Курсовая. МУ по ЭНГС КР (Заочники) (1). "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" пм. 01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,
 Скачать 1.38 Mb.
|
|
( 1) где L — глубина спуска промывочных труб, м принимаем L=Н ф 2. Выбираем промывочную жидкость если полученная плотность больше или равна плотности пресной воды п ≥ в, то выбираем пресную или соленую воду если полученная плотность меньше плотности пресной воды ρ п <ρ в выбираем нефть. Определяем количество промывочной жидкости 3 2 , ) 4 ( м L D V в ж п ( 2) где φ — коэффициент запаса промывочной жидкости, φ =1,1; в — внутренний диаметр эксплуатационной колонным. Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости ц = V пж ц, (3) где ц – вместимость выбранного типа автоцистерн, м. Определяем максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб Р мах = L (ρ б.р – ρ пж ) g 10 -6 + Р тр + Р у , МПа ( 4) где Р тр – потери давления на преодоление сил трения, МПа Принимаем условно Р тр = 0,5…1 МПа Р у – противодавление на устье, МПа ; при промывке в амбар Р у = 0 МПа 6. Выбираем тип промывочного агрегата по характеристике его насоса. Для промывки обычно достаточно одного агрегата, например УНТ – 100×200, Р МПа. Составляем схему оборудования скважины и расположения наземного оборудования. 8. Делаем вывод по выполненной работе. 16 Задача 2- Установление режимных параметров для ШСНУ и подбор оборудования Цель: Получить практический навык расчета параметров штангового насоса и подбора оборудования для скважины с ШСНУ. Задание: Произвести расчет параметров штангового насоса, Исходные данные по вариантам – в таблице 2. Таблица 2 - Исходные данные для расчёта Наименование параметров Варианты 01- 05 06 06-10 11-15 16-20 21-25 26-30 Глубина скважины Нм Пластовое давление Р пл , МПа 17,9 17,0 18,0 18,5 17,5 18,0 Забойное давление Р заб , МПа 13 12,5 14 14 12,5 13 Плотность воды в, кг/м 3 1008 1010 1008 1010 1008 1010 Плотность нефти н, кг/м 3 800 820 810 800 820 810 Обводнённость нефти в, % 89 70 66 85 75 56 Коэффициент продуктивности К, т/(сут МПа) 1,2 1,5 1,3 1,2 1,5 1,3 Газовый фактор Гм т 95 85 79 80 85 95 Коэффициент подачи насоса α 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 Плотность газа г, кг/м 3 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 Ускорение свободного падения g, мс 9,81 9,81 9,81 9,81 9,81 9,81 Объёмный коэффициент нефти 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 Методические указания к решению задачи Расчет проводить в системе СИ, а также учитывать соответствие единиц измерения и наличие префиксов. Например, 1 МПа Па 1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин 17 , ) 1 ( ) 1 ( в в в в в г н см n n b n n Г 3 м кг ( 1 ) 2. Определяем расстояние от забоя до динамического уровняв скважине при заданном Рзаб: м g Р Н см заб дин , ( 2) где заб Р - забойное давление, Па см- плотность смеси, мкг g = 9,81 см- ускорение свободного падения. 3. Определяем расстояние от устья до уровня жидкости в скважине м Н Н Н дин скв дин , ( 3) где скв Н - глубина скважины, м дин Н - расстояние от забоя до динамического уровняв скважине, м. Определяем депрессию на пласт , заб пл Р Р Р МПа ( 4) где Р пл - пластовое давление, МПа Р заб - забойное давление, МПа. 5. Определяем фактический весовой дебит скважины , Р К Q в ф сут т ( 5) где К - коэффициент продуктивности МПа сут т Р - депрессия на пласт, МПа. Определяем фактический объёмный дебит скважины , см в ф о ф Q Q сут м 3 ( 6) где .в ф Q - фактический весовой дебит скважины, сут т ; см- плотность смеси, мкг. Определяем теоретический объёмный дебит скважины , о ф о т Q Q сут м 3 ( 7) где .о ф Q - фактический объёмный дебит скважины, сут м 3 ; α - коэффициент подачи насоса, доли единиц. 