Практическая часть Исходные данные для задания 1

№	Наименование параметра	Вариант – 21
1	№ скв - индивидуальный	-
2	Глубина скважины Нскв, м, индивидуально	-
3	Диаметр обсадной колонны, D х s, мм	168х10
4	Буферное давление, МПа	0,4
5	Дебит скважины, м3/сут	350
6	Способ эксплуатации	ЭЦН
7	Способ управления задвижками	Дистанционно
8	Содержание песка в %	0,8
9	Климатическая зона	Холлодная
10	Агрессивность среды	СО2 < 6
11	Уменьшение толщины стенки от действия коррозии в год, м	3 * 10-6

Исходные данные для задания 2

№	Наименование параметра	Вариант – 15
1	Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра, м	2300
2	Пластовое давление, МПа	22
3	Забойное давление, МПа	15,5
4	Давление насыщения, МПа	9
5	Устьевое давление, МПа	0,8
6	Диаметр экс. колонны, мм	168
7	Коэффициент продуктивности, м3/сут МПа	16,8
8	Плотность нефти, кг/м3	840
9	Плотность воды, кг/м3	1100
10	Обводненность, %	20

Исходные данные для задания 3

№	Наименование параметра	Вариант – 15
1	Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра, м	1880
2	Диаметр эксплуатационной колонны, мм	146
3	Пластовое давление, МПа	17,2
4	Забойное давление, МПа	8,8
5	Устьевое давление, МПа	1,4
6	Рабочее давление, МПа	8,9
7	Газовый фактор, м3/т	60
8	Коэффициент растворимости газа в нефти, 1/МПа	7,0
9	Коэффициент продуктивности, м3/сут	38
10	Плотность смеси нефти и газа, кг/см3	880
11	Статический уровень жидкости, м	300
12	Обводненность, %	50

Задание 1

1. Схема фонтанной арматуры представлена на рисунке 11.

Рисунок 11 – Схема фонтанной арматуры согласно варианту

2. Шифр фонтанной арматуры – Арматура фонтанная АФ3-150/60х0,4 ГОСТ 13846-89, где АФ – арматура фонтанная; 3 – номер типовой схемы; 150 – условный проход ствола, мм; 89 – условный проход боковых отводов, мм; 0,4 – рабочее давление, МПа.

Задание 2

1. Определили глубину спуска труб в зависимости от типа скважины. При Р_заб > Р_нас начинает выделяться газ из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:

2. Диаметр фонтанных труб рассчитали по формуле А.А. Крылова из условия минимальных потерь давления в колонне, при оптимальном режиме для конца фонтанирования:

3. По найденному расчетному значению, по внутреннем диаметру выбрали ближайший меньший стандартный диаметр по ГОСТ 3845-75 – 89 мм.

4. Выберем тип труб – гладкие трубы.

5. Выясняем возможность спуска труб в эксплуатационную колонну. Максимальный диаметр спускаемых в скважину труб не должен превосходить 168 мм для эксплуатационной колонны и 89 мм для фонтанных труб.

В нашем случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 168 мм и фонтанных труб 89 мм.

6. Материал труб подбираем, исходя из расчета на растяжение собственной силы тяжести. Зададим группу прочности – D – и примем значение страгивающей нагрузки для труб – 44,6 Тс.

7. Определили предельную глубину спуска труб по формуле:

Задание 3

Для однорядного газлифтного подъемника кольцевой системы определить глубину ввода газа (длину подъемных труб), диаметр труб, расход, газа, выяснить необходимость применения пусковых клапанов. При расчете показателей газлифтной эксплуатации скважин воспользуемся аналитической методикой А.П. Крылова.

1. Определим дебит скважины по уравнению притока, при n = 1.

2. Длина подъемных труб (глубина ввода газа при использовании рабочего галифтного клапана) при :

3. Диаметр для газлифтного подъемника определим так же, как для фонтанной арматуры.

4. Рассчитаем оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) по формуле:

5. Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа:

6. Cуточный расход газа:

7. Выясняем необходимость применения пусковых клапанов. Для этого определяем пусковое давление для однорядного подъемника кольцевой системы по формулам:

Н_ст = 300 > 0

8. Пусковое давление определим по формуле:

– необходимо применять газлифтные клапаны