Производительность скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Производительность скважины, факторы, влияющие на производительность

Под производительностью насосной установки понимается то количество жидкости, которое подает насос в единицу времени. В промысловой практике её подсчитывают за сутки. Теоретическую подачу глубинного насоса определяют при предположении, что утечек жидкости в клапанах и зазоре плунжер -- цилиндр нет, жидкость несжимаема, а все элементы установки недеформируемы. В этом случае теоретическая подача насоса за время двойного хода может быть определена следующим образом.

При ходе штанг вверх из насосно-компрессорных труб будет вытеснен объем жидкости, равный

где D -- наружный диаметр плунжера; d -- диаметр верхней (полированной) штанги; L -- длина хода плунжера.

В то же время через всасывающий клапан в полость насоса попадается жидкость объемом

Следовательно, во время хода штанг вниз из насосно-компрессорных труб будет вытеснена жидкость, в объеме равном

Подобрав соотношение диаметров плунжера скважинного насоса и полированной штанги, равное D = 2d, можно получить равенство количеств жидкости, подаваемой установкой при ходе штанг вверх и вниз.

Минутная, часовая и суточная подача. при этом составит соответственно

где n -- число двойных качаний в минуту.

Однако в действительности фактическая подача меньше теоретической, что обусловлено причинами, которые можно объединить в две группы.

Первая группа -- потери жидкости в насосе:

1) утечки через зазор плунжер -- цилиндр;

2) утечки у всасывающих и нагнетательных клапанов;

3) сжимаемость жидкости, обусловленная в первую очередь наличием газа;

4) отставание жидкости от плунжера при наполнении полости насоса.

Вторая группа -- потери, обусловленные конструкцией установки:

1) утечки через муфтовые соединения труб;

2) деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб при работе насоса.

Потери в насосе характеризуются коэффициентом наполнения насоса ', представляющим собой отношение фактического объема жидкости Vф, поданного насосом, к теоретическому объему Vт, описанному плунжером за один двойной ход.

Определение коэффициента наполнения в промысловых условиях - трудоемкая работа, к тому же этот показатель не характеризует работу всей установки, поэтому пользуются коэффициентом подачи насоса , представляющим собой отношение фактической суточной подачи насоса Qф к теоретической QT,

Объем, описываемый поршнем за один двойной ход плунжера:

V = ?D2l/ 4

где D-диаметр плунжера, l - длина его хода.

Если обозначить число двойных ходов через n, то суточная производительность насоса определяется:

Vсут = (?D2l n/4)*1440

Теоретическая весовая производительность будет:

Q=(?D2l n/4)*?*1400 (т),

где ? - плотность откачиваемой жидкости.

клапан газовый скважина фонтанный

2. Противопожарные мероприятия при освоении нефтяных и газовых скважин

Освоение нефтяных скважин заключается в снижении противодавления на пласт столба жидкости в стволе скважины и вызова притока пластовой жидкости Вызов притока осуществляется путем замены тяжелого раствора на более легкую жидкость (вода, нефть, легкие нефтепродукты) насосным агрегатом и путем нагнетания инертного газа или природного газа из соседней скважины компрессором. Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается.

Все работы по освоению скважин должны проводиться в соответствии с: Федеральным законом от 21.12.1994 «О пожарной безопасности (с изменениями на 25 октября 2006 года). № 69-ФЗ

Правилами пожарной безопасности в РФ. ПБ 01-03

Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ППБО-85.

Электрооборудование, датчики и исполнительные механизмы средств автоматики, установленные на аппаратах и осветительная арматура должны иметь взрывозащищенное исполнение.

Для дополнительного освещения рабочего места там, где возможно скопление газов с образованием взрывоопасных смесей, следует пользоваться аккумуляторными фонарями во взрывозащищенном исполнении напряжением до 12 в.

Передвижные насосные агрегаты и прочая спецтехника с двигателями внутреннего сгорания при работах на кустах у скважин должны в обязательном порядке иметь искрогасительное устройство на выхлопной трубе.

