Особенности эксплуатации скважин в осложненных условиях

Размещено на http://www.allbest.ru/

10

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»

ИШПР 21.04.01 Нефтегазовое дело

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

Тема: Особенности эксплуатации скважин в осложненных условиях

по дисциплине: «Обеспечение и контроль технологии добычи нефти, газа и газового конденсата»

Исполнитель: студент группы О-2БМ11 Болотбек Уулу Тилекбек

Томск - 2021

1. Особенности эксплуатации скважин в осложненных условиях

Расчет повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЦЭН и влияние этого повышения на вязкость продукции.

Задача. Добывающая скважина эксплуатируется установкой погружного электроцентробежного насоса.

1.1 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные вариант №14:

· глубина скважины L_с = 2500 м,

· глубина спуска ЭЦН Н_н = 1500 м,

· внутренний диаметр скважины D_т = 0,1300 м,

· внутренний диаметр НКТ d_вн = 0,0300 м,

· пластовая температура t_пл = 70 °С,

· температура на устье скважины t_у = 17,0 °С,

· дебит скважины (массовый) Q_м = 60 т/сут,

· обводненность n₀ = 0,

· вязкость дегазированной нефти при 20 °С м₂₀ = 50 мПа•с,

· вязкость дегазированной нефти при 50 °С м₅₀ = 5 мПа•с,

· газовый фактор Г₀ = 44 м³/м³,

· давление у приема ЭЦН выше давления насыщения.

Задание:

Рассчитать повышение температуры продукции скважины на выходе из установки погружного центробежного электронасоса за счет нагрева ее от работающего погружного агрегата; оценить влияние повышения температуры на вязкость газонасыщенной нефти на выходе из установки.

1.2 Решение

Первоначально рассчитываем температуру в скважине t_c перед установкой ЭЦН на глубине 1500 м от устья или на расстоянии 1000 м от забоя по (1.3)

Так как нефть безводная, то с = 2100 Дж/(г•°С)

Таким образом, температура в скважине перед установкой ЭЦН составляет t_c = 27,36 °С. Для расчета температуры на выходе из установки ЭЦН t_вых воспользуемся зависимостью (1.3), записанной в виде (1.6)

Таким образом, температура нефти за счет работы погружного агрегата повышается на

Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти м_нт при текущей температуре t по формуле (1.5). При температуре в скважине перед установкой ЭЦН t_с = 27,36 °С



Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти при температуре t_вых = 34,68 °С

Следовательно, за счет нагрева от работающего погружного агрегата вязкость газонасышенной нефти снизилась с 11,088 до 6,971 мПа•с, т. е. в 1,59 раза.

2. Сепарация свободного газа у приема погружного оборудования

2.1 Расчет коэффициента сепарации свободного газа

Явление сепарации газа в затрубное пространство имеет место при эксплуатации нефтяных скважин как фонтанным, так и механизированным способом. Особо важное значение этот эффект приобретает в случае использования для подъема жидкости глубиннонасосного оборудования (ШГНУ и УЭЦН). При заборе насосом газожидкостной смеси (ГЖС) из кольцевого пространства между всасывающей сеткой насоса (для ЭЦН) и эксплуатационной колонной скважины в первое рабочее колесо насоса вместе с откачиваемой жидкостью попадает не весь свободный газ, содержащийся в ней непосредственно перед всасывающей сеткой насоса. Часть газа, сепарируясь из ГЖС, проходит мимо рабочих органов насоса и через межтрубное пространство поступает в выкидную линию. Эффективность работы глубинных насосов, как известно, определяется величиной расходной концентрации свободного газа в скважинной продукции, поступающей в насос. Для борьбы с вредным влиянием газа на практике широко применяют газовые якори различной конструкции для ШГН и специальные газосепараторы для ЭЦН. При отсутствии таких устройств, усиливающих отделение газовой фазы, на приеме насосов при переходе откачиваемой продукции из кольцевого пространства скважины во всасывающую камеру реализуется естественная сепарация газа.

Коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудования у называется отношение объема газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объему свободного газа у приема насоса при данных термодинамических условиях. Эта величина очень важна для правильного гидродинамического расчета и оптимизации режима работы системы пласт-скважина-насосное оборудование.

2.2 Задания для самостоятельной работы

Рассчитать и построить зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины для башмака фонтанного лифта, приема ШСН и ЭЦН для технологических условий, представленных в таблице 2.1. Дебиты скважины в поверхностных условиях Q_жд принять равными 10, 50, 100, 150 и 200 м³/сут. Скважина вертикальная.

