Главная страница
Навигация по странице:

  • Исходные данные

  • Практическая работа № 12 Газлифтная добыча нефти

  • Приложение 1 Характеристики погружных центробежных насосов

  • МУ ПР ОНГМ-22. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г


    Скачать 0.99 Mb.
    НазваниеМетодические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г
    Дата08.02.2022
    Размер0.99 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаМУ ПР ОНГМ-22.docx
    ТипМетодические указания
    #355046
    страница9 из 11
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
    Тема: Фонтанная эксплуатация скважин

    Цель: Расчет фонтанного подъемника.

    Задача: Рассчитать диаметр фонтанного подъемника для следующих условий эксплуатации скважины:

    Исходные данные

    Варианты/

    параметры

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    Коэффициент продуктивностиКпр,т/(сутМПа)

    52

    51

    50

    53

    54

    55

    56

    57

    58

    59

    Глубина скважины L=Hб, м

    1420

    1430

    1440

    1450

    1460

    1440

    1430

    1420

    1410

    1400

    Давление насыщения,рнас, МПа

    10

    11

    10

    10

    11

    10

    10

    9

    9

    10

    Пластовое давление начальное, рплн МПа

    13

    13

    15

    12

    13

    14

    12

    13

    13

    12

    Пластовое давление текущее, рплт МПа

    11

    12

    13

    11

    12

    12,5

    11

    10

    12,5

    11

    Ср плотность нефти, рн, кг/м3

    750

    760

    758

    768

    765

    780

    760

    750

    780

    750

    Давление на устье Ру, МПа

    0,4

    0,5

    0,3

    0,3

    0,4

    0,3

    0,5

    0,4

    0,5

    0,3




    рзаб=рнас





    Ход работы

    1.Рассчитываем забойное давление исходя из формулы, МПа



    2.Рассчитываем дебит скважины для начала фонтанирования, т/сут



    3. Рассчитываем дебит скважины для оптимального режима работы скважины, т/сут



    4. Рассчитываем диаметр подъемника ( давление следует перевести в Па)



    где Qопт- подача подъемника на оптимальном режиме, т/сут

    dопт- диаметр подъемника на оптимальном режиме, мм

    Расчетный диаметр выбирается по ближайшему большему стандартному диаметру dст. (см. Приложение)

    5. Рассчитываем диаметр подъемника для работы на максимальном режиме (в начале фонтанирования).



    Если dмах>dст, то выбирают ближайший больший к dмах диаметр стандартных труб , если dмахст, то оставляем выбранный по оптимальному режиму.
    В выводе укажите диаметр рассчитанного подъемника.
    Приложение: Таблица 1

    Условный диаметр трубы, мм

    27

    33

    42

    48

    60

    73

    89

    102

    114

    Толщина стенки, мм

    3

    3.5

    3.5

    4.0

    5.0

    6.5  7.0

    8.0

    6.5

    7.0


    Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности «Д», «К» и «Е». Механические свойства которых приведены в таблице 2.
    Таблица 2

    Показатели

    Группа прочности стали

    Д

    К

    Е

    Временное сопротивление В, МПа

    655

    379

    699

    Предел текучести Т, МПа

    не менее




    491

    552

    не более

    552



    758

    Относительное удлинение , %, не менее

    14,3

    12,0

    13,0



    Практическая работа № 12

    Газлифтная добыча нефти

    По мере разработки месторождения условия эксплуатации сква­жин ухудшаются: обводняется продукция — увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высо­ковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии. А это приводит к наруше­нию условия фонтанирования, поэтому применение ППД продлевает период фонтанирования до на­ступления определенной обводненности nв, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100 %-ной обводненно­сти продукции.

    Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

    В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

    По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

    Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем.

    Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

    Существует две основные разновидности газлифта — периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система).

    Пусковым давлением называется максимальное давление в системе, соответствующее моменту времени, когда уровень жидкости в скважине достигает башмака НКТ.

    При расчете пускового давления рассматривают следующие случаи:

    Введем коэффициент Кп , учитывающий поглощение жидкости пластом.

    Под этим коэффициентом будем понимать отношение объема жидкости, поглощаемой пластом, к полному объему вытесняемой жидкости. Если поглощение жидкости пластом отсутствует, то Кп=0, если пласт поглощает вытесняемую жидкость полностью , то Кп=1. В реальных условиях 0< Кп <1.
    Тема: Газлифтная добыча нефти

    Цель: Научиться рассчитывать пусковые давления

    Задача: Рассчитать и сопоставить пусковые давления для однорядного подъемника при кольцевой и центральной системах.

    Исходные данные

    Варианты/параметры

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    Диаметр эксплуатационной колонны Dвн, м

    0,1321

    Диаметр подъемника dвн

    0,0403

    dнар

    0,0483

    Плотность жидкости, ρжкг/м3

    800

    850

    820

    810

    830

    850

    870

    900

    840

    860

    Коэффициент, учитывающий поглощение пластом Кп

    0; 0,3; 0,7; 1

    Высота статического уровня, h, м

    420

    430

    440

    450

    460

    420

    460

    450

    430

    440





    Ход работы:

    1. Рассчитать пусковые давления для подъемника при кольцевой системе для всех заданных значений Кп.