На всех объектах образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы. Приборы для контроля газовоздушной среды необходимо подвергать периодической поверке (1 раз в 6 мес) в специализированных организациях.

Бригады УПНПиКРС и геофизических контор должны быть обеспечены комплектом первичных средств пожаротушения - количество и перечень устанавливаются нормами.

В культбутках бригад КРС и геофизикрв на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии и должности лица, ответственного за пожарную безопасность.

Перед освоением в скважину должны быть спущены НКТ.

Освоение скважин должно производиться по плану утвержденному главным инженером и главным геологом НГДУ, с указанием в плане персонально ответственного инженерно-технического работника, имеющего соответствующую профессиональную подготовку.

Возбуждение скважины компрессором или другим способом разрешается только после установки фонтанной арматуры, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье при эксплуатации.

Перед проведением работ на скважине необходимо проверить установку колец, надежно закрепить все болтовые соединения, проверить исправность всех задвижек арматуры Обвязка устья фонтанной скважины, ее коммуникаций (емкости и т. д.) должны быть подготовлены к приему продукции скважины до перфорации эксплуатационной колонны.

Превышать давление в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны выше давления опрессовки запрещается.

Запрещается применять в качестве выкидной линии гибкие шланги.

Выкидная линия должна быть жестко закреплена хомутами к специально устроенным якорям.

Запрещается прокладывать выкидную линию под ЛЭП, вблизи лесного массива и сооружений. Выкидная линия от скважины прокладывается в сторону направления ветра.

Перед освоением скважины промывкой жидкостью, нагнетанием инертного газа или природного газа из соседней скважины, водогазовой смеси или пены, нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Результаты опрессовки должны вноситься в вахтовый журнал за подписью бурильщика и машиниста.

До начала освоения скважины инертным газом или природным газом из соседней скважины, необходимо заменить столб жидкости большего удельного веса и вязкости (глинистый раствор соленой воды и др.) на меньший (пресная вода, не сернистая нефть и др.).

При проведении работ компрессор и насосный агрегат устанавливать не ближе 25 м от устья скважины, в месте, исключающем попадание на прием компрессора нефтяного газа или капель нефти.

Во время работы компрессора, насосного агрегата запрещается:

- находиться людям на устьевой площадке и вблизи нагнетательных и выкидных линий;

- производить ремонт линий под давлением;

- пребывание посторонних лиц на территории скважины.

При освоении скважины в ночное время, должна быть обеспечена освещенность рабочих мест не менее 13 люкс. Светильники, установленные у устья скважины, должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении. На территории скважины (в радиусе 70 м) запрещается пользоваться открытым огнем, зажигать факела, сжигать нефть в амбаре, проводить электрогазосварочные или другие огневые работы до полного окончания работ с применением воздушного компрессора.

При перерыве и остановке в процессе освоения фонтанной скважины, центральная задвижка фонтанной арматуры и задвижка на крестовине должны быть закрыты. При вызове притока путем нагнетания инертного газа или природного газа из соседней скважины перерывы процесса не допускаются.

В процессе и после освоения скважины компрессором, выкидные задвижки должны быть открыты до извлечения жидкости в объеме, равном объему НКТ.

После окончания освоения или закачки инертного газа или природного газа из соседней скважины, необходимо немедленно разрядить затрубное пространство, убедившись, что на территории скважины в радиусе 50 м нет людей. Разрядку скважины газа и пуск ее в эксплуатацию проводит оператор по добыче нефти.

3. Кривая лифтирования, практическое ее применение

Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним опытным коэффициентом ?, (коэффициент трения), то при движении двухфазного потока -- газожидкостных смесей приходится прибегать по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою очередь зависят от многих других параметров процесса и условий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Зависимость подачи жидкости от расхода газа.

Качественную характеристику процесса движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта (рис. 1) . Представим, что трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h.

К нижнему открытому концу трубки, который по аналогии с промысловой терминологией будем называть башмаком, подведена другая трубка 2 для подачи с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3, с помощью которого можно установить желаемый расход газа.