Исходные данные:

· внутренний диаметр скважины D_эк =0,130м,

· диаметр фонтанного лифта d_ф=0,060м,

· условный диаметр НКТ для ШСН d_ш=0,048м,

· условный диаметр НКТ для УЭЦН d_ц=0,05м,

· объемный коэффициент нефти в условиях приема b_н=1,1,

· объемный коэффициент воды в условиях приема b_в=1,0,

· плотность нефти в условиях приема с_н=760 кг/м³,

· плотность газа в условиях приема с_г ,=6,8кг/м³,

· динамическая вязкость нефти на приеме насоса м_н=2,0мПа•с,

· коэффициент поверхностного натяжения нефти на границе с газом у_нг=0,02Н/м,

· наружный диаметр насоса ЭЦН=0,103м,

· газовый фактор в условиях приема, привед. к станд. условиям Г₀=35 м³/м³,

· давление у приема скважинного оборудования Р_пр = 5МПа,

· температура потока у приема скважинного оборудования Т_пр=305°К,

· коэффициент сверхсжимаемости газа в условиях приема z=0,89.

Задание:

Расчеты провести для безводной продукции, а также обводненной на 0,2 и 0,65 (обводненность объемная).

2.3 Решение

Расчет зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины для башмака фонтанного лифта.

Прежде чем рассчитать коэффициент сепарации при эксплуатации безводной скважины, необходимо определить относительную скорость газовых пузырьков w₀.

Для расчета приведенной скорости газа w_г рассчитываем объемный расход газа в условиях приема насоса

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа: для условий данной задачи можно принять z = 0,89; Р_ст, Т_ст - соответственно стандартные давление (0,1 МПа) и температура (293 єК); n_о(Р_ПР)- объемная обводненность при давлении приема

,

где Q_вд - объемный расход дегазированной воды, м³/сут; b_в(Р_пр) - объёмный коэффициент воды при давлении приема. В расчетах b_в принимать постоянным и равным 1, n₀ - обводненность продукции скважины,

при n₀=0

при n₀=0,2

при n₀=0,65

Произведем расчёт объемного расхода газа в условиях приема насоса:

,

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =200 м³/сут.

При эксплуатации скважины фонтанным способом и ШСН площадь сечения трубопровода определяем так

Рассчитаем приведенную скорость газовой фазы для эксплуатации скважины фонтанным способом, м/с,

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =200 м³/сут.

Затем рассчитываем приведенную скорость нефти w_h : для фонтанной скважины и ШГНУ:

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =200 м³/сут.

Находим число Рейнольдса для нефти Re_н :

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

;

при n₀=0,2 и Q_ЖД =10 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

;

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

;

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

.

Относительную скорость газовых пузырьков для безводной нефти определяют по следующей обобщенной зависимости для относительной скорости пузырьков газа для безводной нефти

следовательно,

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.



при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

Так как, для обводненной продукции скважины при n₀ < 0,5 w₀ = 0,02 м/с, а при n₀ >0,5 w₀ = 0,17 м/с.

То n₀ = 0,2 примет w₀ = 0,02 м/с и n₀ = 0,65 примет w₀ = 0,17.

Для расчета коэффициента естественной сепарации используются следующие зависимости для башмака фонтанного лифта:

где у_o - коэффициент сепарации газа на режиме нулевой подачи

где d_нн - наружный диаметр НКТ, м;

w₀ - относительная скорость газовых пузырьков, м/с;

F_эк - площадь поперечного сечения обсадной колонны, м²;

q_ж - объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м³/с;

при n₀=0 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =200 м³/сут,

Расчет коэффициента естественной сепарации для башмака фонтанного лифта:

при n₀=0 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =200 м³/сут,

Сведем полученные данные в таблицу 1. и построим график зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины для башмака фонтанного лифта.

Таблица 1.

Qжд, м3/сут	уф (n0=0)	уф (n0=0,2)	уф (n0=0,65)
10	0,559155	0,591613	0,758713
50	0,333129	0,296845	0,663393
100	0,239113	0,182921	0,573352
150	0,191686	0,132189	0,504833
200	0,16215	0,103488	0,450942

Рис. 1 Для фонтанного лифта

2) Расчет зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины для приема ШСН.

Для расчета коэффициента естественной сепарации ШСН используются следующие зависимости:

где у_o - коэффициент сепарации газа на режиме нулевой подачи

где d_нн - наружный диаметр НКТ, м;

F_эк - площадь поперечного сечения обсадной колонны, м²;

Расчет коэффициента естественной сепарации для ШСН:

при n₀=0 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =200 м³/сут,

Сведем полученные данные в таблицу 2. и построим график зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины оборудованной ШСН.

Таблица 2.

Qжд, м3/сут	уш (n0=0)	уш (n0=0,2)	уш (n0=0,65)
10	0,596049	0,57757	0,817953
50	0,283796	0,248414	0,675032
100	0,194636	0,14507	0,554025
150	0,152636	0,10245	0,469807
200	0,127382	0,079185	0,407815

Рис. 2 Для ШСН

3) Расчет зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины для приема УЭЦН.

