Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.

Задания для контрольной работы

По МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Контрольная работа №1

Вариант 1

1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Предназначение, конструкции колонных головок.

3. Баланс энергии в скважине. Суть, условие и виды фонтанирования.

4. Оборудование устья газлифтных скважин.

5. Способы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.

6. Решите задачки Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 2

1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической индустрии.

2. Предназначение, типы, главные свойства НКТ.

3. Подъем воды (фонтанирование) за счет гидростатического напора (давления). Баланс давлений в скважине.

4. Механизм работы газлифта.

5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 3

1. Короткая история развития российскей нефтяной и газовой индустрии.

2. Перфорация, виды и требования, предъявляемые к Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. перфорации.

3. Подъем воды за счет энергии расширения газа. Условие газлифтного фонтанирования.

4. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 4

1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.

2. Предназначение, выбор, устройство забойных фильтров.

3. Механизм движения газонефтяной консистенции по вертикальным трубам Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3..

4. Запуск газлифтной скважины в работу.

5. Уравновешивание СК.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 5

1. Производительность скважины. Формулы дебитов нефтяных и газовых скважин. Причины, действующие на производительность.

2. Понятие об освоении скважин. Схема, суть освоения промывкой, используемое оборудование.

3. Определение длины и поперечника фонтанного лифта. Выбор материала труб.

4. Технологическая схема компрессорного газлифта.

5. Борьба с вредным воздействием газа на Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. работу ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 6

1. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о возможном и рациональном дебитах.

2. Техника и разработка освоения скважины продавкой газом (компрессорный метод).

3. Способы понижения пусковых давлений.

4. Производительность ШСНУ. Причины, действующие на производительность.

5. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 7

1. Учет несовершенства Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.

2. Схема, суть освоения скважины аэрацией. Применение пен.

3. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.

4. Запуск газлифтной скважины, оборудованной пусковыми клапанами.

5. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса (УСШН).

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 8

1. Требования, предъявляемые к вскрытию пласта, способы вскрытия.

2. Предназначение и Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. оборудование скважин.

3. Зависимость большого расхода воды q от большого расхода газа V₀, семейство кривых лифтирования.

4. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

5. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 9

1. Конструкция, оборудование, выбор забоев скважин.

2. Вскрытие продуктивных пластов.

3. Предназначение, систематизация, выбор фонтанных арматур.

4. Газлифтные клапаны: систематизация, главные свойства, принципное устройство.

5. Устройство, работа, главные свойства, выбор станков Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.-качалок.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 10

1. Вызов притока нефти свабированием (поршневанием).

2. Оборудование забоев скважин.

3. Регулирование работы фонтанной скважины. Штуцеры, их конструкция, выбор.

4. Установка и подмена сменных клапанов, используемое оборудование и инструмент.

5. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 11

1. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при освоении Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. скважин.

2. Установление технологического режима работы фонтанной скважины. Регулировочные кривые.

3. Принцип расчета установки пусковых клапанов.

4. Конструкция, главные свойства, условия работы, выбор насосных штанг.

5. Динамометрирование ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 12

1. Охрана недр и среды при освоении.

2. Способы борьбы с отложениями парафина при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Особенности исследования газлифтных скважин. Установление режима работы скважины по Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. результатам исследования.

4. Выбор оборудования и установление характеристик работы ШСНУ.

5. Конструкция, главные свойства, условия работы насосных штанг.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 13

1. Меры безопасности при эксплуатации и освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

2. Техника и разработка исследования фонтанных скважин.

3. Расчет газлифта: определение поперечника и длины лифта, расхода газа.

4. Устройство Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3., типы, область внедрения, свойства невставных штанговых насосов.

5. Способы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 14

1. Чистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.

2. Расчетные формулы А.П.Крылова.

3. Способы борьбы с отложениями парафина и солей при газлифтной эксплуатации.

4. Автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. ШСНУ.

5. Устройство, типы, область внедрения, свойства вставных штанговых насосов.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 15

1. Предназначение и оборудование скважин.

2. Способы борьбы с отложениями солей и коррозией при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Внутрискважинный газлифт.

4. Повторяющаяся эксплуатация малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ.

5. Сервис скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 16

1. Чистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.

2. Автоматизация фонтанных Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. скважин.

3. Область внедрения и механизм работы газлифта.

4. Борьба с вредным воздействием газа на работу ШСНУ.

5. Устройство, работа, главные свойства, размерный ряд, выбор станков-качалок.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 17

1. Оборудование забоев скважин.

2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Разновидности газлифта, их технологические схемы.

4. Определение нагрузок на Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. головку балансира станка-качалки.

5. Уравновешивание СК.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 18

1. Вскрытие продуктивных пластов.

2. Сервис и наблюдение за работой фонтанной скважины.

3. Подготовка и рассредотачивание газа при газлифтной эксплуатации.

4. Оборудование устья насосных скважин.

5. Динамометрирование ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 19

1. Мероприятия по охране среды на нефтяных промыслах.

2. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.

3. Системы и конструкции Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. газлифтных подъемников.

4. Производительность ШСНУ. Причины, действующие на производительность.

5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 20

1. Условие притока нефти в скважину.

2. Предназначение, систематизация, выбор фонтанных арматур.

3. Повторяющаяся газлифтная эксплуатация, конструкции газлифта для повторяющейся эксплуатации.

4. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса ШСНУ.

5. Устройство, типы, свойства, область внедрения вставных штанговых Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. насосов.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 21

1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической индустрии.

2. Техника и разработка освоения скважин продавкой газом (компрессорный метод).

3. Автоматизация фонтанных скважин.

4. Сходство и отличие компрессорного, бескомпрессорного и внутрискважинного газлифтов.

5. Главные узлы насоса НСВ-1, принцип его деяния.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 22

1. Значение нефти и Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Методы вызова притока воды.

3. Предназначение воздушного манифольда, принцип его работы.

4. Исследование газлифтных скважин. Кривая зависимости дебита воды от количества рабочего агента Q=f (V₀).

5. Главные узлы насоса НСН-1, принцип его работы.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 23

1. Предназначение колонной головки. Составные части колонной головки простейшей конструкции Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3..

2. Освоение скважины способом аэрации при помощи воздушного манифольда.

3. Функции и составные части фонтанной арматуры.

4. Достоинства и недочеты газлифтного метода добычи нефти.

5. Главные узлы станка-качалки. Механизм работы СК.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 24

1. Предпосылки загрязнения призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта.

2. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока.

3. Внутрискважинное оборудование, используемое для Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. предупреждения открытого фонтанирования.

4. Пусковое давление. Способы понижения пускового давления при газлифтной эксплуатации скважин.

5. Канатная подвеска: предназначение, элементы конструкции.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 25

1. Мероприятия по охране среды на нефтяных промыслах.

2. Требования, предъявляемые к вскрытию нефтяных и газовых пластов.

3. Последовательность расчета фонтанного подъемника.

4. Оборудование устья газлифтных скважин.

5. Выбор электродвигателя станка-качалки.

6. Решите Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 26

1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.

2. Охрана недр и среды при освоении.

3. Охарактеризуйте процесс отложений парафина и способы борьбы с ними.

4. Спуск и подъем съемных клапанов при газлифтной эксплуатации, используемый инструмент.

5. Предназначение, виды насосных штанг.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 27

1. Меры безопасности при освоении скважин, содержащих Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. сероводород и углекислый газ.

2. Типы скважин по предназначению.

3. Условие артезианского фонтанирования. Графическая интерпретация артезианского фонтанирования.

4. Главные расчеты по определению конструкции и режимных характеристик работы газлифтных подъемников.

5. Предпосылки отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока. Действительная длина хода плунжера.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 28

1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. и газа.

2. Особенности освоения нагнетательных скважин.

3. Подъем воды за счет гидростатического напора.

4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах.