Рис. 1 Принципиальная схема газожидкостного подъемника

Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h - p1 = ?gh и, очевидно, не будет изменяться от того, много или мало газа подается к башмаку.

По трубке 2 подается газ, и в трубке 1 создается газожидкостная смесь средней плотности рс, которая поднимается на некоторую высоту Н. Поскольку внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые давления, то можно написать равенство

?gh=?cgH

откуда

H = h * ? / ?c

Плотность смеси в трубке рс зависит от расхода газа V. Чем больше V, тем меньше рс. Следовательно, изменяя V, можно регулировать Н. При некотором расходе V -- V\ величина Я может достигнуть L. При V<V1 H<L. При V>V1 H>L и наступит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится.

Однако при непрерывном увеличении V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как под воздействием неизменяющегося перепада давления ?р = р1 -- р2 (р1 =const, так как h =const), труба определенной длины L и диаметра d должна пропускать конечное количество жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при некотором расходе газа V=V2 дебит достигнет максимума q = g mах.

Можно представить другой крайний случай, когда к башмаку подъемной трубы подводится так много газа, что при постоянном перепаде давления ?p = p1 -- р2 будет идти только газ, и ?p будет расходоваться на преодоление всех сопротивлений, занных движением по трубе чистого газа. Расход этого газа пусть будет V=V3. Если к башмаку подать еще больший ход (V>V3), то излишек газа не сможет пройти через подъемную трубу, так как ее пропускная способность при данных условиях (L, d, ?р) равна только V3, и устремится мимо трубы, оттесняя от башмака жидкость. Очевидно, при этом расход жидкосги будет равен нулю (q = 0). Таким образом, из этого можно сделать следующий вывод.

1. При V < V1 q = 0 (H < L)

2. При V=V1 q=0 (H=L) (начало подачи)

3. V1 < V < V2 0 < q < q max (H > L)

4. При V = V2 q = qmax

V2 <V< V q max >q > 0

V =V3 q = 0

Обычно правая ветвь кривой q (V) пологая, левая крутая (рис. 2). Для всех точек кривой постоянным является давление Р1 , так как погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие - относительное погружение ? = h\L

Таким образом, для данной кривой ее параметром будет величина относительного погружения ?.

Рис.2 Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газаV.

Зависимость положения кривых q (V) от погружения.

При любых ?, лежащих в пределах 0 < ? < 1, вид соответствующих кривых q (V)т одинаковый. При увеличении ? новые кривые q (V) обогнут прежнюю, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам возрастет q max, а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении ? все произойдет наоборот. Новые кривые q (V) расположатся внутри прежних и при ? = 0 кривая q (V) выродится в точку. Другой предельный случай - ? = 1 (h = L; 100% погружения). В этом случае при бесконечно малом расходе газа немедленно произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат. Кривая q (V) для ? = 1 начнется в начале координат и обогнет все семейство кривых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник характеризуется семейством кривых q (V), каждая из которых будет иметь свой параметр ? (рис. 3).



Рис.3.Семейство кривых q(V)для газожидкостного подъемника данного диаметра

Зависимость положения кривых q (V) от диаметра трубы.

В наших рассуждениях никаких ограничений на диаметр подъемной трубы и на ее длину не накладывется. Поэтому аналогичное семейство кривых q (V) должно существовать для подъемников любого диаметра и любой длины. Однако возникает вопрос, как располагать новое семейство кривых для трубы диаметром d2 > d1 по отношению к прежним кривым. Увеличение диаметра потребует большого расхода газа, так как объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины ?с, при прочих равных условиях (h = const, L = const) возрастает пропорционально d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диаметра будет существовать также семейство кривых q (V), все точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпабающей с началом координат для кривой q (V) при ? = 1 (рис. 4.) В каждом из этих семейств и любых других, кривые q (V) при значениях ?, близких к единице и к нулю, не имеют практического значения, так как они либо неосуществимы (? = 0) , либо бессмысленны (? = 1), и введены в рассуждения только для понимания физики процессов, происходящих при движении ГЖС в трубах.



Рис. 4. Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных диаметров

4. Классификация фонтанных арматур

Для освоения и пуска в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают один или два ряда насосно-компрессорных труб, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации.

Фонтанная арматура позволяет:

а) производить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины;

б) закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;

в) направлять продукцию в нефтепровод, на нефтесборные пункты, на групповые установки, в комбайны и коллекторы;

г) регулировать отбор продукции из скважины;

д) замерять забойное, буферное, кольцевое и затрубное давления;

е) проводить различные исследовательские и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т. д.);

ж) при сильных пропусках и других осложнениях глушить скважину прокачкой воды или глинистого раствора либо закрыть ее на определенное время.

Фонтанная арматура собирается из стальных взаимозаменяемых тройников, крестовиков, патрубков и запорных устройств (задвижек или кранов). Арматура состоит из трубной головки и елки.

Трубная головка предназначена для подвески подъемных (фонтанных) труб, герметизации затрубного пространства (между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами), а также для закачки через это пространство в скважину воды, нефти, газа (сжатого воздуха) при освоении скважины либо при необходимости подкачек, промывки ее от песчаной пробки на забое, без подъема труб и при других операциях. Трубная головка своим нижним фланцем закрепляется на верхнем фланце колонной головки.

Фонтанная елка -- самая верхняя часть фонтанной арматуры -- монтируется над трубной головкой. Она предназначена для направления продукции скважины в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских работ, переключения струи из одной струны в другую, для проверки и замены штуцеров, ремонтных работ на рабочем манифольде и в выкидной линии; при необходимости -- для закрытия фонтанирующей скважины под давлением.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам, а именно: по рабочему и пробному давлению, по размерам проходного сечения ствола, по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину труб, по виду запорных устройств.

Согласно стандарту (ГОСТ 13846--68) отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление 70-- 1000 кгс/см2 (7--100 МПа) с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм.

По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры подразделяются на тройниковые и крестовые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб -- на однорядные и двухрядные.

В качестве запорных устройств в арматурах применяют задвижки (клиновые \ли прямоточные) или краны.

Арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа применяют преимущественно для фонтанных скважин, а на давление 35--100 МПа -- для глубоких и сверхглубоких скважин и скважин с аномально высоким пластовым давлением.

Арматуры с диаметром прохода стволовой части елки от 65 до 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин.

На рис. I показаны типовые схемы арматуры для фонтанирующих нефтяных и газовых скважин (ГОСТ 13846--68). Изготавливают их в двух исполнениях: тройникового и крестового типов.

Допускается дополнительно включать в арматуру дублирующие боковые запорные устройства (задвижки, краны и др.).

Во всех схемах (см. рис. I) для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с добавлением узла, состоящего из тройника и запорного устройства, устанавливаемого между крестовиком 9 и переводным фланцем 11.

На рис. II приведена фонтанная арматура в сборе (без колонной головки) тройникового типа, рассчитанная на 14 МПа рабочего давления. Она состоит из трубной головки и фонтанной елки с условным диаметром прохода стволовой части елки 50 мм (фактический диаметр 52 мм). Арматура предназначена для подвески двух рядов лифтовых труб: первого ряда диаметром 114 мм и второго -- 73 мм.



Рис.1

Трубная головка состоит из крестовика 2, устанавливаемого на верхнем фланце 1 колонной головки, тройника 3 и катушки 4, на которой обычно подвешивают подъемные (лифтовые) трубы второго ряда. Крестовик имеет два боковых отвода: к одному из них присоединяют две задвижки с диаметром проходного отверстия 50 мм, к другому -- одну. Как правило, левый отвод служит для контроля затрубного давления, а правый -- для различных операций по подкачкам, прокачкам и т. д.

