы подъема жидкости за счет энергии гидростатического напора.
23. Условие длительного артезианского фонтанирования. Определение минимального забойного
давления.
24. Принцип работы газожидкостного подъемника.
25. кривая лифтирования, практическое ее применение.
26. Анализ семейства кривых лифтирования.
27. Структуры газожидкостной смеси (ГЖС). Факторы, влияющие на образование структуры
ГЖС.
28. Условие длительного газлифтного фонтанирования.
29. КПД фонтанного подъемника при артезианском фонтанировании.
30. КПД фонтанного подъемника при газлифтном фонтанировании.
31. Принцип расчета параметров фонтанного подъемника.
32. Классификация фонтанных арматур.
33. Назначение, выбор фонтанной арматуры.
34. Устройство, назначение, типы штуцеров.
35. Технологический режим работы скважины, способы изменения технологического режима.
36. Факторы, ограничивающие отбор жидкости из скважины. Регулировочные кривые.
37. Неполадки в работе фонтанных скважин.
38. Состав АСПО. Факторы, влияющие на интенсивность отложения парафина.
39. Тепловые методы борьбы с парафинов в фонтанных скважинах, характеристика применяемой
техники.
40. Механические методы борьбы с парафином в фонтанных скважинах.
41. Химически методы борьбы с парафином фонтанных скважинах.
42. Физические методы борьбы с парафином.
43. Превентивные (предупреждающие) методы отложения АСПО.
44. Причины отложения солей в скважине, меры борьбы с ними.
45. Борьба с образованием песчаных пробок и металлических сальников.
46. Автоматизация фонтанных скважин.
47. Клапаны-отсекатели и внутрискважинное оборудование.
48. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации
скважин.
49. Область применения, преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти.
50. Принцип работы компрессорного подъемника. Условие газлифтного фонтанирования.
51. Системы и конструкции компрессорных подъемников, их преимущества и недостатки.
52. Разновидности газлифта. Источники газа.
53. Технологическая схема компрессорного газлифта. Недостатки компрессорного газлифта.
54. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию. Пусковые давления при различных конструкциях
и системах компрессорных подъемников.
55. Способы снижения пусковых давлений.
56. Классификация газлифтных клапанов.
57. Принцип роботы газлифтного клапана. Скважинные камеры.
58. Спуск и подъем съемных клапанов, используемый инструмент.
59. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах.
60. Оборудование устья газлифтных скважин.
61. Принцип подбора оборудования для газлифтных скважин.
62. Особенности исследования газлифтных скважин.
63. Установление режима работы газлифтной скважины на основе результатов исследования.
64. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин.
65. Условия организации, схемы внутрискважинного газлифта.
66. Условия перевода непрерывного газлифта на периодический. Преимущества и недостатки
периодического газлифта.
67. Схема, принцип работы периодического газлифта без камеры замещения.
68. Схема, принцип работы периодического газлифта с камерой замещения.
69. Схема, принцип работы плунжерного газлифта.
70. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при газлифтной эксплуатации
скважин.
71. Принцип работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ).
72. Классификация станков-качалок по грузоподъемности, длине хода полированного штока,
числу качаний. Регулирование длины хода сальникового штока и числа качаний.
73. Размерный ряд станков-качалок по ГОСТ, их выбор . Шифр станка-качалки.
74. Область применения. конструкция, основные характеристики вставных штанговых насосов.
75. Область применения, конструкция, основные характеристики неуставных штанговых насосов.
76. Группа посадки штангового насоса, выбор группы посадки.
77. Шифр штангового насоса. Выбор насосов.
78. Условия работы, конструкция, основные характеристики, выбор насосных штанг.
79. Особенности конструкции, основные характеристики устьевого оборудования ШСНУ.
80. Определение нагрузок на штанги и станок-качалку.
81. Уравновешивание станка-качалки.
82. Подача ШСНУ. Факторы, влияющие на подачу ШСНУ.
83. Принцип подбора ШСНУ к скважине.
