Практическая работа №8 Тема: «Технология добычи нефти и газа»
Задача 1
Произвести расчет фонтанного подъемника.
Данные приведены в таблице 1.
Расчет фонтанного подъемника сводится к определению длины, диаметра и группы прочности стали колонны фонтанных труб.
1) Определяют глубину спуска труб в зависимости от типа скважин.
При Pзаб > Pнас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину, определяемую по формуле:
,
м (1)
где ρсм – плотность смеси, определяется по формуле (2).
ρсм = ρв·nв + ρн·(1 – nв) (2)
При Pзаб≤Pнас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра:
L = Hф
На практике, исходя из технологических соображений (промывка, освоение скважин) трубы обычно опускают до верхних отверстий фильтра.
2) Диаметр фонтанных труб можно определить по формуле А.П.Крылова из условия минимальных потерь давления в колонне, при оптимальном режиме для конца фонтанирования:
,
мм (3)
где P₁ = Pнас, если Pзаб > Pнас;
P₁ = Pзаб, если Pзаб ≤ Pнас;
ρж = ρн, если nв = 0;
ρж = ρсм, если nв > 0.
Q – дебит скважины определяют по формуле 4.
Так, как дебит скважины главным образом регулируется изменением депрессии на пласт, то можно использовать формулу притока:
Q
= K·(Pпл
– Pзаб)
,
т/сут, (4)
где n – показатель степени, зависящий от условий фильтрации и составляющий 1…0,5, принимаем n = 1;
K – коэффициент продуктивности, т/сут·МПа.
3) По найденному расчетному значению, по внутреннему диаметру, выбирают меньший стандартный ближайший диаметр по таблице характеристик труб. Записывают условный диаметр выбранных труб.
Таблица 1
Условный диаметр труб, мм |
Наружный диаметр труб, мм |
Толщина стенки, мм |
Внутренний диаметр, мм |
Трубы гладкие |
|||
48 60 73
89 102 114 |
48,3 60,3 73,0
88,9 101,6 114,3 |
4,0 5,0 {5,5 7,0 6,5 6,5 7,0 |
40,3 50,3 62,0 59,0 76,0 88,6 100,3 |
Трубы с высаженными наружу концами |
|||
33 42 48 60 73
89
102 114 |
33,4 42,2 48,3 60,3 73,0
88,9
101,6 114,3 |
3,5 3,5 4,0 5,0 {5,5 7,0 {6,5 8,0 6,5 7,0 |
26,4 35,2 40,3 50,3 62,0 59,0 76,0 73,0 88,6 100,3 |
4) Выбирают тип труб: гладкие или с высаженными наружу концами. Предпочтение отдают гладким трубам.
5) Выясняют возможность спуска труб в эксплуатационную колонну, руководствуясь следующими соотношениями диаметров эксплуатационных колонн и НКТ:
при 146 мм эксплуатационной колонне – не более 73 мм,
при 168 мм эксплуатационной колонне – не более 89 мм.
6) Материал труб подбирают, исходя из расчета на растяжение от собственной силы тяжести. Для этого задаются группой прочности стали, например D, и выписывают значения страгивающей нагрузки для труб, Pстр или нагрузки, при которой напряжение в 52 трубах достигает предела текучести Pт, в зависимости от типа и диаметра труб (О-15 стр.91 – 96; О-16 стр.22 – 24).
Определяют предельную глубину спуска труб по формуле:
- для гладких труб:
,
м (5)
- для труб с высаженными концами:
,
м (6)
где K - коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1,5;
q – вес одного погонного метра труб, Kн
q = m·g·10⁻³ (7)
где m – масса 1 п. м. труб, кг;
g – ускорение свободного падения, м/с².
Если L доп > L, то выбранная группа прочности стали удовлетворяет условию прочности.
Если Lдоп < L, то для оставшейся секции колонны труб, длинной
= L
-
L
доп,
берут более прочную сталь, например K.