    1. Рассчитать пусковое давление

    , МПа

    2. Рассчитать пусковые давления для подъемника при центральной системе для заданных значений Кп.

    1. Рассчитать пусковое давление

    , МПа
    Сравнить пусковые давления при кольцевой и центральной системах. В выводе сделать анализ сравнения полученных результатов.

    Приложение 1

    Характеристики погружных центробежных насосов

     

    Шифр насоса

    Номинальные

    Рабочая область

    КПД,

    %

    Число ступеней

    Масса, кг

    подача, м3/сут

    напор,

    м

    подача, м3/сут

    напор, м

    ЭЦНИ5 - 40 - 850

    40

    940

    25- 70

    960 - 690

    37,8

    191

    185

    ЭЦН5 - 40 - 1400

    1475

    1510 - 1100

    38,0

    229

    313

    ЭЦНИ5 - 40 - 950

    860

    890 - 650

    38,0

    174

    170

    ЭЦН5 - 80 - 850

    80

    850

    60 - 115

    910 - 490

    49,8

    195

    205

    ЭЦН5 - 80 - 1200

    1195

    1280 - 695

     

    273

    286

    ЭЦНИ5 - 80 - 1550

    1500

    1520 - 1100

    48,0

    332

    312

    ЭЦН5 - 130 - 600

    130

    675

    85 - 160

    765 - 500

     

    164

    190

    ЭЦН5 - 130 - 1200

    1160

    1320 - 860

     

    282

    318

    ЭЦНИ5 - 130 - 1200

    1165

    1300 - 830

    40,0

    260

    280

    ЭЦНИ5А-100 - 1350

    100

    1300

    80 - 180

    1360 - 800

    49,0

    248

    288

    ЭЦН5А- 160 - 1100

    160

    1080

    125-205

    1225 - 710

    57,5

    226

    313

    ЗЦН5А- 160 - 1400

    1400

    1520 - 1000

    50,0

    275

    355

    ЭЦН5А-250 - 800

    250

    800

    190 - 330

    900 - 490

    59,5

    160

    375

    ЭЦН5А-250 - 1000

    1010

    190 - 350

    1110 - 625

    187

    432

    ЭЦН5А-360 - 600

    360

    570

    290 - 430

    670 - 440

    59,3

    150

    360

    ЭЦН5А-360 - 700

    660

    760 - 500

    162

    386

    ЭЦН5А-360 - 850

    850

    950 - : 680

    186

    456

    ЭЦН6 - 100 - 900

    100

    865

    75 - 145

    940 - 560

    48,0

    125

    220

    ЭЦНИ6 - 100 - 900

    900

    75 - 140

    995 - 610

    51,2

    123

    195

    ЭЦН6 - 100 - 1500

    1480

    80 - 165

    1580 - 780

    41,1

    212

    335

    ЭЦНИ6 - 100 - 150

    1460

    75 - 140

    1560 - 950

    51,3

    192

    300

    ЭЦН6 - 160 - 850

    160

    855

    130 - 185

    930 - 750

    56,5

    125

    198

    ЭЦНИ6 - 160 - 750

    740

    830 - 605

    57,0

    109

    182

    ЭЦН6-160 - 1100

    1150

    1260 - 980

    56,5

    177

    275

    ЭЦНИ6 - 160 - 11 (И

    1060

    1195 - 875

    57,0

    158

    242

    ЭЦН6 - 160 - 1450

    1580

    1740 - 1380

    56,5

    247

    382

    ЭЦНИ6 - 160 - 145

    1385

    1550 - 1140

    57,8

    222

    338

    ЭЦН6 - 250 - 800

    250

    785

    200 - 330

    850 - 550

    62,0

    125

    240

    ЭЦНИ6 - 250 - 800

    850

    190 - 320

    920 - 615

    61,0

    133

    238

    ЭЦН6 - 250 - 1050

    1140

    200 - 330

    1230 - 820

    62,0

    183

    386

    ЭЦНИ6 - 250 - 1050

    1080

    190 - 320

    1175 - 815

    61,0

    170

    333

    ЭЦН6 - 250 - 1400

    1385

    200 - 330

    1490 - 960

    62,0

    229

    424

    ЭЦН6 - 350 - 650

    350

    620

    280 - 440

    685 - 400

    64,0

    90

    280

    ЭЦНИ6 - 350 - 650

    690

    230 - 430

    700 - 470

    51,8

    106

    261

    ЭЦН6 - 350 - 850

    840

    280 - 440

    925 - 510

    64,0

    125

    390

    ЭЦНИ6 - 350 - 850

    850

    230 - 430

    1000 - 530

    49,6

    149

    371

    ЭЦНИ6 - 350 - 1100

    1000

    260 - 430

    1170 - 710

    61,5

    154

    455

    ЭЦН6 - 500 - 450

    500

    445

    350 - 680

    530 - 260

    62,5

    84

    286

    ЭЦНИ6 - 500 - 450

    415

    300 - 600

    558 - 328

    .50,0

    93

    250

    ЭЦН6-500 - 750

    775

    350 - 680

    905 - 455

    62,5

    143

    477

    ЗЦНИ6 - 500 - 750

    750

    420 - 650

    860 - 480

    60,0

    145

    462

     
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


    написать администратору сайта