Основы нефтегазопромыслового дела (стр. 4 )

Определить дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оценить величину коэффициента продуктивности, вычислить дебит по уравнению притока. Данные взять из таблицы

Параметры	Вариант
1 – 3	4 – 6	7 – 10
Рпл, МПа	16	16	16
Рзаб, МПа	10	9,8	9,6
Рнас, МПа	9	9	9

Параметры	Вариант
1, 6	2, 7	3, 8	4, 9	5, 10
hЭФ, м	10	15	10	10	10
ρН, т/м3	0, 8	0, 8	0, 8	0, 8	0, 8
в	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
μН, мПа*с	1, 5	1, 5	2	1, 5	1, 5
k, мкм2	0, 2	0, 2	0, 2	0, 4	0, 2
δ, м	600	600	600	600	1200
ДДОЛ, мм	300	300	300	300	300
φ	0, 7	0, 7	0, 7	0, 7	0, 7

Методические указания к решению задачи

При установившемся притоке однородной жидкости дебит скважины можно определить по формуле

Q = , т/сут (1)

Где RК – радиус контура питания,

RК принимается равным половине расстояния между скважинами

RК = , м (2)

rС – радиус скважины по долоту

rС = , м (3)

Для определения дебита на практике часто пользуются уравнением притока жидкости

Q = К (РПЛ – РЗАБ) n , т/сут (4)

Где n – показатель фильтрации, при линейной зависимости между Q и ΔР n = 1

К – коэффициент продуктивности т/сут*МПа. Из выражения 1 при n = 1, следует что

К = т/сут*МПа (5)

Задача 3

Выбрать оборудование для эксплуатации скважины УСШН (установкой штангового насоса), установить режим его работы. Данные взять из таблицы

Параметры	Вариант
1 – 3	4 – 6	7 – 10
НФ, м	1720	1770	1820
Рпл, МПа	14,2	14,4	14,6
Рзаб, МПа	8,6	8,8	9
Рнас, МПа	8,5	8,5	8,5
Ру, МПа	1,2	1,2	1,2
Рзат, МПа	1	1	1
GО, м3/т	56	56	56
α, м3/т*МПа	6,5	6,5	6,5
ρВ, кг/м3	1120	1120	1120
ρН, кг/м3	800	800	800
ρГ, кг/м3	1,900	1,200	1,200
в	1,12	1,12	1,12
Параметры	Вариант
1, 6	2, 7	3, 8	4, 9	5, 10
К, т/сут*МПа	2,2	2,86	3,57	4,28	5
D, мм	146	146	168	160	168
nВ, %	40	50	60	70	80

Методические указания к решению задачи

Имеется несколько методик расчёта. Рекомендуется следующая упрощённая последовательность решения задачи.

1.  Определяют планируемый отбор жидкости по уравнению притока при п = 1

Q = К(РПЛ – РЗАБ)п т/сут (1)

2.  Определяют глубину спуска насоса

LН = НФ – , м (2)

Где РПР. ОПТ – оптимальное давление на приёме насоса. РПР. ОПТ зависит от газосодержания и устанавливается опытным путём для каждого месторождения. Так, для месторождений Башкирии и Татарстана РПР. ОПТ = 2 – 2,5 МПа. В среднем РПР. ОПТ должно составлять 30% от давления насыщения.

РПР. ОПТ = 0,3 РНАС (3)

Плотность смеси ниже приёма насоса ρСМ при малом газосодержании и обводнённости более 80%

ρСМ = ρвnв + ρН (1 – nв) (4)

При высоком газовом факторе nв < 80% плотность смеси определяется по формуле:

ρСМ = , кг/м3 (5)

3.  Определяют необходимую объёмную теоретическую производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи η = 0,6 – 0,8

Qоб = , м3/сут (6)

Где Q – планируемый отбор, т/сут

4.  По диаграмме для базовых станков - качалок выбирают по найденным в пп 2 и 3 глубине спуска насоса и дебиту диаметр насоса и тип станка – качалки. Записывают характеристику СК.

5.  Выбирают тип насоса и диаметр насоснокомпрессорных труб, руководствуясь рекомендациями, приведёнными в [22, стр. 67 – 68; 5, стр. 152].

6.  Выбирают по рекомендательным таблицам конструкцию колонны штанг, руководствуясь рекомендациями [22, стр. 256 – 259].

7.  Задаются максимальной длиной хода S выбранного СК и определяют число качаний

n = , кач/мин (7)

Где Q – заданная фактическая производительность установки, т/сут

FПЛ – площадь поперечного сечения плунжера, определяют по справочным таблицам или по формуле

FПЛ = *10-4, м2 (8)

Где dН – диаметр плунжера насоса, см

8.  Определяют необходимую мощность и выбирают тип электродвигателя для привода СК по формуле

N = 0,000401*π*d2Н*S*n*LН*ρСМ *К (кВт) (9)

Где ηН – КПД насоса; ηН = 0,82

ηСК – КПД станка – качалки; ηСК = 0,9

η – коэффициент подачи; η = 0,6 – 0,8

К – коэффициент уравновешенности СК; К = 1,2

dп – диаметр насоса, м

S – длина хода полированного штока, м

п – число качаний, кач-1

ρСМ – плотность смеси, кг/м3

LН – глубина спуска насоса, м

9.  Выбирают тип электродвигателя [22, стр. 254]

ЛИТЕРАТУРА

1.  , , Далимов по добыче нефти. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000

2.  и др. Сбор, транспорт и подготовка нефти. – М.: Недра, 1975

3.  , , Проселков капитального и подземного ремонта скважин. – Краснодар: Советская Кубань, 2002

4.  , , Проселков бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2001

5.  Бухаленко по нефтепромысловому оборудованию. – М.: Недра, 1990

6.  Вадецкий нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1993

7.  Вайншток транспорт нефти. – М.: Недра, 2004

8.  , Валовский приводы скважинных штанговых насосов. – М.: ВНИИОЭНГ, 2004

9.  Добыча нефти. – М.: Олимп-Бизнес, 2004

10.  Гусман комплексы. Современные технологии и оборудование. – Екатеринбург: УГГГА, 2002

11.  , , Сабиров установки для добычи нефти. – М.: » РГУ нефти и газа им. , 2002

12.  , Шаммазов нефтегазового дела. – Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2001

13.  Мищенко добыча нефти. – М.: » РГУ нефти и газа им. , 2003

14.  Мищенко ёты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989

15.  , , Филиппов нефтегазового производства. – М.: Нефть и газ, 2003

16.  Муравьев нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1978

17.  Пешалов нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1980

18.  Попов нефти, нефтепродуктов и газа. – М., ГОСТОПТЕХиздат, 1960

19.  , , и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2003

20.  Элияшевский добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1985

21.  Элияшевский задачи и расчёты в бурении. – М.: Недра, 1982

22.  Юрчук ёты в добыче нефти – М.: Недра, 1979

23.  Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. – М.: Недра, 2003

24.  Журналы и научно – технические сборники: «Нефтяное хозяйство», «Нефтепромысловое дело» и др.