Допускается длина секции из стали K:
- для гладких труб:
,
м (8)
- для труб с высаженными концами:
,
м (9)
Таблица 2
Наименование исходных данных |
Варианты |
||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м |
1600 |
1650 |
1700 |
1750 |
1800 |
1850 |
1900 |
1950 |
2000 |
2050 |
2100 |
2150 |
2200 |
2250 |
2300 |
Пластовое давление Pпл, МПа |
17 |
17,8 |
18,5 |
19 |
19,8 |
20 |
21 |
22 |
18 |
18,7 |
19,3 |
20,5 |
21 |
22 |
22 |
Забойное давление Pзаб, МПа |
11 |
11,8 |
12,3 |
13 |
12,8 |
13 |
13 |
15 |
11 |
12 |
13,3 |
14 |
15 |
16 |
15,5 |
Давление насыщения Pнас, МПа |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9
|
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
Устьевое давление Pу, МПа |
1,2 |
1,0
|
1,3 |
1,4 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,0 |
0,8 |
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
168 |
146 |
168 |
Плотность нефти ρн, кг/м³ |
800 |
820 |
810 |
840 |
850 |
800 |
810 |
820 |
830 |
840 |
850 |
800 |
810 |
820 |
840 |
Плотность воды ρв, кг/м³ |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
Обводненность nв, % |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |
20 |
Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа |
8,3 |
10,5 |
13,0 |
15,2 |
18,0 |
21,4 |
25,0 |
30,4 |
33,0 |
28,0 |
26,8 |
32,5 |
23,4 |
35,0 |
16,8 |
Продолжение таблицы 2
Наименование исходных данных |
Варианты |
||||||||||||||
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
|
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м |
1720 |
1770 |
1820 |
1870 |
1920 |
1970 |
1600 |
1650 |
1700 |
1750 |
1800 |
1850 |
1900 |
1950
|
2000 |
Пластовое давление Pпл, МПа |
14,2 |
14,7 |
15,2 |
15,7 |
16,2 |
16,7 |
17 |
17,9 |
18,6 |
19,1 |
19,5 |
20,1 |
21 |
22,2 |
18,3 |
Забойное давление Pзаб, МПа |
8,6 |
8,8 |
9,1 |
9,3 |
9,6 |
9,9 |
11,1 |
11,7 |
12,2 |
13,3 |
12,7 |
13,1 |
13,2 |
14,8 |
11,5 |
Давление насыщения Pнас, МПа |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
9 |
Устьевое давление Pу, МПа |
1,0 |
1,0
|
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,2 |
1,0 |
1,3 |
1,4 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
0,8 |
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
Плотность нефти ρн, кг/м³ |
800 |
810 |
820 |
830 |
840 |
850 |
800 |
810 |
820 |
830 |
840 |
850 |
800 |
810 |
820 |
Плотность воды ρв, кг/м³ |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
1100 |
Обводненность nв, % |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа |
14,3 |
21,4 |
25,0 |
32,1 |
39,3 |
30,4 |
8,3 |
10,5 |
13,0 |
15,2 |
18,1 |
21,3
|
25,2 |
30,3 |
33,2 |
Задача 2
Для однорядного газлифтного подъемника кольцевой системы определите глубину ввода газа (длину подъемных труб), диаметр труб, расход газа, выясните необходимость применения пусковых клапанов. Данные приведены в таблице 3.
При расчете показателей газлифтной эксплуатации скважины воспользуемся аналитической методикой А.П.Крылова.
1) Определяют дебит скважины по уравнению притока, при n = 1. В данном случае дебит ограничен заданным забойным давлением:
Q = K·(Pпл – Pзаб) , т/сут (10)
2) Длина подъемных труб (глубина ввода газа при использовании рабочего газлифтного клапана):
При Pзаб > P₁:
(11)
где P₁- давление у башмака труб, принимают обычно на 0,3…0,4 МПа меньше рабочего давления.
P₁ = Pр – 0,4 МПа.
При Pзаб < P₁:
L=Hф–∆h, (12)
где ∆h – расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака труб, м.
Принимается условно (∆h = 30…50м) из технологических соображений установка пакера; для того, чтобы закачиваемый газ не мешал нормальному притоку нефти и др.
3) Диаметр для газлифтного подъемника определяют, так же как и для фонтанного:
, мм (13)
Давление P₁ в формуле (13) в данном случае равно давлению у башмака труб.
4) Определяют полный оптимальный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) по формуле:
(14)
где ε – относительное погружение труб под уровень жидкости.
(15)
5) Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа:
R о.нагн = Rо.опт – Gэф, м³/т (16)
где Gэф – эффективный газовый фактор, м³/т.
(17)
где Pо – атмосферное давление, МПа.
Pо = 0,1 МПа.
6) Суточный расход газа:
Vо.зак = Rо.нагн·Q, м³/сут (18)
7) Выясняют необходимость применения пусковых клапанов, для этого определяют пусковое давление для однорядного подъемника кольцевой системы по формулам:
При Hст = 0:
Pпуск = L·ρсм·g·10⁻⁶, МПа (19)
При H ст > 0 – вначале определяют превышение уровня жидкости в НКТ над статическим уровнем при продавливании по формуле:
∆
,
м (20)
если ∆H>Hст, то пусковое давление определяют по формуле (19);
если ∆H<Hст:
,
МПа (21)
Если Pпуск > Pр – необходимо применять газлифтные клапаны.
Таблица 3
Наименование исходных данных |
Варианты |
||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф,м |
1600 |
1650 |
1680 |
1710 |
1760 |
1800 |
1830 |
1880 |
1910 |
1950 |
1980 |
1750 |
1810 |
1850 |
1900 |
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
Пластовое давление Pпл, МПа |
14 |
14,4 |
14,8 |
15,3 |
15,8 |
16,2 |
17 |
17,5 |
14,5 |
15 |
15,5 |
16 |
16,5 |
17,2 |
17,8 |
Забойное давление Pзаб, МПа |
8 |
8,2 |
8,4 |
8,6 |
8,8 |
9 |
9,2 |
9,4 |
7,8 |
8,4 |
8 |
8,9 |
9,3 |
9,5 |
9,8 |
Устьевое давление Pу, МПа |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
Рабочее давление Pр, МПа |
8 |
8,2 |
8,4 |
8,6 |
8,8 |
9 |
8,8 |
8,6 |
8,4 |
8,2 |
8 |
8,6 |
8,8 |
9 |
9,2 |
Газовый фактор G, м³/т |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
Коэффициент растворимости газа в нефти αр, 1/МПа |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа |
12 |
14 |
16 |
18 |
20 |
22 |
24 |
26 |
28 |
30 |
32 |
34 |
36 |
38 |
40 |
Плотность смеси ρсм, кг/м³ |
850 |
860 |
870 |
880 |
890 |
900 |
900 |
850 |
860 |
870 |
880 |
890 |
900 |
850 |
860 |
Статический уровень жидкости Hст,м |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
Обводненность продукции скважины nв, % |
0 |
10 |
15 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
20 |
Продолжение таблицы 3
Наименование исходных данных |
Варианты |
||||||||||||||
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
|
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м |
1720 |
1770 |
1820 |
1870 |
1920 |
1970 |
1640 |
1660 |
1690 |
1720 |
1780 |
1810 |
1840 |
1870 |
1900 |
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
Пластовое давление Pпл, МПа |
14,2 |
14,7 |
15,2 |
15,7
|
16,2 |
16,4 |
14,2 |
14,5 |
14,9 |
15,5 |
15,7 |
16 |
16,8 |
17 |
17,2 |
Забойное давление Pзаб, МПа |
8,6 |
8,8 |
9,1 |
9,3 |
9,6 |
9,9 |
8 |
8,3
|
8,4 |
8,5 |
8,6 |
8,8 |
9 |
9,1 |
9,4 |
Устьевое давление Pу, МПа |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
1 |
1,2 |
Рабочее давление Pр, МПа |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8 |
8,3 |
8,4 |
8,5 |
8,6 |
8,8 |
9 |
9,1 |
8,6 |
Газовый фактор G, м³/т |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
Коэффициент растворимости газа в нефти αр, 1/МПа |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
7 |
Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа |
14,3 |
21,4 |
25 |
32,1 |
32,3 |
39,3 |
14 |
16 |
18 |
20 |
22 |
24 |
26 |
28 |
30 |
Плотность смеси нефти и газа ρсм, кг/м³ |
850 |
860 |
870 |
880 |
890 |
900 |
850 |
860 |
870 |
880 |
890 |
900 |
900 |
850 |
860 |
Статический уровень жидкости Hст,м |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
300 |
400 |
Обводненность продукции скважины nв,% |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |
15 |
20 |
30 |
40 |
50 |
0 |
10 |