Тройник 3 служит для подвески при помощи резьбового ниппеля 114-мм лифтовых труб первого ряда. Через отвод тройника обычно осуществляют аэрацию при пуске скважины либо подают сжатый газ (воздух) при газлифтной эксплуатации.

Фонтанная елка состоит из центральной (посадочной) задвижки 7, двух тройников 5, буферной задвижки и задвижек на струнах (выкидах). Все эти задвижки обозначены цифрой 7. В арматуре тройникового типа выкидных линий (струн) обычно бывает две. При эксплуатации скважин, как правило, используется верхняя струна. Нижние же являются запасными. Переключение скважины на работу по запасной струне производят лишь при проверке и замене штуцеров и во время ремонтных работ.

При больших давлениях и большом содержании песка в продукции скважины на струнах устанавливают по две задвижки. При проверке штуцера перекрывают вторую от ствола задвижку и лишь при выходе ее из строя используют первую. Центральная (посадочная) задвижка при работе скважины всегда должна быть полностью открыта. Ее закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через затрубное и кольцевое пространства.



Межвыкидная стволовая и буферная задвижки при работе скважины также должны быть полностью открыты. Первую задвижку закрывают лишь при ремонтных работах на верхней струне и в тех случаях, когда все задвижки на этой струне неисправны. Задвижку, которая служит для контроля буферного давления (при помощи патрубка 9 и манометра 5), перекрывают лишь перед подготовкой к спуску в скважину различных глубинных приборов, скребков для механической депарафинизации скважин и при других работах.

Буферный патрубок служит для восприятия и «смягчения» удара фонтанной струи.

5. Клапаны-отсекатели и внутрискважинное оборудование

Основной современный метод снижения пусковых давлений -- применение пусковых газлифтных клапанов. Главная особенность работы клапанов в отличие от отверстий заключается в том, что в момент поступления газа в подъемные трубы через каждый последующий клапан закрывается предыдущий. При работе скважины на заданном технологическом режиме газ подается в подъемные трубы через нижний рабочий газлифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муфту) при закрытых верхних пусковых клапанах. Возможность установки газлифтных клапанов вместо пусковых отверстий имеется только при однорядной конструкции подъемника.

Классификация газлифтных клапанов.

В настоящее время известно много различных типов газлифтных клапанов. Их классифицируют по различным признакам.

1. По назначению различают пусковые и рабочие клапаны. Первые применяют для пуска газлифтных и освоения фонтанных скважин. Рабочие клапаны служат для подачи газа при нормальной работе, оптимизации режима работы скважины путем ступенчатого изменения глубины ввода газа в НКТ и периодической подачи газа в НКТ при периодической газлифтной эксплуатации.

2. По способу крепления к НКТ имеются клапаны: а) наружные (стационарные), которые крепят на колонне НКТ снаружи и для их замены или регулировки извлекают из скважины всю колонну НКТ (рис.I а, в, г); б) внутренние (съемные) - крепят внутри скважинных газлифтных камер, имеющих эллиптическое сечение (рис. I, б) извлекают и устанавливают внутренние клапаны с помощью, так называемой, канатной техники.



3. По принципу действия выделяют клапаны:

а) управляемые давлением либо газа в затрубном пространстве (см. рис. I, a, б), либо жидкости в НКТ (см. рис. I, в);

б) дифференциальные, которые открываются и закрываются в зависимости от перепада давлений в затрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана (см. рис. I , г).

4. По конструктивному исполнению различают сильфонные (см. рис. I, а, б, в) пружинные (см. рис. I, г) и комбинированные клапаны. Сильфонные клапаны работают либо под действием давления в кольцевом (затрубном) пространстве рк (рис. I, а, б), либо -- давления в трубах ртр (см. рис. I, а). Их отличительный элемент -- сильфонная камера), заряженная азотом до давления рс. Так как рс повышенное, то клапан нормально закрыт. Гофрированная стенка сильфона обеспечивает перемещение штока с клапанной головкой. Известны и клапаны других типов. В настоящее время на наших промыслах широко применяются сильфонные газлифтные клапаны, управляемые давлением газа.