5. Методика выбора ШСНУ и режима откачки с внедрением кривых рассредотачивания давления в скважине.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 29

1. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при освоении.

2. Главные элементы конструкции скважины, их предназначение.

3. Механизм движения Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. газонефтяной консистенции по вертикальным трубам.

4. Способы борьбы с образованием песочных пробок при газлифтной эксплуатации.

5. Исследование работы насосных скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 30

1. Освоение добывающих и нагнетательных скважин при помощи скважинных насосов.

2. Действенный газовый фактор. Условие газлифтного фонтанирования его графическая интерпретация.

3. Подъем воды за счет энергии расширения газа.

4. Внутрискважинный газлифт Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3..

5. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей.

6. Решите задачки 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Задачка 1.1

Найти действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.

Коэффициент совершенства скважины можно найти по способу В. И. Щурова либо методом нахождения приведенного радиуса скважины по результатам исследования ее способом восстановления забойного давления.

При способе В. И. Щурова в Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. формулу Дюпюи вводится безразмерная величина С, учитывающая повышение фильтрационных сопротивлений, которые дополнительно появляются вследствие несовершенства вскрытия пласта.

Дебит скважины Q определяется по формуле:

2πkh ∆P

Q = —————— , (5)

μ ln (Rк/rс + С)

где k – проницаемость пласта, м2;

h – действенная мощность пласта, м;

∆P – депрессия, Па;

μ – динамическая вязкость воды в пластовых критериях, мПа ∙ с;

Rк – радиус Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. контура питания, м;

rс – радиус скважины по долоту, м;

С – коэффициент несовершенства вскрытия пласта.

Величина С складывается из 2-ух величин:

С = С1 + С2, (6)

где С1 – учитывает несовершенство скважины по нраву вскрытия пласта, которое находится в зависимости от поперечника, длины и числа перфорационных отверстий на 1 м фильтра;

С Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.2 – несовершенство скважины по степени вскрытия, которое зависти от относительной вскрытой мощности пласта.

Для определения С1 нужно иметь последующие данные.

1. Число отверстий на 1 м фильтра:

n = N / h, (7)

где N – общее число отверстий;

h – общая вскрытая мощность пласта, м.

2. Произведение числа отверстий n на поперечник скважины по долоту D Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3., м.

3. Отношение поперечника пуль (отверстий) d′ (в см) к поперечнику скважины D (в см), т. е.:

α= d′/ D (8)

4. Отношение средней действенной длины пулевых каналов в породе пласта l′ (в см) к поперечнику скважины D (в см), т. е.:

l = l′ / D. (9)

Величина С1 определяется по графику (рис. 1), составленному для Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. значения l = 0,1. Тут на оси абсцисс отложены значения параметра nD, а на оси ординат – значения С1. График состоит из семейства кривых, построенных для различных значений α. По параметру α выбирают подобающую кривую. Для определения величины С2 нужно иметь последующие данные.

1. Отношение вскрытой мощности пласта z к полной его мощности h в % :

δ = z100 / h Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. (10)

2. Отношение полной мощности пласта к поперечнику скважины:

а = h / D.(11)

Для определения С2 следует на рис. 2 отыскать на оси абсцисс значение δ, потом провести вертикаль до скрещения с кривой, соответственной значению а. Ордината приобретенной точки определяет значение С2.


Рис.1 График для определения Рис.2 График для определения

коэффициента несовершенства коэффициента Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. несовершенства

скважин по качеству вскрытия скважины по степени вскрытия С2.

С1 для l = 0,1.

α: 1 – 0,03; 2 – 0,04; 3 – 0,05;

4 – 0,06; 5 – 0,07; 6 – 0,08; 7 – 0,09.