84. Особенности исследования насосных скважин.
85. Измерение нагрузок на штанги.
86. Методы борьбы с вредным влиянием газа на работу штангового насоса. Коэффициент
наполнения.
87. Отрицательное влияние песка на оборудование ШСНУ. Методы борьбы с песком.
88. Особенности эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ с высоковязкой продукцией.
89. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин.
90. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных ШСНУ.
91. Механические методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных ШСНУ.
Штанговращатель.
92. Эксплуатация малодебитных скважин.
93. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.
94. Основные правила техники безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации
скважин ШСНУ.
95. Принцип работы установки электроцентробежного насоса.
96. Область применения, шифр УЭЦН, преимущества и недостатки по отношению к другим
способам насосной добычи нефти.
97. Принципиальное устройство, основные характеристики электронасоса. Рабочая ступень.
98. Назначение, устройство, основная характеристика гидрозащиты.
99. Схема, основная характеристика погружного электродвигателя.
100. Оборудование устья скважины, оборудованной УЭЦН.
101. Принцип подбора УЭЦНМ к скважине.
102. Контроль параметров работы УЭЦН в процессе эксплуатации.
103. Борьба с вредными влияниями газа на работу ЭЦН.
104. Неполадок в работе скважин, оборудованных УЭЦН. Мероприятия, обеспечивающие
увеличение межремонтногопериода работы скважин.
105. Эксплуатация осложненных скважин установками электронасоса.
106. Область применения установок винтовых электронасосов (УЭВН). Подача УЭВН.
107. Принцип работы УЭВН.
108. Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками.
109. Область применения, схема работы установки диафрагменного электронасоса.
110. Техника безопасности при эксплуатации скважин УЭЦНМ.
111. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.
112. Внутрискважинное оборудование газовых скважин. Характеристика насосно-компрессорных
труб.
113. Оборудование устья газовых скважин.
114. Установление режима работы газовой скважины.
115. Гидратообразованием, борьба с гидратами.
116. Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин.
117. Борьба с пеком и коррозией в газовых скважинах.
118. Автоматизация газового промысла.
119. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.
фонтанов.
120. Сущность одновременно-разделенной эксплуатации (ОРЭ) нескольких пластов одной
скважиной. Выбор объектов для разделенной эксплуатации.
121. Раздельная эксплуатация двух пластов по схеме фонтан-фонтан.
122. Раздельная эксплуатация двух насосов по схеме насос-насос.
123. Оборудование для раздельной эксплуатации двух насосов.
124. Причины ухудшения состояния призабойной зоны пласта.
125. Классификация методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважин. Факторы,
влияющие на выбор метода.
126. Виды обработки скважин соляной кислотой.
127. Назначение, характеристика реагентов, применяемых при солянокислотной обработки (СКО)
скважин.
128. Технология простой СКО.
129. Техника, применяемая для кислотных обработок, их краткая техническая характеристика.
130. Техника и технология пенокислотной обработки скважин.
131. Глинокислотная обработка скважин, область применения.
132. Область применения термокислотной обработки скважин, применяемые реагенты, выбор их
объема и концентрации.
133. Технология проведения термокислотной обработки.
134. Сущность, область применения гидравлического разрыва пласта (гРП). Механизм
образования трещин.
135. Характеристика жидкостей и материалов, применяемых при ГРП.
136. Схема проведения ГРП.
137. Оборудование, применяемое при ГРП.
138. Гидропескоструйная перфорация, применяемое оборудование и схема процесса.
139. Область применения, технология виброобработки скважин.
140. Тепловые методы воздействия на призабойную зону скважины с использованием
теплоносителей.
141. Техника и технология электропрогрев скважин.
142. Технология закачки в скважину поверхностно-активных веществ.
143. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при кислотных обработок.
144. Виды подземных ремонтов скважин (ПРС). Показатели, характеризующие эффективность
ПРС.
145. Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин.
146. Состав и организация работ по подземному ремонту скважин.