Определим площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной скважины и УЭЦН



Рассчитаем приведенную скорость газовой фазы для эксплуатации скважины оборудованной ЭЦН, м/с,

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =200 м³/сут.

Рассчитываем приведенную скорость нефти w_h для УЭЦН:

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =200 м³/сут.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =200 м³/сут.

Находим число Рейнольдса для нефти Re_н:

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

;

при n₀=0,2 и Q_ЖД =10 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =10 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

;

при n₀=0,2 и Q_ЖД =50 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =50 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

;

при n₀=0,2 и Q_ЖД =100 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =100 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =150 м³/сут.

;

при n₀=0,65 и Q_ЖД =150 м³/сут.

;

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

.

при n₀=0,2 и Q_ЖД =200 м³/сут.

.

при n₀=0,65 и Q_ЖД =200 м³/сут.

.

Определим относительную скорость газовых пузырьков для безводной нефти по следующей обобщенной зависимости для относительной скорости пузырьков газа для безводной нефти:

следовательно,

при n₀=0 и Q_ЖД =10 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =50 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =100 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =150 м³/сут.

при n₀=0 и Q_ЖД =200 м³/сут.

Так как, для обводненной продукции скважины при n₀ < 0,5 w₀ = 0,02 м/с, а при n₀ >0,5 w₀ = 0,17 м/с.

То n₀ = 0,2 примет w₀ = 0,02 м/с, и n₀ = 0,65 примет w₀ = 0,17.

Для расчета коэффициента естественной сепарации используются следующие зависимости для башмака фонтанного лифта:

где у_o - коэффициент сепарации газа на режиме нулевой подачи

где d_нн - наружный диаметр НКТ, м;

w₀ - относительная скорость газовых пузырьков, м/с;

f_з - площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м²

q_ж - объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м³/с;

при n₀=0 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =200 м³/сут,

Расчет коэффициента естественной сепарации для башмака фонтанного лифта:

при n₀=0 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =10 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =50 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =100 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =150 м³/сут,

при n₀=0 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,2 Q_ЖД =200 м³/сут,

при n₀=0,65 Q_ЖД =200 м³/сут,

Сведем полученные данные в табл. 3. и построим график зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины оборудованной УЭЦН.

Рис. 3 Для УЭЦН

Таблица 3.

Qжд, м3/сут	уЦ (n0=0)	уЦ (n0=0,2)	уЦ (n0=0,65)
10	0,444705	0,43685	0,769543
50	0,209717	0,148123	0,55465
100	0,13852	0,081112	0,411145
150	0,106749	0,055847	0,326633
200	0,088176	0,042583	0,27094

сепарация газовый скважина насос

3. Эксплуатация газовых скважин

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции [1]. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования.

Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.

Задача. Определение диаметра подъемных труб.

3.1 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные вариант №14:

· глубина скважины L_c=2500 м,

· плотность газа с_r=1,6 кг/м³,

· забойное давление Р_заб=34,08 МПа,

· давление на устье Р_у=26,54 МПа.

· температура на забое Т_заб=336 °К,

· температура на устье Т_у=304,28°К

· температура стандартная Т_ст=293 °К,

· дебит газа V_r=1,88·10³ тыс. м³/сут,

· динамическая вязкость газа µ_r=1,4·10^-5 Па·с,

· коэффициент сжимаемости газа на забое Z_заб = 0,848

· коэффициент сжимаемости газа средний Z_ср = 0,811

· твердые частицы диаметром d_т = 0,002 м.

Задание:

Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы.

Рассчитать оптимальный диаметр подъемника, если в продукции скважины содержится также жидкая фаза.

Рассчитать внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике.

3.2 Решение

Рассчитываем по формуле параметр Архимеда, исходя из условий задачи

где, с_т - плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимаем с_т = 2400 кг/м³ ).

Так как A_r = 1536542,30 > 83000, то режим течения, в соответствии с (3.6), турбулентный.

Критическую скорость рассчитываем по формуле (3.9):

По формуле (3.1) определим скорости газового потока у башмака

Внутренний диаметр подъемника вычисляем по формуле (3.11).

Выбираем трубы с условным диаметром 73 мм; их внутренний диаметр d_вн = 0,07 м.

Критическую скорость выноса жидких капель вычисляем по формуле (3.12)

=16,47*

По формуле (3.1) рассчитываем скорость выноса жидких капель у башмака:

.

По формуле (3.11) находим диаметр подъемника, обеспечивающий вынос жидкости из скважины

Учитывая, что в соответствии с (3.11) внутренний диаметр подъемника 0,07 < 0,0871, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 73 мм, d_вн = 0,07 м.

