Практическое занятие № 2 – Освоение скважин пенными системами

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

 

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПРАКТИЧЕСКИМ ЗАНЯТИЯМ

по дисциплине: «Скважинная добыча нефти»

для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

всех форм обучения

 

                      

                                             

 

 

                              

 

 

Сургут, 2015

Методические указания к практическим занятиям по дисциплине: «Скважинная добыча нефти» для студентов всех форм обучения по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» /сост. Янукян А.П.; Тюменский государственный нефтегазовый университет филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте. – 65с.

 

Методические указания рассмотрены на заседании кафедры   Нефтегазовое дело

                                    (название кафедры)

 

Протокол №  1                                                   « 1 »  сентября  2015 г.

 

Зав. кафедрой ________________ В.А. Лушпеев

 

 

Методические указания разработал:

Янукян Арам Погосович                                                              

доцент, к.э.н                                                                                                ________________

                                                                                                    (подпись)

 

 

Сургут, 2015 г.

Содержание

Практическое занятие № 1	Расчет промывки забоя скважины от песчаной пробки…………………………………………..	4
Практическое занятие № 2	Освоение скважин пенными системами………	7
Практическое занятие № 3	Гидравлический расчет промывки скважины………………………………………	14
Практическое занятие № 4	Методика расчета технологий проведения дополнительной перфорации с использованием установки «непрерывная труба»…………………………………………..	18
Практическое занятие № 5	Расчет основных технологических параметров работы фонтанных скважин…….	28
Практическое занятие № 6	Расчет основных технологических параметров работы ШСНУ…………………..	42
Практическое занятие № 7	Расчет основных технологических параметров УЭЦН…………………………….	57

 

Практическое занятие № 1 – Расчет промывки забоя скважины от песчаной пробки

 

Задача №1

 

Исходные данные для расчета промывки забоя скважины от песчаной пробки находятся в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1 – Исходные данные для расчета промывки забоя

Параметр	Индекс	Значение	Ед. измерения
1	2	3	4
Внутренний диаметр гибкой трубы	d г	0,0321	м
Наружный диаметр гибкой трубы	D г	0,0381	м
Внутренний диаметр НКТ 73×5,5	d НКТ	0,062	м
Подача жидкости	Q	0,004	м3/с
Число Рейнольдса	Re	300	-
Вязкость жидкости	m	15	мПа∙с
Диаметр час­тиц	D ч	0,0015	м
Плотность твердых частиц	r ч	2350	кг/м3

 

Скорость движения жидкости в колонне гибких труб определяется по формуле (4.1):

u _г =1,274∙ Q / D _г ²                                               (1.1)

u _г = 1,274 × 0,004/0,0321²=4,94 м/с

 

Скорость движения жидкости в затрубном пространстве определяется по формуле (4.2):

u _з =,274∙ Q / ( d _НКТ - D _г ² )                                              (1.2)

u _з = 1,274 × 0,004/(0,062² –0,0381²)=2,13 м/с

 

Установившаяся скорость оседания u _y сферических твер­дых частиц малого размера определяется по формуле (5.3):

u _y = Re × ( m ∙)/ D _ч ∙ r _ч                                                                          (1.3)

u _y = 300 × (0,001 × 15)/0,0015 × 2350=1,27 м/с

 

Т.к. для обеспечения подъема песка в вертикальной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость оседания в 1,5 - 2 раза, то проверяем условие 2,13/1,27=1,67. Условие выполнено.

Варианты для самостоятельного решения:

 

Таблица 1.2 – Исходные данные самостоятельного решения

Параметр	Индекс	варианты
		1	2	3
Внутренний диаметр гибкой трубы	d г	0,0321	0,0321	0,0321
Наружный диаметр гибкой трубы	D г	0,0381	0,0381	0,0381
Внутренний диаметр НКТ 73×5,5	d НКТ	0,062	0,062	0,062
Подача жидкости	Q	0,005	0,006	0,0043
Число Рейнольдса	Re	-	-	-
Вязкость жидкости	m ∙10-3	15	17	12
Диаметр час­тиц	D ч	0,0015	0,0012	0,0019
Плотность твердых частиц	r ч	2350	2100	1950

 