147. Классификация оборудования, используемого при ПРС.
148. Основная характеристика, выбор установок для проведения ПРС.
149. Механические ключи для свинчивания труб.
150. Технология СПО труб.
151. Технология СПО на скважинах, оборудованных ШСНУ.
152. Ликвидация обрывов насосных штанг.
153. Причины заклинивания плунжера. Рассаживание заклиненного плунжера.
154. Монтаж, спуск, подъем погружного центробежного насоса.
155. Разновидности, характеристика жидкости глушения.
156. Способы глушения скважин, их выбор.
157. Техника, применяемая при глушении скважин.
158 Ликвидация песчаных пробок желонками.
159. Способы промывки песчаных пробок, их преимущества и недостатки. Требования к
промывочным жидкостям.
160. Техника и технология, прямой промывки песчаной пробки.
161. Техника безопасности при СПО.
162. Ловильные работы по извлечению труб, применяемый инструмент.
163. Ловильные работы по извлечению штанг и штанговых насосов, применяемый инструмент.
164. Пути и причины обводнения скважин. Виды изоляционных работ.
165. Отключение обводненных интервалы пласта. Применяемые композиционные составы.
166. Виды цементажа.
167. Оборудование, используемое при цементировании.
168. Проверка качества цементирования.
169. Техника безопасности при установке цементного моста.
Задачи к контрольной работе
Задача 1
Произвести расчет фонтанного подъемника; определить длину, диаметр, группу прочности стали колонны фонтанных труб по заданным условиям фонтанирования. Исходные данные приведены в таблице .
Таблица / Исходные данные к задаче 1.
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 1,26 | 2,27 | 3,28 | |||||||||||||
| Расстояние от устья до верхних | |||||||||||||||
| отверстий фильтра Нф, м | |||||||||||||||
| Пластовое давление Рпл, МПа | 17,8 | 18,5 | 19,8 | 18,7 | 19,3 | 20,5 | |||||||||
| Забойное давление Рзаб, МПа | 11,8 | 12,3 | 12,8 | 13,3 | 15,5 | ||||||||||
| Давление насыщения Рнас, МПа | |||||||||||||||
| Устьевое давление Ру, МПа | 1,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,0 | 0,8 |
| Диаметр эксплуатационной | |||||||||||||||
| колонны D, мм | |||||||||||||||
| Коэффициент продуктивности | 8,3 | 10,5 | 13,0 | 15,2 | 18,0 | 21,4 | 25,0 | 30,4 | 33,0 | 28,0 | 26,8 | 32,5 | 23,4 | 35,0 | 16,8 |
| К, m/сут . МПа | |||||||||||||||
| Плотность нефти rн кг/м3 | |||||||||||||||
| Плотность воды rв, кг/м3 | |||||||||||||||
| Обводненности nв, % |
Продолжение таблицы
| Наименование исходных данных | Варианты | |||||||||
| Расстояние от устья до верхних | ||||||||||
| отверстий фильтра Нф, м | ||||||||||
| Пластовое давление Рпл, МПа | 14,4 | 14,8 | 16,2 | 15,6 | 16,8 | |||||
| Забойное давление Рзаб, МПа | 10,2 | 10,4 | 9,6 | 9,2 | 8,9 | 8,8 | 7,9 | 10,5 | ||
| Давление насыщения Рнас, МПа | ||||||||||
| Устьевое давление Ру, МПа | 1,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,2 |
| Диаметр эксплуатационной | ||||||||||
| колонны D, мм | ||||||||||
| Коэффициент продуктивности | 8,3 | 10,5 | 13,0 | 15,2 | 18,0 | 21,4 | 25,0 | 30,4 | 33,0 | 28,0 |
| К, m/сут . МПа | ||||||||||
| Плотность нефти rн кг/м3 | ||||||||||
| Плотность воды rв, кг/м3 | ||||||||||
| Обводненности nв, % |
Задача 2
Подобрать расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса. Определить дельный расход электроэнергии при ее работе.