Рассчитываем внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике.

По формуле (3.15) вычисляем Р_ср - среднее давление в скважине, МПа.

По формуле (3.16) вычисляем Т_ср - среднюю температуру в скважине, ⁰К

=319,878?К

Находим s - показатель степени

Место для формулы.

Рассчитываем - коэффициент гидравлического сопротивления

Здесь величину абсолютной шероховатости lк для новых стальных труб НКТ можно принять равной 0,00005 м.

Внутренний диаметр подъемника газовой скважины d_вн - рассчитываем по формуле (3.13)

Внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике равен d_вн = 0,0911 м.

4. Выбор режима работы газовой скважины

4.1 Расчет минимального дебита обводненной газовой скважины

Режим работы газовой скважины задается совокупностью параметров, входящих в общее уравнение притока, а также имеющимся в наличие оборудованием.

,

где a и b - числовые коэффициенты, соответственно, и, V_r - дебит газа, приведенный к нормальным условиям, м³/сут.

При этом учитывается большое количество факторов, ограничивающих дебит газовой скважины. К основным из этих факторов относятся: вынос частиц горной породы из пласта в скважину; образование водяного конуса; образование конденсата в пласте или скважине; чрезмерное охлаждение газа в местах его дросселирования и возможность образования гидратов, вероятность смятия обсадной колонны и т.д.

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата).

В этом случае необходимо определение минимального дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.

Минимальный дебит газовой скважины (м³/с), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывают по формуле (при глубине спуска подъемника до забоя)

, (4.1)

Минимальная скорость газа (м/с), при которой не образуется пробка воды

, (4.2)

а минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка конденсата

, (4.3)

где Р_заб - забойное давление, МПа.

4.2 Задача. Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины

Задания для самостоятельной работы:

Исходные данные:

· внутренний диаметр скважины d_вн=0,0503 м,

· забойное давление Р_заб=14,3 МПа,

· температура на забое Т_заб=335 °К,

· коэффициент сжимаемости на забое Z=0,85.

Задание:

1. Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки.

2. При каком минимальном дебите газовой скважины не будет происходить осаждения конденсата на забое скважины?

4.3 Решение

1. Вычисляем по формуле (4.2) минимальную скорость газа, при которой не происходит осаждения водяных капель:

.

По (4.1) рассчитываем минимальный дебит газа

=0,3536м³/с

Таким образом, минимальный дебит данной газовой скважины, при котором не будет образования водяной пробки на забое, равен 30550 м³/сут.

2. Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность, вычисляем по формуле (4.3):

.

Определяем по (4.1) минимальный дебит газа

.

5. Расчет допустимого давления на приеме установки винтового насоса

Установки винтовых электрических насосов предназначены для откачки продукции скважин, содержащей в своем составе газовую фазу, а также для откачки из скважин вязкой и высоковязкой продукции. Привод винтового насоса осуществляется погружным электродвигателем с частотой вращения вала 1500 мин^-1.

Винтовой насос - насос объемного действия, вследствие чего его теоретическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта.

Винтовые насосы предназначены для эксплуатации скважин при содержании в продукции механических примесей не более 0,6 г/л, свободного газа на приеме насоса - не более 50% от объема смеси, сероводорода - не более 0,01 г/л. Насосы работают при вязкости откачиваемой жидкости до 6 ·10^-4 м²/с.

При откачке вязких жидкостей снижаются перетоки через контактную поверхность между винтом и обоймой, в связи с чем характеристики винтовых насосов при откачке вязких жидкостей лучше, чем при откачке воды.

Основной вопрос при подборе установки винтового насоса - расчет давления на приеме, при котором объемное газосодержание не превышало бы 0,5.

Объемное газосодержание

(5.1)

где G_0i - газовый фактор при давлении P_i , приведенный к P₀ , м³/м³; В - объемная обводненность продукции, доли единицы.

Для расчета G_0i можно воспользоваться выражением

 (5.2)

где G₀- газовый фактор, м³/м³, а показатель степени f рассчитывается по (5.3).

Вычислив по (5.2) G_oi=f(p_i), рассчитывают по (5.1) зависимости в=f(р_i), которые наносят на график (рис.5.1). По точкам пересечения изолинии 0=0,5 с зависимостями в=f(p_i), определяют минимально допустимые давления на приеме винтового насоса р_пн1, р_пн2 и т.д., зависящие от обводненности продукции скважины.

, (5.3)

Где Y_а - содержание азота в газе, %.

5.1 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные

· газовый фактор G₀ = 26 м³/м³,

· забойное давление Р_нас = 9,5 МПа,

· содержание азота в нефтяном газе Y_а = 3,6 %.

Задание:

Определить минимально допустимые давления на приеме установки винтового насоса в зависимости от обводненности продукции залежи Усинского месторождения для следующих условий:

5.2 Решение

Объемное газосодержание определим

(5.1)

где G_0i - газовый фактор при давлении p_i , приведенный к p_о=0,1МПа;

В - объемная обводненность продукции, доли единицы.

Для расчета G_0i воспользуемся выражением

(5.2)

где G₀- газовый фактор, м³/м³, а показатель степени f рассчитывается по (5.3).

Рассчитываем по показатель степени

(5.3)

где Y_а - содержание азота в газе, %.

Задаемся рядом значений p_i и вычисляем соответствующие значения G_оi по формуле (5.2) и заносим в таблицу 5.1:

,

,

,

,

,

,

,

,

.

При заданном значений p_i, полученном значении G_оi по формуле , где p_о=0,1МПа в данной таблице вычисляем и заносим в таблицу 5.1:

При p_i=0,5 МПа

,

при p_i=1,5 МПа

,

при p_i=2,5 МПа

,

при p_i=3,5 МПа

,

при p_i=4,5 МПа

,

при p_i=5,5 МПа

,

при p_i=6,5 МПа

.

Таблица 5.1

pi, МПа	0,5	1,5	2,5	3,5	4,5	5,5	6,5
Goi, м3/м3	18,4	13,6	10,7	8,5	6,6	5,0	3,6
	3,68	0,91	0,43	0,243	0,148	0,092	0,056

Затем по формуле (5.1) рассчитываем значения в, а результаты заносим в таблицу 5.2.

При p_i=0,5 и В=0:

,

при p_i=0,5 и В=0,1:

,

при p_i=0,5 и В=0,2:

,

при p_i=0,5 и В=0,3:

,

при p_i=0,5 и В=0,4:

,

при p_i=0,5 и В=0,5:

,

при p_i=0,5 и В=0,6:

,

при p_i=0,5 и В=0,7:

,

при p_i=0,5 и В=0,8:

,

при p_i=0,5 и В=0,9:

.

При p_i=1,5 и В=0:

,

при p_i=1,5 и В=0,1:

,

при p_i=1,5 и В=0,2:

,

при p_i=1,5 и В=0,3:

,

при p_i=1,5 и В=0,4:

,

при p_i=1,5 и В=0,5:

,

при p_i=1,5 и В=0,6:

,

при p_i=1,5 и В=0,7:

,

при p_i=1,5 и В=0,8:

,

при p_i=1,5 и В=0,9:

.

При p_i=2,5 и В=0:

,

при p_i=2,5 и В=0,1:

,

при p_i=2,5 и В=0,2:

,

при p_i=2,5 и В=0,3:

,

при p_i=2,5 и В=0,4:

,

при p_i=2,5 и В=0,5:

,

при p_i=2,5 и В=0,6:

,

при p_i=2,5 и В=0,7:

,

при p_i=2,5 и В=0,8:

,

при p_i=2,5 и В=0,9:

.

При p_i=3,5 и В=0:

,

при p_i=3,5 и В=0,1:

,

при p_i=3,5 и В=0,2:

,

при p_i=3,5 и В=0,3:

,

при p_i=3,5 и В=0,4:

,

при p_i=3,5 и В=0,5:

,

при p_i=3,5 и В=0,6:

,

при p_i=3,5 и В=0,7:

,

при p_i=3,5 и В=0,8:

,

при p_i=3,5 и В=0,9:

.

При p_i=4,5 и В=0:

,

при p_i=4,5 и В=0,1:

,

при p_i=4,5 и В=0,2:

,

при p_i=4,5 и В=0,3:

,

при p_i=4,5 и В=0,4:

,

при p_i=4,5 и В=0,5:

,

при p_i=4,5 и В=0,6:

,

при p_i=4,5 и В=0,7:

,

при p_i=4,5 и В=0,8:

,

при p_i=4,5 и В=0,9:

.

При p_i=5,5 и В=0:

,

при p_i=5,5 и В=0,1:

,

при p_i=5,5 и В=0,2:

,

при p_i=5,5 и В=0,3:

,

при p_i=5,5 и В=0,4:

,

при p_i=5,5 и В=0,5:

,

при p_i=5,5 и В=0,6:

,

при p_i=5,5 и В=0,7:

,

при p_i=5,5 и В=0,8:

,

при p_i=5,5 и В=0,9:

.

При p_i=6,5 и В=0:

,

при p_i=6,5 и В=0,1:

,

при p_i=6,5 и В=0,2:

,

при p_i=6,5 и В=03,:

,

при p_i=6,5 и В=0,4:

,

при p_i=6,5 и В=0,5:

,

при p_i=6,5 и В=0,6:

,

при p_i=6,5 и В=0,7:

,

при p_i=6,5 и В=0,8:

,

при p_i=6,5 и В=0,9:

.