Параметр	Индекс	варианты
		4	5	6
Внутренний диаметр гибкой трубы	d г	0,0321	0,0321	0,0321
Наружный диаметр гибкой трубы	D г	0,0381	0,0381	0,0381
Внутренний диаметр НКТ 73×5,5	d НКТ	0,062	0,062	0,062
Подача жидкости	Q	0,0053	0,0062	0,0048
Число Рейнольдса	Re	-	-	-
Вязкость жидкости	m ∙10-3	11	10	13
Диаметр час­тиц	D ч	0,001	0,0022	0,0013
Плотность твердых частиц	r ч	1750	1800	1950

 

Параметр	Индекс	варианты
		7	8	9	10
Внутренний диаметр гибкой трубы	d г	0,0321	0,0321	0,0321	0,0321
Наружный диаметр гибкой трубы	D г	0,0381	0,0381	0,0381	0,0381
Внутренний диаметр НКТ 73×5,5	d НКТ	0,062	0,062	0,062	0,062
Подача жидкости	Q	0,0053	0,0062	0,0048	0,0036
Число Рейнольдса	Re	-	-	-	-
Вязкость жидкости	m ∙10-3	11	10	13	16
Диаметр час­тиц	D ч	0,001	0,0022	0,0013	0,0016
Плотность твердых частиц	r ч	1940	1870	1850	2230

Практическое занятие № 2 – Освоение скважин пенными системами

 

 

При использовании пены для освоения скважины в значительных пределах регулируется ее плотность. Это создает благоприятные условия для плавного снижения противодавления на пласт. Двухфазная пена представляет собой систему, состоящую из водного раствора ПАВ и газа. В качестве ПАВ можно рекомендовать сульфонол 0,1%-ной концентрации (на 1 т воды + 1 кг сульфонола).

Для осуществления данного процесса освоения необходим насосный агрегат и компрессор. Водный раствор ПАВ в аэраторе смешивается с подаваемым газом, образующаяся пена закачивается в скважину.

Основным вопросом при данном процессе остается расчет движения пены в скважине при прямой и обратной закачке.

Введем некоторые параметры, которые характеризуют двухфазную пену. Степенью аэрации α назовем отношение объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям V_{г ст}, к объемному расходу жидкости Q_ж:

                                              (2.1)

Истинное газосодержание пены φ можно рассчитать по следующей зависимости:

                                          (2.2)

где β – объемное расходное газосодержание

В формуле знак “+” необходимо брать при движении пены вниз (нисходящий поток), знак “–” при движении пены вверх (восходящий поток).

                                           (2.3)

где р – давление сжатия газа в компрессоре, МПа; р_у – давление на устье, МПа;

Т_ст – температура при стандартных условиях, К; Т – средняя температура на забое скважины, К; z – коэффициент сверхсжимаемости газа (z=1).

С выражение  примет вид:

                                             (2.4)

Плотность пены определяется по формуле:

                              (2.5)

Расход пены вычисляется следующим образом:

                                    (2.6)

где Q_ж – расход жидкости насосного агрегата, м³/с.

    Скорость движения пены в трубах и кольцевом пространстве определяются по следующим формулам соответственно, м/c:

                                     (2.7)

                           (2.8)

где d_вн – внутренний диаметр КГТ, м; D_вн – внутренний диаметр ЭК, м;               D_нкт – наружный диаметр НКТ, м; d_нар – наружный диаметр КГТ, м.

Градиент потерь давления от веса гидростатического столба пены, Па/м, определяется последующей формуле:

                                      (2.9)

где g – гравитационная постоянная, равная 9,81

Градиент потерь давления на трение в трубах определяется по формуле:

                                   (2.10)

Градиент потерь давления в кольцевом пространстве определяется по формуле:

                              (2.11)

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

                    (2.12)

В этом случае забойное давление определяется по формуле:

 

                              (2.13)

Забойное давление в скважине при глушении водой до устья определяется по формуле:

                                 (2.14)

Таблица 2.1 – Исходные данные для расчета освоения скважины пенными системами

Параметр	Индекс	Значение	Ед. измерения
1	2	3	4
Глубина спуска колонны гибких труб	Н	1982	м
Внутренний диаметр ЭК 146×8	Dвн	0,13	м
Наружный диаметр НКТ	Dнкт	0,073	м
Наружный диаметр КГТ 38,1×3	dнар	0,0381	м
Внутренний диаметр КГТ	dвн	0,0321	м
Плотность жидкости в скважине	ρж	1000	кг/м3
Плотность газа при стандартных условиях	ρг ст	1,205	кг/м3
Средняя температура в скважине	Т	327	К
Давление сжатия газа в компрессоре	р	20	МПа
Давление на устье	ру	0,1	МПа
Объемный расход газа	Vг ст	0,2	м3/c
Объемный расход жидкости	Qж	0,004	м3/c