8. Для снижения влияния свободного газа на работу насоса задамся из опыта эксплуатации 18 величиной погружения под динамический уровень из условия если n в долей единиц, то влияние газа на работу насоса меняется и h дин 400 м если n в, тогда h дин м если n в, тогда h дин м. 9. Определяем глубину спуска насосав скважину , дин дин h H L м ( 8) где дин- расстояние от устья до уровня жидкости в скважине, м дин- глубина погружения насоса под динамический уровень, м. Выбираем по диаграмме Адонина, в зависимости от величины спуска насоса и объёмного теоретического дебита скважины, тип станка-качалки (СК) и диаметр насоса. 11. Делаем вывод по выполненной работе. 19 КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА №2 Теоретические вопросы 1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин. 2. Гидратообразование, предупреждение гидратообразования. 3. Расчет лифта для газовой скважины. Подбор фонтанной арматуры. 4. Установление технологического режима работы газовой скважины. 5. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин. 6. Автоматизация газового промысла. 7. Техника безопасности и противопожарные мероприятия. 8. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых фонтанов. 9. Сущность одновременно-раздельной эксплуатации. Выбор объектов для ОРЭ. 10. Оборудование для ОРЭ по схемам фонтан-фонтан, насос-насос и др. 11. Особенности мероприятий по технике безопасности при ОРЭ. 12. Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин в условиях моря, болот и затопляемых территорий. Борьба с коррозией оснований. 13. Особенности организации нефтегазосбора на морских нефтепромыслах. 14. Техника безопасности при эксплуатации и ремонте морских скважин. 15. Охрана водных ресурсов при разработке и эксплуатации морских месторождений. 16. Назначение методов воздействия на призабойную зону скважин, классификация методов, область применения. 17. Обработка скважин соляной кислотой. 18. Реагенты, применяемые при СКО, их назначение и характеристики. 19. Оборудование, применяемое при СКО. 20. Технология СКО. 21. Термокислотная обработка, применяемые реагенты. 22. Глинокислотная обработка скважин. 23. Пенокислотная обработка скважин. 24. Гидравлический разрыв пласта (ГРП), его сущность, область применения, схема проведения. 25. Механизм образования трещин. Давление разрыва. 26. Жидкости разрыва. Песок, предназначенный для заполнения трещин. 27. Определение местоположения и характера трещин разрыва. 28. Оборудование, применяемое при ГРП. 29. Выбор скважин для проведения ГРП. 30. Определение технологической эффективности ГРП. 31. Гидропескоструйная перфорация, применяемое оборудование и схема процесса. 32. Виброобработка забоев скважин. 33. Тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин. 34. Закачка в скважину ПАВ. 35. Внутрипластовая термохимическая обработка. 36. Термогазохимическое воздействие. 37. Назначение и классификация подземных ремонтов. 38. Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин. 39. Состав и организация работ по текущему и капитальному ремонту скважин. 40. Наземные сооружения и оборудование, используемое при текущем ремонте скважин. 41. Комплекс подготовительных работ при ремонте скважин передвижными подъемными агрегатами. 20 42. Глушение скважин. Выбор жидкости глушения. 43. Спускоподъемные операции. Спуски подъем труб. Спуски подъем насосных штанг. 44. Механизация СПО. 45. Спуски подъем штанговых глубинных насосов. 46. Ликвидация обрывов насосных штанг. 47. Расхаживание заклиненного плунжера или прихваченных насосных труб. 48. Монтаж, спуск, подъем и демонтаж погружного центробежного насоса. 49. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры. 50. Ремонт фонтанных и газлифтных скважин. 51. Особенности ремонта нагнетательных скважин. 52. Ликвидация песчаных пробок в скважинах желонкой. 53. Ликвидация песчаных пробок в скважинах промывкой. 54. Освоение скважин после ремонта. 55. Обследование скважин перед капитальным ремонтом. Работа с печатями. 56. Определение места течи в колонне. 57. Ловильные инструменты, их выбор. 58. Ловля и подъем из скважины труб, штанг, мелких предметов. 59. Ловля и подъем из скважины установки ЭЦН. 60. Виды повреждений обсадной колонны и технология исправления. 61. Применение стальных пластырей при ремонте обсадных колонн. 62. Изоляционные работы. Виды цементирования. 63. Технология цементирования скважин под давлением через отверстия фильтра. 64. Технология цементирования скважин под давлением через дефект в колонне. 65. Испытание качества цементирования. 66. Оборудование для цементирования скважин и тампонажные материалы. 67. Источники обводнения нефтяных скважин. Композиционные составы для изоляции водопритоков. 68. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. 69. Ликвидация скважин. 70. Зарезка и бурение второго ствола скважины. 21 Задание на контрольную работу 2 Таблица 5. Номера вопросов теоретической части контрольной работы Номер варианта Номера контрольных вопросов 1 1, 16, 31, 46 2 2, 17, 32, 47 3 3, 18, 33, 48 4 4, 19, 34, 49 5 5, 20, 35,68 6 6, 21, 36, 51 7 7, 22, 37, 52 8 8, 23, 38, 53 9 9, 24, 39, 54 10 10, 25, 40, 55 11 11, 26, 41, 56 12 12, 27, 42, 57 13 13, 28, 43, 58 14 14, 29, 44, 59 15 15, 30, 45, 60 16 1, 17 ,50, 61 17 2, 18, 34, 62 18 3, 19, 35, 63 19 4, 20, 36, 64 20 5, 21, 37, 65 21 6, 22, 38, 66 22 7, 23, 39, 67 23 8, 24, 40, 68 24 9, 25, 41, 69 25 10, 26, 42, 70 26 11, 27, 43, 59 27 12, 28, 44, 60 28 2, 16, 32, 48 29 3, 17, 33, 49 30 4, 19, 26, 56 Задача 1. Расчет количества реагентов для проведения солянокислотной обработки скважины Цель получение практического навыка расчета необходимого оборудования и материалов процесса СКО. Задание Выбрать концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения СКО призабойной зоны скважины, составить план обработки. Исходные данные представлены в таблице. Данные приведены в таблице 6 Таблица 6 - Исходные данные для задачи 1 Наименование исходных данных Варианты 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Глубина скважины Нм Эффективная мощность пластам Тип и состав породы продуктивного пласта Плотные трещиноватые известняки Трещиновато-кавернозные известняки Доломитизированные песчаники Проницаемость пород k, мм ² 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 Рпл, МПа 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 16,5 17,0 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 16,5 17,0 17.5 Внутренний диаметр скважины дм Диаметр НКТ d, мм 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 Температура пласта Тпл, С 30 40 30 40 30 40 30 40 30 40 30 40 30 40 30 Диаметр водовода в, мм 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 Длина водовода в, м 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 Наименование исходных данных Варианты 16 17 | 18 | 19 | 20 21 | 22 | 23 | 24 | 25 26 27 | 28 29 30 Глубина скважины Нм Эффективная мощность пластам Тип и состав породы продуктивного пласта Плотные трещиноватые известняки Трещиновато- кавернозные известняки Доломитизированные песчаники Проницаемость пород k, мм ² 0,15 0,1 0,15 0,12 0,2 0,25 0,3 0,45 0,4 0,2 0.3 0,2 0,3 0,35 0,45 Пластовое давление 13,0 13,5 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 13,5 13,0 13,0 13,5 15,0 16,5 14,0 15.5 Внутренний диаметр скважины дм Диаметр НКТ d, мм 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 Температура пласта Тпл, С 40 30 40 30 40 30 40 30 40 30 40 30 40 30 40 Диаметр водовода в, мм 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 Длина водовода в м 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 Методические указания к решению задачи При решении задачи расчет проводить в системе СИ, а также учитывать соответствие единиц измерения и наличие префиксов. Например, 1 МПа Па Для обработки скважины принимаем концентрацию кислоты 10…16%. Определяем общий необходимый объем раствора соляной кислоты по формуле V V h, м , (1) где V ′ - расход раствора НС нам толщины пластам Определяем количество концентрированной товарной соляной кислоты по формуле 3 , ) ( ) ( м X A Z B Z B V Х A V к , где Z = я концентрация товарной кислоты В и А – числовые коэффициенты, определяются по таблице 7; Х – выбранная концентрация солянокислотного раствора, %. 