Таблица 3

Наименование начальных данных Варианты
Проницаемость пласта k, мкм2 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4
Депрессия ∆P, МПа
Вязкость нефти μ, мПа с 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9
Толщина пласта h, м
Перфорированная мощность пласта z, м
Расстояние меж скважинами S, м
Поперечник скважины по долоту D, мм
Число Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. прострелов N
Средняя длина пулевых каналов l′, см
Поперечник пуль d′, см 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4

Продолжение таблицы 3

Наименование начальных данных Варианты
Проницаемость пласта k, мкм2 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4
Депрессия ∆P, МПа
Вязкость нефти μ, мПа с 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9
Толщина пласта h, м
Перфорированная мощность пласта z, м
Расстояние меж скважинами S, м
Поперечник скважины по долоту D, мм Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.
Число прострелов N
Средняя длина пулевых каналов l′, см
Поперечник пуль d′, см 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4


Коэффициент совершенства вскрытия φ определяется из соотношения:

2,3 lg Rk/rc

φ = ——————— . (12)

2,3 lg Rk/rc + C

Для определения приведенного радиуса скважины воспользуемся графиком (рис. 3) и формулой (1.9):

rпр = rс / β. (13)

По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического совершенства скважины равен:

2,3 lg Rk/rc

φ = —————— . (14)

2,3 lg Rk/rпр

Коэффициент совершенства вскрытия Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. φ, рассчитанный по формулам (1.8) и (1.10), должен быть схожим по обоим способам.

Рис. 3 График для определения приведенного

радиуса совершенной скважины

Задачка 1.2

Найти высоту столба нефти в межтрубном пространстве фонтанных скважин, при условии, что Рзаб < Рнас. Данные приведены в таблице 6.

В фонтанных скважинах при Рзаб < Рнас газ попадает в межтрубное место, где Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. находится под давлением, нередко близким к давлению у ботинка Рбаш. В таких случаях столб нефти в межтрубном пространстве равномерно оттесняется до ботинка. Если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, то забойное давление можно найти по формуле:

Рзаб = Рбаш = Рм е 0,00012 ρг. от L, (37)

где Рм – лишнее (манометрическое) давление на устье межтрубного Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. места, Па; е – основание натурального логарифма; ρг. от – относительная плотность газа; L – длина колонны подъемных труб, м.

При негерметичности подъемных труб (нехорошее свинчивание, трещинкы, растяжение резьбового соединения при большенном весе труб и т. д.) газ отчасти просачивается из межтрубного места в подъемные трубы. Этот газ совершает наименьшую работу, чем Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. газ, поступающий в подъемник через ботинок.

При установившемся движении нефти в подъемных трубах давление у ботинка подъемника уравновешивается в межтрубном пространстве суммой давления на устье Рм и давлений от веса столба газа hг и столба нефти hн. В данном случае забойное давление можно найти по формуле в Па Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.:

Рзаб = Рбаш = Рм е 0,00012 ρг. от hг + ρн g(L – hг), (38)

где hг – высота столба газа, м; ρн – плотность нефти, кг/м3.

Определив Рбаш глубинным манометром, можно приближенно отыскать высоту столбов газа hг и нефти hн в межтрубном пространстве.

По формуле (2.2), преобразуя ее, найдем графическим способом высоту столба газа Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. в межтрубном пространстве скважины.

Рм е 0,00012 hг =Рзаб - ρн g(L – hг) (39)

Обозначим левую часть равенства (2.3) через γ1, а правую - через γ2. Задаваясь для hг значениями 1500, 1600, 1700 м, находим надлежащие им значения γ1 и γ2 и строим график. Точка скрещения линий γ1 и γ2 на графике и обусловит высоту столба газа в межтрубном пространстве hг.