Таблица №10
| Наименование исходных | Варианты | ||||||||||||||
| 1,26 | 2,27 | 3,28 | |||||||||||||
| Расстояние от устья до отверстий фильтра Нф, м | |||||||||||||||
| Диаметр эксплуатационной колонны D. мм | |||||||||||||||
| Пластовое давление Рпл, МПа | 14,0 | 14,4 | 14,8 | 15,0 | 15,0 | 15,4 | 15,8 | 16,2 | 14,4 | 14,6 | 15,2 | 15,6 | 16,0 | 16,5 | 17,0 |
| Забойное давление Рзаб, МПа | 8,2 | 8,0 | 8,2 | 8,0 | 8,8 | 9,0 | 9,0 | 9,5 | 7,9 | 8,5 | 8,0 | 9,6 | 9,8 | 10,0 | 10,2 |
| Газовый фактор G, м3/m | |||||||||||||||
| Плотность воды рв, кг/м3 | |||||||||||||||
| Плотность нефти рн, кг/м3 | |||||||||||||||
| Плотность газа рг. кг/м3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| Коэффициент продуктивности К, т/сут МПа | 3,5 | 4,0 | 4,5 | 5,0 | 2,2 | 2,4 | 2,8 | 3,2 | 2,5 | 3,8 | 2,0 | 4,0 | 3,7 | 2,9 | 4,5 |
| Обводненность продукции скважины nв, % |
| Наименование исходных данных | Варианты | |||||||||
| Расстояние от устья до верхних | ||||||||||
| отверстий фильтра Нф, м | ||||||||||
| Пластовое давление Рпл, МПа | 14,4 | 14,8 | 16,2 | 15,6 | 16,8 | |||||
| Забойное давление Рзаб, МПа | 10,2 | 10,4 | 9,6 | 9,2 | 8,9 | 8,8 | 7,9 | 10,5 | ||
| Давление насыщения Рнас, МПа | ||||||||||
| Устьевое давление Ру, МПа | 1,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,0 | 1,2 |
| Диаметр эксплуатационной | ||||||||||
| колонны D, мм | ||||||||||
| Коэффициент продуктивности | 8,3 | 10,5 | 13,0 | 15,2 | 18,0 | 21,4 | 25,0 | 30,4 | 33,0 | 28,0 |
| К, m/сут . МПа | ||||||||||
| Плотность нефти rн кг/м3 | ||||||||||
| Плотность воды rв, кг/м3 | ||||||||||
| Обводненности nв, % |
| Исходные данные | Варианты | ||||||||
| 1,26 | 2,27 | 3,28 | |||||||
| Плотность газа ρ г, кг /м3 | 1,1 | 1,12 | 1,2 | 1,06 | 1,07 | 1,15 | 1,08 | 1,1 | 1,12 |
| Глубина скважины Н С, м | |||||||||
| Вязкость газа ( г, Па × с | 1,3×10-5 | 1,35×10-5 | 1,39×10-5 | 1,43×10-5 | 1,4×10-5 | 1,4 ×10-5 | 1,3×10-5 | 1,39×10-5 | 1,42×10-5 |
| Забойное давление Р заб, МПа | 33,4 | 40,11 | 41,11 | ||||||
| Устьевое давление Р у, МПа | 29,7 | 36,9 | 31,13 | 32,8 | 33,5 | 40,5 | |||
| Дебит газовой скважины Qг м3 / сут | 1,6×103 | 2 ×103 | 1,4×103 | 1,1×103 | 1,15×103 | 1×103 | 0,8×103 | 1,2×103 | 1×103 |
| Температура на забое Т з, К | |||||||||
| Температура на устье Т у, К | |||||||||
| Коэффициент сверхжимаемости, Z | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,811 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
| Диаметр твердых частиц dт, м | 0,005 | 0,003 | 0,003 | 0,003 | 0,002 | 0,003 | 0,004 | 0,003 | 0,0025 |
| Исходные данные | Варианты | |||||||||||||||
| Плотность газа г, кг /м3 | 1,06 | 1,06 | 1,06 | 1,08 | 1,05 | 1,08 | 1,1 | 1,12 | 1,08 | |||||||
| Глубина скважины Н С, м | ||||||||||||||||