Полученные данные вносим в таблицу 5.2 и построим зависимость в = f (P,B) (см. рис. 5). На этом же рисунке наносится изолиния с в = 0,5. Точки ее пересечения с соответствующими зависимостями в = f (P,B) дают значения минимально допускаемых давлений на приеме винтового насоса.

Таблица5.2

В	Расчетное газосодержание в
0	0,786	0,476	0,300	0,195	0,129	0,084	0,053
0,1	0,768	0,449	0,278	0,179	0,117	0,076	0,048
0,2	0,746	0,420	0,255	0,163	0,106	0,068	0,043
0,3	0,720	0,388	0,231	0,145	0,094	0,060	0,037
0,4	0,688	0,352	0,204	0,127	0,081	0,052	0,032
0,5	0,648	0,312	0,176	0,108	0,069	0,044	0,027
0,6	0,595	0,266	0,146	0,088	0,056	0,035	0,022
0,7	0,524	0,214	0,114	0,068	0,042	0,027	0,016
0,8	0,424	0,154	0,079	0,046	0,029	0,018	0,011
0,9	0,269	0,083	0,041	0,024	0,015	0,009	0,006

Рис. 5. Зависимость объемного газосодержания от давления р_i в обводненности В

6. Применение струйных аппаратов для освоения нефтяных и газовых скважин

6.1 Методика расчета гидроструйного насоса

Ивано-Франковским институтом нефти и газа разработана технология воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения дебитов нефтяных скважин, либо увеличения приемистости нагнетательных скважин путем создания многократных мгновенных депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов, устанавливаемых на насосно-компрессорных трубы (НКТ) вместе с подвесным пакером.

Технологический процесс включает следующие основные этапы работ: выбор объектов оценку состояния призабойной зоны пласта, подготовку скважины, наземного и глубинного оборудования, расчет режимных параметров работы струйного аппарата, само воздействие на пласт заключительные работы и оценку результатов воздействия. Суть технологического процесса эаключается в следующем: в скважину в компоновке с насосно-компрессорными трубами на необходимую глубину опускается струйный аппарат с пакерным устройством. При прокачивании с помощью насосных агрегатов ЦA-320, AH-700 (AGf-1030 и др.) рабочей жидкости при заданном давлении через НКТ, струйный насос и затрубное пространство в зоне продуктивного пласта создается определенное снижение гидростатического давления, т.е. создается депрессия на пласт. Время создания депрессии изменяется от долей секунды до нескольких секунд. После прекращения подачи рабочей жидкости гидростатическое давление на пласт восстанавливается.

Включением в работу насосных агрегатов и выключением достигается повторение цикла депрессия-репрессия на пласт. В результате такого циклического воздействия происходит очистка призабойной зоны пласта и постепенное заполнение скважины пластовым флюидом. Величина задаваемой депрессии определяется расчетным путем. Особенностью технологического процесса является то, что он позволяет регулировать в широких диапазонах величину и продолжительность депрессии в течение всей операции по вызову притока, а также производить циклическое многократное воздействие на пласт в режиме депрессия-репрессия без применения газообразных агентов.

Размещено на http://www.allbest.ru/

10

Рис.6. Типовая схема компановки лифта: 1 - НКТ; 2, 3 - опрессовочный и циркуляционный клапаны 4 - УОС - 1; 5 - пакер; 6 - глубинный манометр; 7 - хвостовик; 8 - фильтр

6.2 Типовая схема компоновки лифта

Циркуляционный клапан 3 предназначен для глушения скважин в случае интенсивного нефтегазопроявления. Опресовку НКТ осуществляют после пакерования путем спуска внутрь НКТ шара до его посадки в опрессовочном узле (создания избыточного давления), а затем извлечения шара на поверхность. Покерное устройство 5 должно обеспечивать надежную герметизацию затрубного пространства при создании циклических переменных гидравлических нагрузок. Рекомендуется применение серийных пакеров с шлипсовым и якорным приспособлением механического или гидравлического действия.

Глубинный манометр устанавливают в лифте НКТ с целью контроля расчетного и фактического снижения давления на пласт.

6.3 Конструкция струйного аппарата УОС- 1

Размещено на http://www.allbest.ru/

10

Рис. 7. Устройство для обработки скважин УОС-1 1 - корпус; 2 -заглушка; 3 - гнездо; 4 - запорное кольцо; 5 - насадок (сопло); 6 - корпус эжекторной приставки; 7 - уплотнительное кольцо; 8 - камера смешения; 9 -диффузор; 10 - технологическая заглушка; 11 - прокладка; 12 - шар.

