Задачи системы эксплуатации НГ месторождений. Задачи системы эксплуатации нг месторождений. Исследование скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами

• Название: Исследование скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами
• Анкор: Задачи системы эксплуатации НГ месторождений
• Дата: 02.03.2022
• Размер: 64.9 Kb.
• Имя файла: Задачи системы эксплуатации нг месторождений.docx
• Тип: Исследование; #380590

СОДЕРЖАНИЕ

1.	Задание 1. Исследование скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами		2
2.	Задание 2. Расчет параметров призабойной зоны пласта		5
3.	Задание 6. Определение забойного давления в наклонной газовой скважине		6

Вариант 4
Задание 1. Исследование скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами

Построить индикаторную линию скважины, эксплуатируемой установкой ЭЦН5-130-600 при заданных условиях:

• 
  глубина скважины Lc = 1800м;
  
• 
  пластовое давление pпл = 16,4МПа;
  
• 
  внутренний диаметр эксплуатационной колонны Dэк =0,013м;
  
• 
  глубина спуска установки Нн =1650м;
  
• 
  плотность пластовой нефти ρнп = 848кг/м3;
  
• 
  плотность воды ρв = 1100кг/м3;
  
• 
  объемный коэффициент нефти bн =1,1;
  
• 
  вязкость нефти vн = 1,85 · 10‒6м2/с;
  
• 
  обводненность продукции В=0,6;
  
• 
  дебит Q = 134м3/сут.
  

Результаты исследования скважины на трех режимах представлены ниже.



Напор насоса на режиме нулевой подачи Н0 = 800 м.

Решение:

По результатам исследования при закрытой задвижке рассчитываем по формуле давления на приеме насоса:

• 
  для режима 1:
  

• 
  для режима 2:
  

• 
  для режима 3:
  

С целью расчета забойного давления проверяем условие выноса воды из интервала «забой ‒ прием» для режима с минимальным дебитом Q ‒ 36 м3/сут, предварительно рассчитав по формуле:



Так как выполняется условие, то в интервале «забой ‒ прием» накопления воды не происходит и плотность водонефтяной смеси можно рассчитать по формуле:



Рассчитываем перепад давления на участке «забой ‒ прием»:



Вычисляем забойное давление:

• 
  для режима 1:
  

• 
  для режима 2:
  

• 
  для режима 3:
  

Определяем депрессии для каждого из режимов:







По результатам расчета строим индикаторную линию (рис. 1). Так как индикаторная линия прямолинейна, рассчитываем коэффициент продуктивности:





Рис. 1.Индикаторная линия скважины

Задание 2. Расчет параметров призабойной зоны пласта

Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности Kпр = 11 т/(сут·МПа), толщина продуктивного пласта h = 17м, объемный коэффициент нефти bн = 1,2, плотность нефти ρн = 857 кг/м3, вязкость нефти μн = 2,5мПа·с, радиус контура питания Rк = 280м, приведенный радиус скважины rпр = 8·10-5м.

Решение:

1. 
   Определяем коэффициент продуктивности по формуле:
   

2. Рассчитываем по формуле (6.6) коэффициент гидропроводности:


3. Рассчитываем коэффициент подвижности нефти:


4. Рассчитываем проницаемость призабойной зоны скважины:



Задание 6. Определение забойного давления в наклонной газовой скважине
Определить забойное давление в наклонной газовой скважине для различных диаметров эксплуатационной колонны.

Исходные данные:

Ру, Мпа	13
Нв, м	1200
R, м	180
α, град	20
Н1, м	350
Ту,К	300
Тз, К	320
pг, кг/м3	1,03
Zср	1
λ	0,023
d, мм	47,7
	51,8
	69,8
	90,1
Q, тыс.м3/сут	200
	350
	600
	900
	1300

Решение:

Забойное давление в наклонной скважине, будет определяться по формуле:


Средняя температура газа по стволу скважины Тср:


Показатель степени S для общей длины, определяемый по формуле:


Общая длина ствола L, определяемая как сумма длин трех участков:










При следующих исходных данных рассчитаем забойные давления, результаты расчета сведём в таблицу №1.

Таблица №1

d, мм	Q, тыс.м3/сут	θн	Рз.н., Мпа
47,7	200	0,0020	17,05
	350	0,0020	21,38
	600	0,0020	30,59
	900	0,0020	42,93
	1300	0,0020	60,14
51,8	200	0,0013	16,23
	350	0,0013	19,33
	600	0,0013	26,28
	900	0,0013	35,94
	1300	0,0013	49,66
69,8	200	0,0003	14,91
	350	0,0003	15,72
	600	0,0003	17,84
	900	0,0003	21,30
	1300	0,0003	26,79
90,1	200	0,0001	14,61
	350	0,0001	15,03
	600	0,0001	16,01
	900	0,0001	17,72
	1300	0,0001	20,66