ОТЧЕТ О ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Отчет о практической работе по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

• Название: Отчет о практической работе по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
• Анкор: ОТЧЕТ О ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
• Дата: 23.06.2022
• Размер: 236.43 Kb.
• Имя файла: Otchyot_Nizaev_ZNB17-04B.docx
• Тип: Отчет; #612669
• страница: 1 из 4

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт нефти и газа
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

ОТЧЕТ О ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ

по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»


Доцент В. Н. Арбузов

подпись, дата

Студент ЗНБ17 - 04Б, 081729738 И. Н. Низаев

подпись, дата

Красноярск 2021

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ 2

1 Выбор способа эксплуатации скважин 3

2 Расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважин 10

2.1 Расчета глубины спуска НКТ при фонтанной эксплуатации скважин 10

2.2 Расчет глубины спуска ступенчатой НКТ при фонтанной эксплуатации скважин 13

2.3 Расчет глубины спуска остеклованных НКТ при фонтанной эксплуатации скважин 15

2.4 Расчет диаметра штуцера для фонтанирующей скважины 17

2.5 Расчет минимального забойного давления фонтанирования 18

3 Технологические расчеты при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН) 21

3.1 Подбор ЭЦН в скважину 21

3.2 Оценка оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ЭЦН 27

3.3 Расчет погружения насоса под динамический уровень 28

3.4 Расчет габаритов УЭЦН, скорости охлаждающей жидкости и удельного расхода электроэнергии 33

1 Выбор способа эксплуатации скважин

Классифицировать наклонно-направленную добывающую скважину № 21 Ярактинского месторождения для следующих условий эксплуатации: пластовое давление Р_пл = 31 МПа, статический уровень H_ст = 190 м, коэффициент продуктивности К = 12 м³/сут (МПа), допускаемое забойное давление Р_заб = 10 МПа, плотность нефти ρ_н = 891 кг/м³. Скважина безводная, газовый фактор пренебрежимо мал. Используя ранговый подход, провести предварительный выбор механизированного способа эксплуатации скважины, с учетом дополнительных условий: пластовая температура T_пл = 72 °С, содержание механических примесей в продукции скважины свыше 1%. На месторождении имеется мощный источник природного газа.

Расчеты провести для следующих способов эксплуатации:

- штанговая скважинная насосная установка (ШСНУ),

- установка электроцентробежного насоса (УЭЦН),

- гидропоршневая насосная установка (ГПНУ),

- установка струйного насоса (УСН),

- компрессорный газлифт,

- бескомпрессорный газлифт,

- комбинированная система «Тандем».
Данные по различным способам эксплуатации, необходимые для проведения вычислений, представлены в таблицах 1 и 2.
Решение:
1. Исходя из заданных параметров, вычисляем дебит скважины
(1.1)

2. рассчитываю динамический уровень нефти в скважине:
(1.2)

Руководствуясь значениями представленными на рисунке 1.1, сделаю вывод. Данная скважина относится к высокодебитным глубоким скважинам, так как дебит данной скважины составляет 252 м³/сут, а высота подъема 2592 м.



Рисунок 1.1 - Классификация добывающих скважин по дебиту и высоте подъема
Пользуясь значениями, представленными в таблице 1.1.1, рассчитаю обобщенные X-параметры для всех способов эксплуатации, учитывая следующие частные х-параметры: х₁, х₄, x₇, х₈, х₉, х₁₀, x₁₁, x₁₃, x₁₅, x₁₇, х₁₈, х₁₉, x₂₀, x_21, x₂₂, x_23, x₂₄, x₂₅, x₂₆.
Таблица 1.1.1 - Оценки частных Х-параметров

Частные х-параметры	Оценка для способа эксплуатации скважины
	ШСНУ	УЭЦН	ГПНУ	УСН	Газлифт
					Компрессорный	Бес компрессорный	ТандемУЭЦН + СН
Эксплуатация высокодебитных скважин x1	2	4	2	4	4	4	4
Эксплуатация среднедебитных скважин x2	3	4	3	4	4	4	4
Эксплуатация низкодебитных скважин х3	4	1	4	4	0	0	4
Эксплуатация глубоких скважин х4	1	4	4	4	4	4	4
Эксплуатация скважин средней глубины x5	3	4	4	4	4	4	4
Эксплуатация неглубоких сква­жин х6	4	4	4	4	4	4	4
Длительная безотказная работа и достижение высокого коэффици­ента эксплуатации скважин х7	2	3	3	4	3	4	3
Исследование скважин x8	3	2	2	3	4	3	3