Струйный аппарат УОС-1 состоит из корпуса 1 с проходным каналом и эжекторной приставкой. Минимальный диаметр проходного канала устройства 20 мм.

Для перекрытия проходного канала устройства при его работе используется шар 12 диаметром 25,4 мм. Эжекторная приставка включает в себя корпус 6, камеру смешения 8, диффузор 9, гнездо 3 с впрессованным в него твердосплавным насадком 5 и заглушку 2. Насадок 2 фиксируется в гнезде стопорным кольцом 4. Все соединения герметизируются с помощью уплотнительных колец 7. Технологическая заглушка 10, изготовленная из алюминия и устанавливаемая на выкиде диффузора» предназначена для перекрытия струйного аппарата при опрессовке пакера.

Устройство УОС-1 предназначено для работы при максимальном рабочем давлении 50 МПа, в случае применения уплотнительных адамантов из термостойких материалов при температуре 200° С. Наружный диаметр устройства 107 мм, длина 650 мм, вес 50 кг.

6.4 Схема обвязки наземного оборудования

Рис. 8. Схема обвязки наземного оборудования: 1 - емкость, 2 - устье скважины, 3 - нагнетательная линия; 4 - насосные агрегаты, 5 - всасывающая линия

Схема обвязки на первом этапе работ позволяет осуществлять круговую циркуляцию из емкости для рабочей жидкости через скважину, а при появлении притока откачивать нефть в амбар, либо на пункт сбора и очистки нефти.

6.5. Принципиальная схема струйного аппарата

Струйным аппаратом называют аппараты, в которых происходит смещение и обмен двух энергий потоков разных давлений с образованием смешанного потока с промежуточным давлением.

Среда, находящаяся перед аппаратом при более высоком давлении, называется рабочей. Рабочим потоком называется поток рабочей среды. Рабочий поток выходит из сопла в приемную камеру струйного аппарата с большой скоростью и увлекает среду имеющую перед аппаратом более низкое давление. Увлеченный поток называется инжектируемым.

Рис. 9. Принципиальная схема струйного аппарата

В струйных аппаратах происходит преобразование потенциальной энергии рабочего потока в кинетическую. Кинетическая энергия рабочего потока частично передается инжектируемому потоку, При протекании по струйному аппарату происходит выравнивание скоростей смешиваемых потоков и обратное преобразование кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Принципиальная схема струйного аппарата показана на рис. 9.

Основные элементы аппарата: рабочее сопло, приемная камера, камера смещения, диффузор.

Потоки рабочей и инжектируемой среды поступают в камеру смешения, где происходит выравнивание скоростей, сопровождающееся, как правило повышением давления. Из камеры смешения поток поступает в диффузор, где происходит дальнейший рост давления. Давление смешанного потока на выходе из диффузора выше давления инжектируемого потока, поступающего в приемную камеру

Повышение давления инжектируемого потока без непосредственной затраты механической энергии является основным принципиальным качеством струйных аппаратов. Условные обозначения к рис. 4.

Q_р, Q_н, Q_с - расходы рабочей, инжектируемой и смешанной жидкостей; f_р2 и f_н2 -- площади рабочего и инжектируемого потоков во входном сечении цилиндрической камеры смешения; Р_р - давление рабочего потока на входе в рабочее сопло, Р_р2, Р_н2, Р₃ - статистические давления рабочего и инжектируемого потоков во входном сечении и смешанного потока в входном сечении цилиндрической камеры смешения; f_р1, f_н1 - площади рабочего сопла и камеры инжекции.

Обычно расстояние между выходом струи из рабочего сопла и входом в цилиндрическую камеру смешения принимается таким, чтобы f_р1 и f_р2 были равными. W - скорость рабочего потока, при входе в рабочее сопло; W_p - на выходе из рабочего сопла; W_р1 - на входе цилиндрическую камер смешения; W _p2 - скорость инжектируемого потока на выходе струи из рабочего сопла; W_н1, - на входе в цилиндрическую камеру смешения; W_н2 - а также скорость смешанного потока на выходе из камеры смешения W₃ .

По соотношение диаметров f_с/f_р (где f_с - площадь сечения камеры смешения, f_р - площадь сечения рабочего сопла) струйные аппараты относятся к низконапорным (когда f_с/f_р > 4) либо к высоконапорным (когда f_с/f_р < 4 ).