| Вязкость газа г, Па с | 1,410-5 | 1,410-5 | 1,4510-5 | 1,3810-5 | 1,4210-5 | 1,3910-5 | 1,4 10-5 | 1,410-5 | 1,3810-5 | |||||||
| Забойное давление Р заб, МПа | 39,03 | 39,03 | 39,03 | 36,3 | ||||||||||||
| Устьевое давление Р у, МПа | 31,13 | 31,13 | 31,13 | 31,8 | 33,6 | 34,8 | 35,3 | |||||||||
| Дебит газовой скважины Qг м3 / сут | 1,6103 | 1,5103 | 2 103 | 1,3103 | 1,4103 | 1,8103 | 1,25103 | 1,4103 | 1,2103 | |||||||
| Температура на забое Т з, К | ||||||||||||||||
| Температура на устье Т у, К | ||||||||||||||||
| Коэффициент сверхжимаемости, Z | 0,811 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | |||||||
| Диаметр твердых частиц dт, м | 0,002 | 0,01 | 0,002 | 0,0015 | 0,001 | 0,0015 | 0,0023 | 0,002 | 0,0018 | |||||||
| Исходные данные | Варианты | |||||||||||||||
| Плотность газа г, кг /м3 | 1,08 | 1,06 | 1,05 | 1,1 | 1,06 | 1,08 | 1,1 | |||||||||
| Глубина скважины Н С, м | ||||||||||||||||
| Вязкость газа г, Па с | 1,410-5 | 1,410-5 | 1,4510-5 | 1,3810-5 | 1,4210-5 | 1,3910-5 | 1,4 10-5 | |||||||||
| Забойное давление Р заб, МПа | 39,03 | 36,3 | 39,06 | 39,03 | ||||||||||||
| Устьевое давление Р у, МПа | 31,13 | 31,13 | 31,13 | 31,8 | 33,6 | 34,8 | ||||||||||
| Дебит газовой скважины Qг м3 / сут | 1,6103 | 1,5103 | 2 103 | 1,3103 | 1,4103 | 1,8103 | 1,25103 | |||||||||
| Температура на забое Т з, К | ||||||||||||||||
| Температура на устье Т у, К | ||||||||||||||||
| Коэффициент сверхжимаемости, Z | 0,811 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | |||||||||
| Диаметр твердых частиц dт, м | 0,002 | 0,01 | 0,002 | 0,0015 | 0,001 | 0,0015 | 0,0023 | |||||||||
Задача 3
Произвести расчет основных показателей процесса гидравлического разрыва пласта, осуществляемого в скважине. Исходные данные приведены в таблице 7.
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||
| 1,26 | 2,27 | 3,28 | |||||||||||
| Глубина скважины Н, м | |||||||||||||
| Толщина пласта h, м | |||||||||||||
| Пластовое давление Рпл, МПа | |||||||||||||
| Плотность жидкости песконосителя, r ж.п, кг/м3 | |||||||||||||
| Вязкость жидкости песконосителя, m ж.п, мПа с |
| Наименование исходных данных | Варианты | |||||||||||
| Глубина скважины Н, м | ||||||||||||
| Толщина пласта h, м | ||||||||||||
| Пластовое давление Рпл, МПа | ||||||||||||
| Плотность жидкости песконосителя, r ж.п, кг/м3 | ||||||||||||
| Вязкость жидкости песконосителя, m ж.п, мПа с |
Примечание: 1. В качестве жидкости-песконосителя используется промысловая нефть.
2. Диаметр эксплуатационной колонны Dэ=168 мм
3. Диаметр НКТ d=89 мм, толщина стенок d=6 мм
4. Тип насосных агрегатов выбирается по справочной литературе или на основе опытных данных
5. Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником.