Задачи по дисциплине Технология добычи нефти и газа в осложненных условиях. задачи вар5. Задание 1 Добывающая скважина эксплуатируется установкой погружного электроцентробежного насоса. Исходные данные

• Название: Задание 1 Добывающая скважина эксплуатируется установкой погружного электроцентробежного насоса. Исходные данные
• Анкор: Задачи по дисциплине Технология добычи нефти и газа в осложненных условиях
• Дата: 30.11.2022
• Размер: 71.93 Kb.
• Имя файла: задачи вар5.docx
• Тип: Документы; #821053

Задание № 1
Добывающая скважина эксплуатируется установкой погружного электроцентробежного насоса.
Исходные данные:

Вариант № 5

• 
  глубина скважины L_с = 2400 м;
  
• 
  глубина спуска ЭЦН Н_н = 1600 м;
  
• 
  внутренний диаметр скважины D_т = 0,1503 м;
  
• 
  внутренний диаметр НКТ d_вн = 0,0503 м;
  
• 
  пластовая температура t_пл = 90 °С;
  
• 
  температура на устье скважины t_у = 14,5 °С;
  
• 
  дебит скважины (массовый) Q_м= 50 т/сут;
  
• 
  обводненность n₀ = 0;
  
• 
  вязкость дегазированной нефти при 20 °С ₂₀ = 50 мПа • с;
  
• 
  вязкость дегазированной нефти при 50 °С ₅₀ ⁼ 5 мПа • с;
  
• 
  газовый фактор Г₀ = 40 м³/м ;
  
• 
  давление у приема ЭЦН выше давления насыщения.
  

Задание

1. 
   Рассчитать повышение температуры продукции скважины на выходе из установки погружного центробежного электронасоса за счет нагрева ее от работающего погружного агрегата.
   
2. 
   Оценить влияние повышения температуры на вязкость газонасыщенной нефти на выходе из установки.
   

Решение
Первоначально рассчитываем температуру в скважине t_с перед установкой ЭЦН на глубине 1600 м от устья или на расстоянии 800 м от забоя по (1.3):


Так как нефть безводная, то с = 2100 Дж/(г • °С):


Таким образом, температура в скважине перед установкой ЭЦН составляет t_с = 36,38 °С. Для расчета температуры на выходе из установки ЭЦН t_вых воспользуемся зависимостью (1.3). записанной в виде (1.6):


Таким образом, температура нефти за счет работы погружного агрегата повышается на

t = t_вых - t_с = 44,55 - 36,38= 8,17 °С.
Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти _нт при текущей температуре t по формуле (1.5). При температуре в скважине перед установкой ЭЦН t_с = 36,38 °С


Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти при температуре t_вых = 44,55 °С:


Следовательно, за счет нагрева от работающею погружного агрегата вязкость газонасыщенной нефти снизилась с 6,89 до 3,95 мПа • с, т.е. в 1,69 раза.

Задание № 3

Определение диаметра подъемных труб.
Исходные данные:

Вариант № 5

• 
  глубина скважины L_с = 2400 м;
  
• 
  плотность газа _г = 2,20 кг/м³;
  
• 
  забойное давление Р_заб = 34,60 MПа;
  
• 
  давление на устье Р_у = 27,64 МПа;
  
• 
  температура на забое Т_заб = 318 К;
  
• 
  температура на устье Т_у =308,35 К;
  
• 
  температура стандартная Т_ст= 293 К;
  
• 
  дебит газа V_г = 1,46 * 10³ тыс. м³/сут;
  
• 
  динамическая вязкость газа _г = 1,2 * 10^-5 Па • с;
  
• 
  коэффициент сжимаемости газа на забое Z_заб = 0,880;
  
• 
  коэффициент сжимаемости газа средний Z_ср = 0,811;
  
• 
  твердые частицы диаметром d_т = 0,002 м.
  

Задание

1. 
   Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы.
   
2. 
   Рассчитать оптимальный диаметр подъемника, если в продукции скважины содержится также жидкая фаза.
   
3. 
   Рассчитать внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике.
   

Решение

1. 
   Рассчитываем по формуле (3.3) параметр Архимеда, исходя из условий задачи:
   

Так как A_r = 1 018 183 >83 000, то режим течения, в соответствии с (3.6), турбулентный, а критическую скорость рассчитываем по формуле (3.9):

По формуле (3.1) определяем W_г' = 1,2*8,06 = 9,67 м/с.
Внутренний диаметр подъемника вычисляем по формуле (3.11):


Выбираем трубы с условным диаметром 89 мм; их внутренний диаметр d_вн = 0,0729 м.

2. 
   Критическую скорость выноса жидких капель вычисляем по формуле (3.12):
   

По формуле (3.1) рассчитываем: W_г' = 1,2*W_кр = 1,2*6,51 = 7,81 м/с.

По формуле (3.11) находим диаметр подъемника, обеспечивающий вынос жидкости из скважины:

Учитывая, что в соответствии с (3.11) внутренний диаметр подъемника 0,0715 < 0,0729, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 89 мм, d_вн = 0,0729 м.

3. 
   Рассчитываем внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике.
   

По формуле (3.16) вычисляем Т_ср ‑ среднюю температуру в скважине, К:

Находим s - показатель степени:


Рассчитываем  - коэффициент гидравлического сопротивления:

Внутренний диаметр подъемника газовой скважины d_вн рассчитываем по формуле (3.13):

Внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике, равен = 0,0894 мм.
Задание_№_4_Рассчитать_минимальный_дебит_обводненной_газовой_скважины.Исходные_данные:Вариант_№_5'>Задание № 4
Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины.
Исходные данные:

Вариант № 5

• 
  внутренний диаметр скважины d_вн = 0,0503 м:
  
• 
  забойное давление Р_заб =13,4 МПа;
  
• 
  температура на забое Т_заб = 323 К;
  
• 
  коэффициент сжимаемости на забое Z = 0,84.
  