 

1) Определяем степень аэрации:

2) Рассчитываем газосодержание пены

нисходящий поток:

восходящий поток:

3) Вычисляем плотность пены

нисходящий поток:

восходящий поток:

4) Определяем расход пены:

5) Определяем скорость движения пены в трубах:

6) Скорость движения пены в кольцевом пространстве:

7) Находим градиенты потерь давления от веса гидростатического столба пены:

нисходящий поток:  

          

восходящий поток:         

                      

8) Градиент потерь давления на трение в трубах:

нисходящий поток:

восходящий поток:

9) Градиент потерь давления в кольцевом пространстве:

 

нисходящий поток:

восходящий поток:

10)Находим давление при прямой закачке пены:

11)Давление при обратной закачке пены:

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

 

12) Средний градиент потерь давления составит:

13) В этом случае забойное давление:

14) Определим забойное давление в скважине при глушении водой до устья:

Таким образом, за счет замены в скважине воды на пену забойное давление снизиться на 3,3 МПа.

 

Варианты для самостоятельного решения задачи:

Таблица 2.2 – Исходные данные для самостоятельного решения

Параметр	Индекс	Варианты
		1	2	3
Глубина спуска колонны гибких труб, м	Н	2000	2500	1900
Внутренний диаметр ЭК 146мм×8мм,	Dвн	0,13	0,13	0,13
Наружный диаметр НКТ, м	Dнкт	0,073	0,073	0,073
Наружный диаметр КГТ 38,1×3, м	dнар	0,0381	0,0381	0,0381
Внутренний диаметр КГТ, м	dвн	0,0321	0,0321	0,0321
Плотность жидкости в скважине, кг/м3	ρж	1100	1050	1150
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3	ρг ст	1,205	1,210	1,230
Средняя температура в скважине, К	Т	327	300	340
Давление сжатия газа в компрессоре, МПа	р	20	19	19
Давление на устье, МПа	ру	0,1	0,15	0,2
Объемный расход газа, м3/c	Vг ст	0,2	0,23	0,2
Объемный расход жидкости, м3/c	Qж	0,004	0,005	0,007

 

 

Параметр	Индекс	Варианты
		4	5	6	7
Глубина спуска колонны гибких труб, м	Н	1800	2800	2000	2000
Внутренний диаметр ЭК 146мм×8мм,	Dвн	0,13	0,13	0,13	0,13
Наружный диаметр НКТ, м	Dнкт	0,073	0,073	0,073	0,073
Наружный диаметр КГТ 38,1×3, м	dнар	0,0381	0,0381	0,0381	0,0381
Внутренний диаметр КГТ, м	dвн	0,0321	0,0321	0,0321	0,0321
Плотность жидкости в скважине, кг/м3	ρж	1100	1030	1300	1200
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3	ρг ст	1,245	1,260	1,200	1,270
Средняя температура в скважине, К	Т	327	370	366	295
Давление сжатия газа в компрессоре, МПа	р	21	18	23	24
Давление на устье, МПа	ру	0,25	0,1	0,15	0,27
Объемный расход газа, м3/c	Vг ст	0,22	0,27	0,27	0,22
Объемный расход жидкости, м3/c	Qж	0,003	0,0044	0,005	0,003

 

Параметр	Индекс	Варианты
		8	9	10
Глубина спуска колонны гибких труб, м	Н	2200	2300	2400
Внутренний диаметр ЭК 146мм×8мм,	Dвн	0,13	0,13	0,13
Наружный диаметр НКТ, м	Dнкт	0,073	0,073	0,073
Наружный диаметр КГТ 38,1×3, м	dнар	0,0381	0,0381	0,0381
Внутренний диаметр КГТ, м	dвн	0,0321	0,0321	0,0321
Плотность жидкости в скважине, кг/м3	ρж	1100	1050	1150
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3	ρг ст	1,205	1,210	1,230
Средняя температура в скважине, К	Т	327	300	340
Давление сжатия газа в компрессоре, МПа	р	13	17	19
Давление на устье, МПа	ру	0,18	0,17	0,21
Объемный расход газа, м3/c	Vг ст	0,24	0,27	0,29
Объемный расход жидкости, м3/c	Qж	0,007	0,006	0,005