Задача 1. Определить число рейсов сваба (поршня) и общее время на снижение забойного давления в скважине до пластового. Проверить тартальный канат на прочность

Дано:

1. Диаметр эксплуатационной колонны Д, мм	146
2. Толщина стенки эксплуатационной колонны d, мм	7
3. Диаметр подъемных труб d, мм	60
4. Толщина стенки НКТ d, мм	4,8
5. Диаметр каната dK, мм	13
6. Заглубление сваба под уровень жидкости h, м	300
7. Статический уровень жидкости hст, м	340
8. Скорость спуска и подъема сваба V1 = V2, м/с	3
9. Плотность скважинной жидкости ж, кг/м3	1050

Решение:

Q1 = 0,785*0,1322*300 = 4,1 м3

Q2 = 0,785*(0,05042 - 0,0152)*300 = 0,552 м3



hср = 340 + 300 = 640 м

t1 = t2 = 640 / 3 ? 214 c

t = 214 + 214 + 30 = 458 c

n = 4,1 / 0,552 7,43 округляем до 8 циклов



Pж = 0,552*1050*9,81 = 5685,88 Н

Диаметр каната, мм	Расчетная площадь сечения всех проволок, мм2	Масса 1000 м каната, кг	Суммарное разрывное усилие всех проволок/разрывное усилие каната в целом (Н) для маркировочных групп, Н/мм2 (кгс/мм2)	Номер барабана	Количество метров на барабане
			1570(160)	1670(170)	1770(180)
13,0	43,85	427,0	68750	56350	73050	59900	77350	63400	8	1000

Рк = 0,427*9,81*640 = 2680,9 Н

Р = 5685,88 + 2680,9 + 150 + 100 = 8616,78 Н

Принимаем Рраз = 56350 Н (канат двойной свивки типа тк-о. ГОСТ 3071-88) К = 56350 / 8616,78 6,5

Задача 2. Произвести расчет фонтанного подъемника; определить длину, диаметр, группу прочности стали колонны фонтанных труб по заданным условиям фонтанирования.

Дано:

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф, м	1650
Пластовое давление Рпл, МПа	17,8
Забойное давление Рзаб, МПа	11,8
Давление насыщения Рнас, МПа	9
Устьевое давление Pу, МПа	1,0
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168
Коэффициент продуктивности К, т/сутМПа	10,5
Плотность нефти н , кг/м3	820
Плотность воды в , кг/м3	1101
Обводненности nв, %	10

Решение:

Определим глубину спуска труб: т.к Рзаб Рнас , движение ГЖС начинается от некоторого уровня выше забоя скважины, где Р = Рнас , поэтому трубы достаточно спустить на глубину:

L(р) = Нф - (Рзаб - Рнас) 106/ ж g , м

где ж = вnв + н (1- nв) = 1101*0,1 + 820*0,9 = 848,1 кг/м3.

L(р) = 1650 - (11,8 - 9,0) 106/ 848,1 9,81 1313,5 м

Определим (внутренний) НКТ:

dв = 400 ж L(р) /(Р1- Ру) 106 х 3 Q L(р) / ж g L(р) - (Р1- Ру) 106;

где Q = K (Рпл - Рзаб ) = 10,5*(17,8 - 11,8) 63 т/сут.

Р1 = Рнас , при Рзаб Рнас

dв = 400 841,1*1313,5 / (9,0 - 1,0)*106 * 3 63*1313,5 / 841,1*9,81*1313,5 - (9,0 - 1,0)*106 = 400*0,3716*0,31= 46 мм

Принимаем ближайший диаметр НКТ по ГОСТ 633 - 80:

dв = 50,3 мм - внутр. диаметр НКТ,

dу = 60 мм - условный диаметр НКТ,

dм = 73 мм - наружн. диаметр муфты,

= 5 мм - толщина стенки,

тип НКТ - гладкие.

