МУ ПР ОНГМ-22. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г
 Скачать 0.99 Mb.
|
Ход работы1.Определяем предельно допустимую длину трехступенчатой колоннызаливочных труб с учетом растяжения ее под собственным весом ( расчет секций колонны ведется снизу вверх) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
м
м
м
м| Показатели | Группа прочности стали | Предел текучести | Условный диаметр | |||||
| 48 | 60 | 73 | 89 | 102 | 114 | |||
| Страгивающая нагрузка резьбовых соединений труб, кН | Д | 380 | 119 | 208 | 294 | 446 | 459 | 567 |
| К | 500 | 156 | 274 | 387 | 585 | 602 | 746 | |
| Е | 550 | 171,5 | 301,5 | 426 | 645 | 664 | 822 | |
| Л | 650 | 203 | 356 | 503 | 760 | 782 | 969 | |
| М | 750 | 234 | 411 | 580 | 877 | 903 | 1118 | |
Таблица №2
| Условный диаметр, мм | Масса 1 погонного метра трубы с учетом массы муфт, кг |
| 48 | 4,45 |
| 60 | 7,0 |
| 73 | 9,46 |
| 89 | 13,67 |
| 102 | 15,76 |
| 114 | 19,06 |
Примечаеие: 1. Масса 1 погонного метра рассчитана для трубы длиной 8 метров с учетом массы муфты
2. 1кг = 10н
Практическая работа №7
Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину
(3)где ρ1 - плотность глинистого раствора; ρ2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.
Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > ρ2ּgּLּcosβ и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (2.3), при смене глинистого раствора (ρ1 = 1200 кг/м3) на нефть (ρ2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.
Рисунок 1 - Схема освоения скважины - замена скважинной жидкости на более легкую
Расчет основных параметров освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую
Необходимо рассчитать основные параметры процесса освоения скважины методом замены жидкости и выбрать промывочную жидкость и необходимое оборудование. Скважина заполнена буровым раствором плотностью ρ-1,08 г/см3.
Дано:
Глубина скважины Н - 3155м;
Пластовое давление Рпл - 18 МПа;
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф - 3072 м;
Минимально допустимая депрессия на забое скважины Pмин - 2 МПа; Наружный диаметр эксплуатационной колоны D - 178 мм; Диаметр НКТ - 89мм; Длина спуска НКТ L - 3010 м.
Решение:
1) Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова притока
(2.5)где
- пластовое давление; 
- минимально допустимая депрессия на пласт; 
- длина спуска НКТ.
2) Выбираем промывочную жидкость. Так как расчётная плотность меньше плотности воды, то выбираем жидкость нефть.
3) Определяем количество промывочной жидкости
(2.6)где
- коэффициент запаса промывочной жидкости равный 1,1; 
- внутренний диаметр эксплуатационной колонны (толщина стенки 10,4мм).
4) Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости
(2.7)где
- вместимость цистерны 10м3.
5) Определяем максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб
(2.8)где
- потери давления на преодоление сил трения, 0,5-1 МПа; 
- противодавление на устье (при промывке в амбар - 0 МПа).
6) Выбираем тип промывочного агрегата и передачу работ агрегата по характеристике его насоса.
Для промывки обычно достаточно одного агрегата ЦА-320 с
-32 МПа.7) Строим схему оборудования скважины и размещения оборудования при освоении скважины
Рисунок 2 - Схема расположения оборудования при освоении скважины
Вывод: в ходе расчета освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую получены следующие результаты: плотность промывочной жидкости
- 531,5 кг/м3, давление промывки - 17,3 МПа, количество цистерн с промывочной жидкостью 
- 7 штук, объем промывочной жидкости 
- 64 м3.2.5 тож сам (я скинула материал в папке ГНКТ - Подземный ремонт….)
Практическая работа № 8
Выбор компоновки скважинной насосной установки
Одна из основных задач проектирования эксплуатации скважин ШСНУ – обоснование и выбор компоновки ШСНУ для заданных условий эксплуатации. Под компоновкой понимают совокупность следующих параметров: диаметр и тип скважинного штангового насоса, глубина его спуска и конструкция колонны НКТ, а также типоразмер предварительно заданного станка-качалки, определяемых на начальном этапе проектирования На следующем этапе проектирования ШСНУ обосновывают конструкцию штанговой колонны, уточняют типоразмер СК и рассчитывают другие многочисленные характеристики.
Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки.
Чтобы осуществить запланированный дебит скважины насос должен обладать определенной подачей Qнас , компенсирующей утечки в плунжерной паре.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.
К постоянным факторам можно отнести:
влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;
уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:
утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;
утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.
Тема: Проектирование технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ. Контроль за режимом работы скважин
Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по проектированию технологического режима работы скважин, оборудованных ШСНУ
Общие положения
Установки скважинных штанговых насосов (УСШН) широко применяются для эксплуатации различных категорий скважин. Осложнение условий эксплуатации добывающих скважин расширяет и область применения УСШН. Одна из основных задач проектирования эксплуатации скважин УСШН - обоснование и выбор (на первом этапе - предварительный или ориентировочный) компоновки УСШН для заданных условий эксплуатации.
Под компоновкой СШПУ понимают взаимосвязанную совокупность следующих параметров: диаметр и тип скважинного штангового насоса, глубина его спуска и конструкция колонны НКТ, а также типоразмер предварительно заданного станка-качалки, определяемых на начальном этапе проектирования. На следующем этапе проектирования СШНУ обосновывают конструкцию штанговой колонны, уточняют типоразмер станка-качалки и рассчитывают другие многочисленные характеристики.