Для Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. проверки нужно подставить отысканное графическим методом значение hг в начальную формулу (2.2). Если получаем тождество, где правая и левая части равны, то значение hг найдено правильно и можно найти высоту столба нефти в межтрубном пространстве:

hн = L – hг (40)


Таблица 6

Наименование начальных данных Варианты
Давление у ботинка труб, Рбаш Мпа 5,0 5,1 5,2 5,3 5,4 5,5 5,6 5,7 5,8 5,9 6,0 6,1 6,2 6,3 6,4
Лишнее Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. давление на устье, Рм МПа
Относительная плотность газа ρг. от 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9
Плотность нефти ρн, кг/м3
Длина колонны подъемных труб L, м
Наименование начальных данных Варианты
Давление у ботинка труб, Рбаш Мпа 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,0 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 7,6 7,8 7,9 8,0
Лишнее давление на устье, Рм МПа
Относительная плотность газа ρг. от 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9
Плотность нефти ρн, кг/м3
Длина колонны подъемных Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. труб L, м

Задачка 1.3

Найти по конечным и исходным условиям фонтанирования скважины лучший поперечник и наивысшую глубину спуска подъемных труб. Начальные данные приведены в таблице 7.

При расчете поперечника фонтанных труб необходимо стремится к тому, чтоб пропускная способность подъемника обеспечила получение хороших дебитов в течение всего периода фонтанирования.

Для этого Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. находим лучший поперечник подъемника в мм по конечным условиям фонтанирования скважины по формуле А. П. Крылова:

d = 188 · (ρL / Р1к – Р2к)1/2 · (QкgL / (ρgL – (Р1к – Р2к))1/3 (41)

где ρ – плотность нефти, кг/м3; L – длина колонны фонтанных труб, м; Р1к – абсолютное конечное забойное давление, Па; Р Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.2к - абсолютное давление на устье, Па; Qк – конечный дебит скважины, т/сут.

После вычисления расчетного значения поперечника фонтанного подъемника нужно принять ближний наименьший стандартный внутренний поперечник НКТ по таблице 8.

Таблица 8 - Черта НКТ (ГОСТ 3845 – 75)

Проверяем отысканный поперечник подъемника на наивысшую пропускную способность по формуле:

Qmax = 15,2 · 10-8 d3 (Р1н – Р2н)1,5 / ρ0,5 L1,5 (42)

где Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. Р1н – абсолютное изначальное забойное давление, Па; Р2н – давление на устье скважины сначала фонтанирования, Па. Его можно найти из выражения:

(Р1н – Р2н) · lqР1н / Р2н = 3,88ρL2 / d0,5 Gн (43)

где Gн – исходный газовый фактор, м3/т.

Для облегчения нахождения Р2н можно пользоваться графиком Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. (рис.4), за ранее определив значение абсциссы.

Рис.4

Если отысканная наибольшая пропускная способность подъемника больше исходного дебита скважины, то нужно найти поперечник подъемника по исходным условиям фонтанирования скважины из расчета его работы на наивысшем режиме, используя формулу:

d = 188 · (L / Р1н – Р2н)1/2 · (Qн ρ0,5)1/3 (44)

Аналогичным методом, как было выполнено выше, определяем ближний Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. наименьший стандартный внутренний поперечник НКТ по таблице 1.

Дальше определяем возможность спуска фонтанных труб отысканного поперечника в эксплуатационную колонну из условия:

dнар<0,5D. (45)


Таблица 7

Наименование начальных данных Варианты
Внутренний поперечник эксплуатационной колонны D, м 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15
Глубина спуска подъемных труб L, м
Исходный дебит скважины Qн, т/сут
Конечный дебит скважины Qк Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3., т/сут
Исходный газовый фактор Gн, м3/т
Давление у ботинка Р1н, МПа
Конечное забойное давление Р1к, МПа
Конечное давление на устье Р2к, МПа 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0
Плотность нефти ρн, кг/м3

Продолжение таблицы 7

Наименование начальных данных Варианты
Внутренний поперечник эксплуатационной колонны D, м 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15
Глубина спуска подъемных труб L, м Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.
Исходный дебит скважины Qн, т/сут
Конечный дебит скважины Qк, т/сут
Исходный газовый фактор Gн, м3/т
Давление у ботинка Р1н, МПа
Конечное забойное давление Р1к, МПа
Конечное давление на устье Р2к, МПа 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5 1,0 0,5
Плотность нефти ρн, кг/м3

Задачка 1.4

Высчитать компрессорный подъемник (т Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.. е. найти его поперечник, длину, надобный расход газа) по А. П. Крылову для скважины, работающей с ограниченным отбором воды. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет. Данные приведены в таблице 9.