Задание

1. 
   Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки.
   
2. 
   При каком минимальном дебите газовой скважины не будет происходить осаждения конденсата на забое скважины?
   

Решение
1. Вычисляем по формуле (4.2) минимальную скорость газа, при которой не происходит осаждения водяных капель:

По (4.1) рассчитываем минимальный дебит газа:

или

Таким образом, минимальный дебит данной газовой скважины, при котором не будет образования водяной пробки на забое, равен 31 044 м³/сут.


2. Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность, вычисляем но формуле (4.3):

Определяем по (4.1) минимальный дебит газа:

или


Задание № 7
Исходные данные:

Вариант № 5

• 
  глубина скважины L_с = 2300 м;
  
• 
  осадная колонна с внутренним диаметром D_вн = 0,1503 м;
  
• 
  плотность технической воды r_в = 1000 кг/м³;
  
• 
  степень аэрации пены a = 50;
  
• 
  пенообразователь - водный раствор сульфанола 0,1 % концентрации (1 кг сульфанола + 1000 кг воды);
  
• 
  колонна НКТ спущена до забоя H = 2350 м;
  
• 
  колонна НКТ d_нap =0,089 м, d_вн = 0,076 м;
  
• 
  в скважину закачивается двухфазная пена; водный раствор сульфанола и газ с плотностью r_{г ст} = 1,205 кг/м³;
  
• 
  максимальное давление сжатия газа Р = 8 МПа (УКП-80);
  
• 
  средняя температура в скважине t = 42 °С,
  
• 
  коэффициент сверхсжимаемостн газа z = 1;
  
• 
  расход воды Q_в = 0,012 м³/с (4АН-700);
  
• 
  коэффициент гидравлических сопротивлений при движении пены l = 0,03.
  

Задание
Рассчитать давление закачки пены в скважине.
Решение
Рассчитываем j по формуле (7.6):

• нисходящий поток:


• восходящий поток:



Вычисляем по (7.9) плотность пены:

• нисходящий поток:


• восходящий поток:


Определяем по (7.15) расход пены:


Рассчитываем по (7.13) и (7.14) скорости:



Вычисляем по формулам (7.10-7.12) соответствующие трахеиты потерь давления:
• в трубах и кольцевом зазоре (нисходящий поток):


• трубах и кольцевом зазоре (восходящий поток):


• трубах (нисходящий поток):


• трубах (восходящий поток):


• кольцевом зазоре (нисходящий поток):


• кольцевом зазоре (восходящий поток):


В соответствии с (7.16) давление при прямой закачке

или (при Р_укз = 0,1 МПа)

В соответствии с (7.17) давление при обратной закачке

или (при Р_ут = 0,1 МПа.)

Таким образом, в данном конкретном случае давление при прямой закачке пены практически равно давлению при обратной закачке пены.

При отключении насосного агрегата и компрессора произойдет выравнивание гидростатического давления в трубах и кольцевом зазоре и средний градиент потерь давления от действия гидростатического столба иены в скважине составит

В этом случае забойное давление
Р_заб = 2308,49 • 2350 • 10^-6 + 0,1 = 5,52 М Па.
Забойное давление в заглушенной до устья водой скважине
Р_заб = 10^-6 • 1000 • 9.81 • 2350 + 0,1 = 23,15 МПа.
Таким образом, за счет замены в скважине воды на пену забойное давление снизилось на 17,63 МПа.


Задание №9
Исходные данные:

Вариант № 5

• 
  диаметр эксплуатационной колонны D_вн = 0,1321 м;
  
• 
  внутренний диаметр подъемника d_вн = 0,0403 м;
  
• 
  наружный диаметр подъемника d_нар= 0,0483 м;
  
• 
  коэффициент, учитывающий поглощение пластом К_п = 0; 0,3; 0,7; 1;
  
• 
  погружение под статический уровень жидкости h = 480 м;
  
• 
  плотности жидкости _ж = 814 кг/м³.
  

Задание

1. 
   Рассчитать и сопоставить пусковые давления для однорядного подъемника при кольцевой и центральной системах.
   
2. 
   Рассчитать пусковые давления, если подъемник двухрядный, а диаметры воздушной колонны d_в.вн = 0,0759 м и d_в.нар = 0,0889 м.
   
3. 
   Проанализировать пусковые давления для однорядного и двух­рядного подъемников.
   

Решение
1) Рассчитываем пусковые давления при кольцевой системе закачки соответственно при К_п = 0; 0,3; 0,7; и 1:





Соответствующие пусковые давления при центральной системе:




Таким обратом, в данной скважине пусковые давления при кольцевой системе закачки примерно на порядок выше, чем при центральной, за исключением случая, когда при спуске пласт полностью поглощает жидкость. Тогда давления одинаковы.
2) Рассчитываем пусковые давления для двурядного подъемника при кольцевой системе закачки соответственно при К_п = 0; 0,3; 0,7; и 1:





Соответствующие пусковые давления при центральной системе:







Таким обратом, в данной скважине пусковые давления для двурядного подъемника при центральной системе закачки немного выше, чем при кольцевой, за исключением случая, когда при спуске пласт полностью поглощает жидкость. Тогда давления одинаковы.
3) Анализируя пусковые давления для однорядного и двухрядного подъемников, можно сделать вывод, что на данной скважине применение однорядного подъемника с центральной системой наиболее приемлемо.