23 Таблица 7. Значения коэффициентов Аи В Z, Х В, А 5,15 – 12,19 13,19 – 18,11 19,06 – 24,78 25,75 – 29,57 214 218 221,5 226 Производим расчет объема различных реагентов добавляемых к раствору HCl необходимых для обработки скважин 4.1 Рассчитываем необходимое количество ингибиторов В качестве ингибитора выбираем катапин А, в количестве 0,01% от объема кислотного раствора, объем которого можно рассчитать по формуле V 1 V 0,01 100 , м) 4.2 Рассчитываем необходимое количество стабилизаторов. В качестве стабилизатора выбираем уксусную кислоту, объем которой можно рассчитать по формуле Vу.к. 1000 b V , дм (4) где b - 1,5% добавка уксусной кислоты с - концентрация уксусной кислоты, принимаем 80% 4.3 Рассчитываем необходимое количество интенсификаторов. В качестве интенсификатора выбираем марвелан в количестве 1…1.5% от объема кислотного раствора, объем которого можно рассчитать по формуле V V 1,5 , мм Рассчитываем необходимое количество хлористого бария, необходимого для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции : V 21,3V a Х 1 дм (6) х.б. z хб где а – содержание SO 3 в товарной соляной кислоте, а = 0,6%; хб 4 кг дм - плотность хлористого бария. Определяем количество воды для приготовления солянокислотного раствора по формуле в V Vk Vp, м , (7) где р - суммарный объем всех добавляемых реагентов к солянокислотному раствору, м к- количество концентрированной товарной кислоты. Определяем количество раствора, закачиваемого в скважину (приоткрытой задвижке) в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта по формуле 3 2 2 2 , 785 , 0 ) ( 785 , 0 785 , 0 м h D h H d l d V д вн об (8) Определяем объем жидкости, необходимой для закачки (при закрытой задвижке) в затрубного пространства по формуле V V V , м 3 8.Определяем объем продавочной жидкости (9) 24 V пж V , м) Выбираем необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны. Выбираем режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, 111 и IV передачах ( таблица 8 ), определяем необходимое давление нагнетания Р вн = Р заб – Р ж + Р тр , МПа (11) где Р заб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа, Р заб = Р пл + q·10 3 86400/К,МПа (12) Р Ж = ρqН ф - гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПА. К-коэффициент приемистости скважины, Км 3(сутМПа) Принимаем Ртр = 0,5...1,5 МПа. Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в ггласт, те. Рнас > Рвн. Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора 3600 пр, ч (13) 12. Делаем вывод по выполненной работе. (27) 25 Задача 2 Расчёт глушения скважины Цель получить практический навык расчёта необходимого оборудования и материалов для глушения скважины. Задание Выберите способ, жидкость глушения, необходимое оборудование, материалы, их количество для глушения скважины. Составьте схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ. Исходные данные приведены в таблице в таблице 9. Таблица 9. Исходные данные для задачи 2 Наименование исходных данных Номер варианта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф, м 1750 1875 1880 1898 1910 1830 1790 1850 1920 1980 1840 1900 1820 1860 2000 Диаметр эксплуатационной колонны D, мм 168 146 168 146 168 146 168 146 168 146 168 146 168 146 168 Диаметр НКТ dнкт, мм 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 Пластовое давление Рпл, МПа 19,5 20,5 21,5 18,4 22 23,7 20 27 15 22,7 23,2 19,3 18,9 19,7 21,3 Обводненность пв, % 45 35 55 5 46 23 15 5 30 60 5 20 40 5 50 Глубина спуска колонны труб насоса) L Нм Способ эксплуатации фонтанный насосный насосный фонтанный насосный фонтанный Плотность скважинной жидкости рв кг/м³ 900 950 950 930 900 960 940 930 960 980 950 900 980 920 980 Продолжение таблицы 9 Наименование исходных данных Номер варианта 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф, м 1800 1775 1870 1790 1850 1730 1890 1900 1810 1980 1750 1850 1770 1750 1900 Диаметр эксплуатационной колонны D, мм 146 168 146 168 146 168 146 168 146 168 146 168 146 168 146 Диаметр НКТ dнкт, мм 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 73 60 Пластовое давление Рпл, МПа 20,5 19,5 19,0 19,4 21 22,5 19.0 17,5 16,5 21,5 21,2 21,3 19,8 18,5 22,5 Обводненность пв, % 40 35 50 45 5 25 35 15 35 55 15 10 30 45 5 |