6.6 Расчет струйного аппарата

В работе [2] показано, что низконапорные струйные аппараты во всех диапазонах рабочего участка своей характеристики, т.е. при любых значениях коэффициента инжекции U, а высоконапорные струйные аппараты только в области малых значений U хорошо описываются следующим уравнением

 (6.1)

где - плотность рабочей инжектируемой и смешанной жидкостей

ц₁, ц₂, ц₃ , ц₄ - коэффициенты потерь скоростей в рабочем сопле, на входном участке камеры смешения, в камере смешения и в диффузоре; Р_c - давление на выкиде струйного насоса; Р_н - давление инжектируемой жидкости; Р_р - давление на выходе рабочей жидкости из рабочего сопла.

В уравнении (6.1) принято условие, что площадь сечения рабочей жидкости от рабочего сопла до входа в камеру смешения остается низменной, тогда рабочий и инжектируемый потоки на этом участке не смешиваются, т.е. f_р1 = f_р2.

В этом случае f_с = f_р1+ f_н2 = f₃ ; f_н2 = f₃- f_р1 .

тогда

Рекомендуемые, исходя из работы [1] значения коэффициентов

₁ = 0,95; ₂ = 0,975; ₃ = 0,9; ₄ = 0,925.

При подстановке значений коэффициентов уравнение (6.1) принимает вид:

 (6.2)

Уравнение (6.1) показывает, что при заданном коэффициенте инжекции U, перепад давлений, создаваемый струйным аппаратом ДP_с = P_с - P_н прямо пропорционален располагаемому перепаду давлений рабочего потока ДP_р = P_р - P_н .

Отношение ДP_с / ДP_р называется относительным перепадом давлений, создаваемым струйным насосом.

Как видно из уравнений (6.1), (6.2), он зависит от отношения сечений проточной части аппарата (f_р1/f₃), коэффициентов скорости отдельных элементов аппарата (ц₁, ц₂, ц₃ , ц₄), коэффициента инжекции U и не зависит от абсолютной величины располагаемого перепада давлений рабочего потока ДР.

При U = 0 струйный аппарат развивает максимальный относительный перепад давлений_э определяемый зависимостью

(6.3)

При равенстве с_р = с_н , а также подставив значения коэффициентов ц₁ и ц₃ получим

(6.4)

Пример. Необходимо определить ДР_с/ДР_р при следующих соотношениях диаметров рабочего сопла и камеры смешения, а также при условии, что с_р /с_с = 1,12 при коэффициентах инжекции U=0, U=0.1, U=0.2, U=0.3.

При коэффициентах инжекции U = 0 4 для определения Д Р_с / Д Р_р применима зависимость (6.2). Результаты расчета сведены в таблице 4

Таблица 4

Диаметр рабочего сопла, мм	4,0	5,6	8,0	10
Диаметр камеры смещения, мм	6	7	8	8	9	10	11	13	15	17	15	18	21
	U=0	0,544	0,443	0,362	0,569	0,498	0,430	0,590	0,490	0,400	0,328	0,541	0,426	0,335
	U=0,1	0,498	0,418	0,347	0,513	0,462	0,407	0,521	0,56	0,381	0,316	0,494	0,403	0,322
	U=0,2	0,447	0,392	0,332	0,457	0,426	0,383	0,449	0,422	0,361	0,304	0,448	0,380	0,310
	U=0,3	0,400	0,366	0,316	0,404	0,391	0,359	0,374	0,388	0,341	0,292	0,402	0,356	0,297
	U=0,4	0,454	0,340	0,301	0,352	0,356	0,335	0,295	0,355	0,322	0,280	0,358	0,333	0,284

6.7 Расчет технологических параметров создания депрессий на пласт с помощью струйного аппарата

1. Выбор допустимой величины депрессии на пласт.

Максимально допустимая величина депрессии на пласт определяется с учетом следующих факторов:

- прочности обсадной колонны на сминающее давление;

- наличия близлежащих водоносных горизонтов;

- устойчивости коллектора.

Воздействие перепада давления при вызове притока на эксплуатационную колонну не должно превышать величин, регламентируемых нормативными документами [4]. При наличии выше или ниже продуктивного объекта водоносного напорного горизонта, не вскрытого перфорацией, перепад давления на метр разобщаемого интервала не должен превышать 1,5 MПa.

При этом допустимая величина депрессии на испытуемый пласт не должна превышать значения

, (6.5)

где Р_пл - пластовое давление нефтегазоносного пласта;

1,5 - допустимый градиент давления на 1м цементного кольца, МПа/1м;

h - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до водонефтяного контакта (ВНК) или до водоносного горизонта;

Р_пл ^в - пластовое давление водоносного пласта.

Допустимая величина депрессии с учетом типа коллектора и его физико-механических свойств устанавливается геологической службой предприятия. Наименьшее значение величины депрессии, определяемой на основании указанных ограничивающих факторов, является максимально допустимой величиной депрессии Д Р_доп.

2. Определение необходимых значений давлений насосного агрегата на устье скважины для достижения заданного снижения давления на пласт с помощью струйного аппара...