Продолжение таблицы – 1.1.1

Частные х-параметры	Оценка для способа эксплуатации скважины
	ШСНУ	УЭЦН	ГПНУ	УСН	Газлифт		ТандемУЭЦН + СН
					Компрессорный	Бес компрессорный
Автоматизация добычи, регулирование параметров и диспетчерский контроль x9	2	4	3	4	3	1	4
Совершенствование технологических процессов добычи нефти х10	2	2	3	3	3	1	4
Повышение эффективности способа добычи нефти x11	1	3	3	3	2	2	3
Одновременная раздельная экс­плуатация x12	2	2	2	2	3	2	3
Эксплуатация искривленных и наклонно-направленных скважин x13	1	3	4	4	1	1	3
Эксплуатация оборудования с температурой окружающей жидкости в скважине до 70 °С x14	3	3	3	4	4	4	3
Эксплуатация оборудования с температурой окружающей жидкости в скважине свыше 70 °С х15	2	2	3	4	4	4	2
Эксплуатация скважин, продук­ция которых содержит до 1 % механических примесей x16	2	3	1	4	4	4	3
Эксплуатация скважин, продукция которых содержит свыше 1 % механических примесей x17	0	0	0	4	3	3	0
Эксплуатация скважин при отло­жении солей и коррозии погружного оборудования x18	1	1	1	2	2	2	1
Эксплуатация обводненных сква­жин x19	2	3	2	4	2	2	3
Форсированные отборы жидко­сти x20	1	4	1	4	2	2	4
Эксплуатация скважин при повышенном объемном газосодержании у приема погружного оборудования x21	2	3	2	4	4	4	4

Продолжение таблицы – 1.1.1

Частные х-параметры	Оценка для способа эксплуатации скважины
	ШСНУ	УЭЦН	ГПНУ	УСН	Газлифт		ТандемУЭЦН + СН
					Компрессорный	Бес компрессорный
Эксплуатация скважин с повышенным содержанием парафина в ее продукции x22	2	3	2	3	1	1	3
Подъем жидкости повышенной вязкости (до 1 Па*с) х23	2	1	2	4	2	2	3
Эксплуатация скважин с высоким противодавлением на устье x24	3	3	3	3	2	2	3
Эксплуатация скважин в сложных природно-климатических условиях и на море x25	1	2	2	2	2	3	2
Эксплуатация скважин уменьшенного диаметра x26	2	2	1	1	4	4	2

(1.3)
ШСНУ
0
УЭЦН

ГПНУ

УСН

Газлифт компрессорный

Газлифт бескомпрессорный

Тандем

Используя данные представленные в таблице 1.1.2, рассчитаю обобщенные Y-параметры.
Таблица 1.1.2 - Оценки частных Y-параметров

Частные х-параметры	Оценка для способа эксплуатации скважины
	ШСНУ	УЭЦН	ГПНУ	УСН	Газлифт		ТандемУЭЦН + СН
					Компрессорный	Бес компрессорный
Эксплуатационная надежность y1	2	3	2	3	2	3	3
Удобство и простота обслуживания y2	2	3	2	2	2	3	3
Энергетическая эффективность (КПД) y3	2	2	2	2	1	1	3
Гибкость системы y4	1	3	2	2	2	2	3
Деэмульсационная способность продукции обводненных скважин y5	1	2	2	3	1	2	3
Простота обустройства скважины y6	1	3	1	1	1	3	3
Эффективность начальных капи­тальных вложений у7	2	3	2	2	2	3	3
Эффективность использования ме­талла (величина, обратная метал­лоемкости) y8	1	3	1	1	1	3	3

(1.4)
ШСНУ



УЭЦН

ГПНУ

УСН

Газлифт компрессорный

Газлифт бескомпрессорный

Тандем

Рассчитаю обобщенные параметры Z:
(1.5)

УСН

Газлифт компрессорный

Газлифт бескомпрессорный

По результатам расчётов могу сделать вывод. Для условий, рассматриваемой скважины наилучший способ эксплуатации скважины - установка струйно-насосная (УСН), так как для него обобщенный параметр Z наибольший.

Бескомпрессорный газлифт немногим уступает УСН, не исключено, что этот способ может эксплуатироваться, при определённых условиях, например при эксплуатация скважин уменьшенного диаметра.

ШСНУ, УЭЦН, ГПНУ, Тандем - эксплуатация этими способами неприменима в рассматриваемых условиях, так как частный параметр «Х» равен нулю.