Допускаемый отбор нефти (дебит скважины):

Qдоп = К ΔР (46)

Забойное давление при данном дебите:

Рз Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. =(Рпл – ΔР) · 106 (47)

Потому что забойное давление выше, чем рабочее, и поступления песка в скважину нет, длина подъемника будет определяться не глубиной скважины, а располагаемым рабочим давлением по формуле:

(Рзаб - Рбаш) ∙106

Lн = Н - ————————— , (48)

ρс ∙ q

где Рбаш – давление у ботинка подъемных труб, Па.

Принимая утраты напора при движении газа от Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. компрессора до ботинка труб (по опытным данным) равными 0,4, получим:

Рбаш = (Рбаш – 0,4) · 106 (49)

Дальше определяется длина подъемника по формуле (3).

Поперечник подъемника при работе на режиме Qопт поределяетяс по формуле А. П, Крылова:

d = 188 · (ρн L / Рбаш – Ру)1/2 · (QgL / (ρн gL – (Рбаш – Ру))1/3 (50)

После определения расчетного значения поперечника подъемника, нужно принять ближний Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. стандартный внутренний поперечник (табл. 3).

Лучший полный удельный расход газа (включая свой газ скважины) определяется по формуле:

9 · 10-3 L(1 – ξ)

Rпол = ————————— (51)

d0,5 lqРбаш/Ру

где ξ – относительное погружение подъемных труб, определяемое из выражения:

ξ = Рбаш – Ру / ρн gL (52)

Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа составит:

Rнаг = Rпол – (G – α (Рбаш + Ру) / 2) (53)

Дневной расход газа будет Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.:

Rсут = Rнаг Qдоп (54)

Для ускорения и облегчения расчетов определим, используя те же начальные данные, поперечник подъемных труб и удельный расход газа по номограмме А. П. Крылова (рис. 5). Для этого нужно найти приведенный динамический уровень по формуле:

h0 = L – (Рбаш - Ру) / ρн g (55)

Рис. 5 Номограмма А. П. Крылова Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. для расчета компрессорного подъемника

1 - Qопт; 2 – Qмакс

На рис. 1 показан пример определения поперечника подъемника и удельного расхода газа при Qдоп = 96 т/сут, hпр = 22,5 %, Рбаш = 2,45 МПа, h0 = 906 м и d = 73 мм.

Для определения поперечника подъемника на номограмме от точки, соответственной проценту погружения подъемных труб hпр на оси ординат первого квадранта восставим перпендикуляр на право Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3.. А из точки, соответственной дебиту скважины Qдоп на оси абсцисс этого же квадранта – ввысь. Скрещение этих линий обусловит поперечник подъемника в критериях рационального режима.

Для определения удельного расхода газа Rпол из точки, соответственной проценту погружения подъемных труб hпр на оси ординат первого квадранта восставим перпендикуляр на лево до скрещения с Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. линией, соответственной давлению у ботинка подъемных труб Рбаш во 2-м квадранте, после этого восставим перпендикуляр до скрещения с линией, соответственной приведенному динамическому уровню h0. От точки скрещения восставим перпендикуляр на право до полосы, соответственной условному поперечнику труб d в четвертом квадранте и, в конце концов, восставим перпендикуляр Определить действительный дебит скважины, данные представлены в таблице 3. ввысь до скрещения с осью абсцисс, на которой находим удельный расход газа Rпол .


Таблица 9


opredelite-k-kakomu-stilyu-prinadlezhit-tekst-privedite-dokazatelstva.html
opredelite-kakaya-iz-krivih-na-risunke-yavlyaetsya-krivoj-fillipsa.html
opredelite-kakie-oshibki-narushili-tochnost-rechi-ispravte-ih.html