Обоснование конструкции штанговой колонны - наиболее ответственный этап проектирования установки, так как штанговая колонна - это тот элемент системы, который, в первую очередь, определяет длительность и безотказность работы установки в целом. Под конструкцией штанговой колонны понимается совокупность диаметров и длин отдельных ступеней штанг, изготовленных из соответствующих сталей. В практике насосной эксплуатации скважин большое распространение получили таблицы АзНИПИнефти.
Режим работы скважинной насосной установки может быть статическим и динамическим. Статический режим- это такой, для которого экстремальные нагрузки практически не зависят от динамических составляющих. Если в общем балансе экстремальных нагрузок динамические нагрузки большие, то режим работы установки называется динамическим. Критерий для определения режима работы установки называется критерием Коши.
При нормальной работе насосной установки наибольшие напряжения действуют в точке подвеса штанг. Различают следующие напряжения, действующие в точке подвеса штанг:максимальное напряжение цикла, минимальное напряжение цикла, амплитудное напряжение цикла, среднее напряжение цикла, приведенное напряжение цикла. В каждом конкретном случае необходимо рассчитать приведенное напряжение цикла и сравнить его с допускаемым приведенным напряжением для различного материала штанг. Колонна штанг считается правильно выбранной, если
≤ 
Задание 1.
а) Подобрать тип станка – качалки , диаметр и тип насоса, диаметр насосных труб, конструкцию штанговой колонны.
б) Рассчитать экстремальные нагрузки на колонну штанг
в) Рассчитать приведенное напряжение и сравнить его с допускаемым
г) Установить режимные параметры работы насоса
Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.
Таблица 1.
| № варианта | 1;2 | 3;4 | 5;6 | 7;8 | 9; 10 | 11; 12 | 13; 14 |
| Глубина скважины Н, м | 1300 | 1400 | 1550 | 1620 | 1680 | 1720 | 1820 |
| Диаметр эксплуатационной колонны D,мм | 146 | 146 | 146 | 146 | 146 | 146 | 168 |
| Абсолютное пластовое давление Рпл, МПа | 18,4 | 10,8 | 11,2 | 1,6 | 12,1 | 14,.2 | 14,6 |
| Газовый фактор G0,м3/т | 120 | 125 | 130 | 135 | 140 | 56 | 56 |
| Удельный вес нефти или ее плотность рн ,т/м3 | 0.843 | 0.8 | 0.844 | 0,84 | 0.845 | 0.8 | 0.8 |
| Содержание воды и продукции пв, % | 20 | 20 | 30 | 30 | 30 | 40 | 80 |
| Плотность газа рг, кг/м | 1.7 | 1.8 | 1.9 | 1.6 | 1.9 | 1.9 | 1.2 |
| Плотность воды рв кг/м3 | 1000 | 1020 | 1120 | 1000 | 1100 | 1120 | 1 120 |
| Давление насыщения Рнас , МПа | 5.9 | 5,9 | 5.9 | 6.8 | 7.5 | 8.5 | 8.5 |
| Коэффициент продуктивности К, т/сут ∙ат | 0.25 | 0.22 | 0,19 | 0.22 | 0.22 | 0.22 | 0.5 |
| Коэффициент сжимаемости в | 1,12 | 1.2 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1.12 | 1.12 |
| Забойное давление, Рзаб МПа | 7.5 | 8,2 | 8.5 | 8.6 | 9,0 | 9,5 | 9.5 |
| № варианта | 15,16 | 17,18 | 19,20 | 21,22 | 23,24 | 25,26 | 27,28 |
| Глубина скважины Н, м | 1920 | 2060 | 2110 | 2108 | 2298 | 2350 | 2570 |
| Диаметр эксплуатационной колонны D,мм | 146 | 146 | 146 | 146 | 146 | 146 | 146 |
| Абсолютное пластовое давление Рпл, МПа | 14,6 | 16,7 | 17 | 17,2 | 19 | 19,2 | 20,4 |
| Газовый фактор G0,м3/т | 56 | 150 | 165 | 170 | 180 | 190 | 200 |
| Удельный вес нефти или ее плотность рн ,т/м3 | 0,8 | 0846 | 0,98 | 0,848 | 0,85 | 0.88 | 0,85 |
| Содержание воды и продукции пв, % | 50 | 1 | 1,5 | 2 | 10 | - | 20 |
| Плотность газа рг, кг/м | 1,2 | 1,8 | 1,8 | 1,2 | 1,9 | 1,2 | 1,2 |
| Плотность воды рв кг/м3 | 1120 | 1100 | 1120 | 1100 | 1000 | 1000 | 1000 |
| Давление насыщения Рнас , МПа | 8,5 | 9,8 | 9,8 | 9 | 9,2 | 9,2 | 9 |
| Коэффициент продуктивности К, т/сут ∙ат | 0,286 | 0,6 | 0,36 | 0,48 | 0,32 | 0,32 | 0,18 |
| Коэффициент сжимаемости в | 1,2 | 1,2 | 1,12 | 1,12 | 1,12 | 1,2 | 1,12 |
| Забойное давление, Рзаб МПа | 9,6 | 10,6 | 10,8 | 11,3 | 11 | 12,9 | 13 |