Практическая работа №9 Тема: «Технология добычи нефти и газа»

Задача 1

Выберите оборудование и установите параметры работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ). Данные приведены в таблице 1.

Существует несколько методик расчета. Рекомендуется следующая упрощенная последовательность решения задачи.

1) Определяют планируемый отбор жидкости по уравнению притока при n = 1

Q = K·(Pпл–Pзаб) , т/сут (1)

2) Глубина спуска насоса определяется по формуле:

, м (2)

где Pпр.опт – оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения. Так, для месторождений Башкирии и Татарии Pпр.опт = 2…2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

- при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяются по формуле (3);

ρсм = ρв·nв + ρн·(1 – nв) (3)

- при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по формуле:

, кг/м³ (4)

где в – объемный коэффициент нефти, принимаемый условно в = 1,12.

3) Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса αп = 0,6…0,8:

, м³/сут (5)

4) По диаграмме А.Н.Адонина (О-12 стр.24) для базовых станков-качалок выбирают по найденному дебиту (Qоб) и глубине спуска насоса (Lн) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка-качалки (СК), записывают техническую характеристику выбранного станка-качалки.

5) Выбирают тип насоса (О-14 стр.67 – 88) и диаметр насосно-компрессорных труб (О-7 стр.152).

6) В зависимости от диаметра и глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг (О-3 стр.256 – 259) или (О-7 стр.169 – 174).

7) Устанавливают параметры работы ШСНУ (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

, кач/мин (6)

где Fпл – площадь поперечного сечения плунжера, определяют по справочным таблицам или по формуле:

, м² (7)

8) Определяют необходимую мощность по формуле Д.В.Ефремова:

, кВт (8)

где ηн и ηск – соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки,

ηн = 0,9, ηск = 0,82;

αп – коэффициент подачи насоса (см. пункт 3);

K – коэффициент степени уравновешенности СК, для уравновешенной системы K = 1,2.

Выбирают тип электродвигателя (О-3 стр.254).

Таблица 1

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м	1500	1550	1600	1650	1700	1750	1800	1850	1900	1950	2000	2050	2100	2150	2200
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	146	168	146	168	146	168	146	168	168	168	168	168	168	168	168
Пластовое давление Pпл, МПа	14	14,4	14,8	15	15	15,4	15,8	16,2	14,4	14,6	15,2	15,6	16	16,5	17
Забойное давление Pзаб, МПа	8,2	8	8,2	8	8,8	9	9	9,5	7,9	8,5	8	9,6	9,8	10	10,2
Газовый фактор G, м³/т	50	60	50	60	50	60	50	60	50	60	50	60	50	60	50
Плотность воды ρв, кг/м³	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100
Плотность нефти ρн, кг/м³	850	840	820	810	800	860	870	880	800	810	820	830	840	850	860
Плотность газа ρг, кг/мг³	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа	3,5	4	4,5	5	2,2	2,4	2,8	3,2	2,5	3,8	2	4	3,7	2,9	4,5
Обводненность продукции скважины nв, %	40	30	50	60	70	80	30	40	50	60	70	80	30	40	50

Продолжение таблицы 1

Наименование исходных данных	Варианты
	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м	1720	1770	1820	1870	1920	1970	1560	1610	1650	2020	2120	1710	1760	1810	1860
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	146	168	146	168	168	168	146	146	146	168	168	168	146	168	146
Пластовое давление Pпл, МПа	14,2	14,4	14,6	14,6	14,6	14,6	14,3	14,7	15	15,4	16	15,2	15,6	16	16,2
Забойное давление Pзаб, МПа	8,6	8,8	9	9	9	9	8,4	8,3	8,2	8	9,6	8,8	9	9	9,4
Газовый фактор G, м³/т	56	56	56	56	56	56	50	55	60	50	60	50	60	50	60
Плотность воды ρв, кг/м³	1120	1120	1120	1120	1120	1120	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100
Плотность нефти ρн, кг/м³	800	800	800	800	800	800	860	830	820	830	840	820	840	860	870
Плотность газа ρг, кг/мг³	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа	2,2	2,86	3,57	4,28	5	3,8	4,2	4,4	5	2,4	3,6	2,4	2,6	2,8	3
Обводненность продукции скважины nв, %	60	70	80	30	40	50	60	70	80	30	40	50	60	70	80

Задача 2

Подберите расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при ее работе. Данные приведены в таблице 3.

1) Определяют дебит скважины по уравнению притока при n = 1.

Q = K·(Pпл–Pзаб) , т/сут (9)

2) Выбирают оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания (О-3 стр.146).

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:

Pопт = 2,5…3,0 МПа при nв ≥ 50%

Pопт = 3,0…4,0 МПа при nв < 50%.

3) Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения необходимого оптимального давления на приеме насоса:

, м (10)

где ρсм – плотность смеси, определяется по формуле (11) или (12) в зависимости от обводненности.

ρсм = ρв·nв + ρн·(1 – nв) (11)

, кг/м³ (12)

где – объемный коэффициент нефти, принимаемый условно = 1,12.

4.). Выбирают диаметр труб по графику (О-3 стр.137 – 138), в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.

5) Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

, м (13)

где hтр – потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять hтр = 20…40 м.

, м (14)

где dвн – внутренний диаметр НКТ, м.

6) Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:

D (Dвн), мм группа насоса диаметр насоса, мм

140 (121,7) 5 92

146 (130) 5А 103

168 (144,3) 6 123

7) Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины (О-14 стр.113 – 115).

8) Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия:

Hн ≥ Hс, Qн = Q, КПД – максимальный,

где Hн – напор насоса, м;

Qн – подача насоса, м³/сут.

Для этого по таблицам характеристик насосов (О-14 стр.115 – 117) задаются двумя – тремя насосами, удовлетворяющими вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД (О-11 стр.360 – 363).

9) Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления, трансформатор, кабель (см. таблицу 2), пользуясь справочной литературой.

Таблица 2

Типоразмер насоса	Двигатель	Кабель		Гидрозащита	Трансформатор	Станция управления
		плоский	круглый

10) Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя Nдв ≥ N,:

, кВт (15)

где ηн – КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q.

11) Определяют необходимую длину кабеля:

Lк = Lн + , м (16)

где - расстояние от устья до станции управления.

12) Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5…10 мм.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

(17)

где Dдв – диаметр электродвигателя, мм;

Dн – наружный диаметр насоса, мм;

hк – толщина плоского кабеля, мм;

S – толщина металлического пояса, принимаем S=1 мм.

Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:

(18)

где dм – диаметр муфты НКТ, мм;

dк – диаметр круглого кабеля, мм.

Таблица 3

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Глубина скважины H, м	1940	1910	1860	1820	1770	1740	1720	1700	1990	1950	1900	1850	1780	1750	2000
Пластовое давление Pпл, МПа	16,8	16,5	15,7	14,5	15,5	15	12,2	12	14,9	14,5	14	13,5	12,8	12,5	15
Забойное давление Pзаб, МПа	11,8	11,6	11,2	11	10,2	10	8,2	9	10,6	9,2	9,6	9,2	8,6	9,4	11,8
Устьевое давление Pу, МПа	1,6	1,4	1	0,8	0,6	0,5	0,6	0,5	2	1,8	1,5	1,2	0,8	0,7	1,2
Давление насыщения Pнас, МПа	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9
Коэффициент продуктивности K, т/сут∙МПа	17	37	16	29	23	32	38	33	23	35	37	30	28	25	38
Обводненность продукции скважины nв, %	47	63	55	50	55	60	50	45	58	50	60	50	55	50	48
Плотность воды ρв, кг/м³	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080
Плотность нефти ρн, кг/м³	850	800	850	800	850	800	850	800	850	800	850	800	850	800	850
Плотность газа ρг, кг/м³	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Диаметр э/к D, мм	168	168	146	168	168	146	168	146	168	168	146	146	168	146	168
Газовый фактор G, м³/т	54	48	58	60	50	48	50	65	62	63	45	48	53	45	60

Продолжение таблицы 3

Наименование исходных данных	Варианты
	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Глубина скважины H, м	1717	1820	1870	1920	1970	1730	1710	1760	1800	1810	1830	1880	1890	1920	1960
Пластовое давление Pпл, МПа	12,2	14	14,5	16,4	16,9	12,1	12	15	15,2	15,4	15,5	15,6	15,7	15,8	16
Забойное давление Pзаб, МПа	9	11,2	11	9,6	10	8,4	9	9,2	11	11,2	9,6	9,2	9,4	11,4	10,6
Устьевое давление Pу, МПа	0,5	1,4	1,5	1,6	2	0,6	0,5	0,6	1	1,2	1,3	1,6	1,7	1,4	1,6
Давление насыщения Pнас, МПа	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9
Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа	23	32	38	17	16	33	37	35	30	28	25	16	29	23	38
Обводненность продукции скважины nв, %	47	63	55	50	55	60	50	45	58	50	60	50	55	50	48
Плотность воды ρв, кг/м³	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050
Плотность нефти ρн, кг/м³	800	850	800	850	800	850	800	850	800	850	800	850	800	850	800
Плотность газа ρг, кг/м³	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Диаметр э/к D, мм	146	146	146	168	168	146	146	146	168	146	168	168	168	168	168
Газовый фактор G, м³/т	63	54	48	58	60	50	48	50	65	62	63	45	48	53	60

Практическая работа №10

Раздел: «Технология добычи нефти и газа»

Тема «Методы увеличения нефтеотдачи пластов

и дебитов скважин»

Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения солянокислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице 2.

1) Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора (см. О-1 стр.409).

2) Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты:

V = V'·h, м³ (1)

где V' – расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м³.

3) Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:

A·x·V·(B–Z)

Vк = ——————, м³ (2)

B·Z·(A–x)

где A и B – числовые коэффициенты, определяются по таблице (1);

x – выбранная концентрация солянокислотного раствора, %;

Z – 27,5%-ная концентрация товарной кислоты.

Значения коэффициентов A и B:

Таблица 1

Z, x	B, A	Z, x	B, A
5,15 – 12,19 13,19 – 18,11 19,06 – 24,78 25,75 – 29,57	214,0 218,0 221,5 226,0	29,95 – 31,52 32,10 – 33,40 34,42 – 37,22 -	227,5 229,5 232,0 -

4) При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты (О-1 стр.410) или (О-6 стр.), выбирают их концентрацию.

Ингибиторы в количестве 0,01% объема кислотного раствора, например катапин А.

Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве:

, дм³ (3)

где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5%:

c – концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%.

Интенсификаторы, например, марвелан в количестве 1…1,5% объема солянокислотного раствора.

Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом:

, дм³ (4)

где – содержание SO₃ в товарной соляной кислоте, = 0,6%;

ρхб – плотность хлористого бария, ρ = 4 кг/дм³.

5) Определяют количество воды необходимое для приготовления объема солянокислотного раствора:

Vв = V – Vк – ∑Vр, м³ (5)

где ∑Vр – суммарный объем всех добавляемых реагентов к солянокислотному раствору, м³.

6) Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:

V′=0,785∙d²об∙ℓ+0,785∙d²вн∙(H–h)+0,785∙D²д∙h (6)

7) Количество жидкости, которое закачивают при закрытой задвижке затрубного пространства:

V″=V–V′, м³ (7)

8) Объем продавочной жидкости:

Vпр=V′ (8)

9) Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики (О-14 стр.257 – 280) или (О-5 стр.123 – 131).

10) Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III, IV передачах (О-10 стр.92) определяют давление нагнетания:

Pвн = Pзаб – Pж + Pтр, МПа (9)

где Pзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа.

(10)

Pж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа

Pж = ρ∙g∙Hф (11)

Принимаем Pтр=0,5…1,5 МПа.

Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Pнас ≥ Pвн.

11) Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

τ = (V+Vпр) ∙ , ч (12)

Таблица 2

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Глубина скважины H, м	1500	1540	1580	1620	1660	1700	1740	1780	1820	1860	1900	1940	1980	2000	2040
Эффективная мощность пласта h, м	10	12	14	16	18	20	10	12	14	16	18	20	10	12	14
Тип и состав породы продуктивного пласта	Плотные трещиноватые известняки					Трещиновато-кавернозные известняки					Доломитизированные песчаники
Проницаемость пород k, мм²	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	0,45	0,5	0,1	0,2	0,3	0,4	0,45	0,5
Пластовое давление Pпл, МПа	14	14,5	15	15,5	16	16,5	17	14	14,5	15	15,5	16	16,5	17	17,5
Внутренний диаметр скважины Dд, м	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215
Диаметр НКТ d, мм	60	73	60	73	60	73	60	73	60	73	60	73	60	73	60
Температура пласта Tпл, ˚C	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30
Диаметр водовода dоб, мм	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60
Длина водовода ℓоб, м	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Продолжение таблицы 2

Наименование исходных данных	Варианты
	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Глубина скважины H, м	1550	1600	1650	1700	1750	1800	1850	1900	1950	2000	2020	2030	2040	2050	2060
Эффективная мощность пласта h, м	16	18	20	10	12	14	16	18	20	10	12	14	16	18	20
Тип и состав породы продуктивного пласта	Плотные трещиноватые известняки					Трещиновато-кавернозные известняки					Доломитизированные песчаники
Проницаемость пород k, мм²	0,1	0,15	0,2	0,25	3	0,35	0,4	0,45	0,5	0,1	0,2	0,3	0,4	0,45	0,5
Пластовое давление Pпл, МПа	14,5	15	15,5	16	16,5	17	14	14,5	15	15,5	16	16,5	17	17,5	14
Внутренний диаметр скважины Dд, м	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215
Диаметр НКТ d, мм	73	60	73	60	73	60	73	60	73	60	73	60	73	60	73
Температура пласта Tпл, ˚C	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40	30	40
Диаметр водовода dоб, мм	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60
Длина водовода ℓоб, м	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30