Спуск данного типоразмера НКТ в экспл. колонну -146мм возможен (dу 73 мм)

Выбираем группу прочности стали из условия прочности на растяжение свободно подвешенной колонны: Lp L доп .

Предварительно принимая группу прочности Д, определим допустимую глубину спуска НКТ:

L доп = Рстр / n g / , м - для гладких труб,

где: n - допуст. кф. запаса прочности,

g / = m g 10-3, кН - вес 1п.м. труб,

m = 6,8 кг - масса 1 п.м. труб,

учитываем также вес соединительных муфт , mм = 1,3 кг.

g / = ( m+ mм ) g 10-3 = 8,1*9,81*0,001 = 0,079 кН ,

Рстр = 204 кН , (для НКТ с dу = 60 мм, гр. прочн. - Д ),

L доп = 204 / (1,5 * 0,079) = 1721 м,

L доп L (р) = 1313,5 - выбранная группа прочности стали удовлетворяет условию прочности.

Из условия прочности определим необходимое значение нРстр :

нРстр = L(р) n g / = 1313,5 *1,5 * 0,079 = 155,65 кН,

нРстр Рстр = 204 кН, - данное условие выполняется, группа прочности стали выбрана верно.

Трубы НКТ, диаметром dу = 60 мм, с гладкими концами, изготовленные из стали группы прочности Д , при глубине спуска L(р) = 1313,51 м удовлетворяют фонтанному способу добычи при заданных условиях.

Задача 3. Определить пусковое давления при различных конструкциях и системах газлифта и глубину установки газлифтных клапанов, их количество

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм / толщ. стенки, мм	168
Устьевое давление Ру , МПа	1,2
Рабочее давление Рр , МПа	2,5
Плотность нефти, газа, воды см, кг/м3	870
Глубина скважины (длина подъемника) Н (L),м	1200
Диаметр наружного ряда труб d2 ,мм	89
Диаметр внутреннего ряда труб d1, мм	73
Статический уровень жидкости (от устья) hст, м	780
Давление, развиваемое компрессором Рк, МПа	5,5

Решение:

1. Определяется пусковое давление Рпуск при пуске скважины через рабочий клапан - для выяснения необходимости применения пусковых клапанов. Для однорядного подъемника кольцевой системы, при hст 0 определяем Нст - превышение уровня жидкости в НКТ над статическим уровнем при продавливании:

Нст = ((Рр - Р у) 106/ смg) (1 - d12 /D2 ) = (2,5*106 / 870*9,81)*(1 - 0,0732 / 0,1552 ) 228 м

т.к. Нст hст , Рпуск определяем по формуле

Рпуск = (1200 - 228)*870*9,81*10-6 *(0,155)2/(0,073)2 = 0,829*4,5 3,73 МПа

т.к. Рпуск = 3,73 МПа Рр = 2,5 МПа для пуска газлифта требуется применение пусковых клапанов



Fk = 0,785*0,1552 - 0,785*0,0732 0,0146 м2

Fт = 0,785*0,0732 = 0,00418 м2

mп = 1 + ((1-0)*0,0146/0,00418) = 3,49

Li 1 = (2,5 - 1,0)*106/(3,49*870*9,81) 50 м

L1 = 780 + 50 = 830 м - глубина установки 1-го клапана

Р1 = 5,5 - 0,75*2,5 = 3,65 МПа

l = 3,65*106 / 870*9,81 425 м

Глубина установки 2-го клапана:

L2 = L1 + l = 830 + 425 = 1255 м

Так как глубина скважины Н = 1200 м меньше расчетной глубины установки 2-го клапана необходимость в его установке отпадает, следовательно, подъемник будет работать при наличии 1-го клапана.

Список литературы

1. «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи», учеб. Пособие для вузов, И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г. Грон, Г.И.Богомольный - М.: Недра, 1984.

2. «Расчеты в добыче нефти», А.М. Юрчук, А.З.Истомин - М. Недра, 1979.

3. «Спутник нефтяника и газовика», Н.Г.Середа и др. - М. Недра, 1986.

Размещено на Allbest.ur

...