Файл: Методические указания к изучению дисциплины Технология эксплуатации нефтяных и газовых скважин.doc

2.Технология кислотной обработки терригенных горизонтов

3.Эксплуатация скважин компрессорным газлифтом

4.Эксплуатация скважин электровинтовыми насосными установками (УЭВН) с поверхностным электроприводом

5.Эксплуатация скважин струйными насосными установками (УСН)

6.Технология кислотной обработки террегенных коллекторов

7.Эксплуатация скважин газлифтным способом с применением камеры наполнения

8.Технология приконтурного заводнения нефтяного месторождения

9.Технология обработок призабойной зоны пласта растворами на углеводородной основе

10.Технология обработок призабойной зоны пласта водорастворимыми растворителями

11.Технология термогазохимического воздействия на пласт

12.Технология вибрационного воздействия на ПЗП

13.Эксплуатация скважин электродиафрагменными насосными установками (УЭДН)

14. Технология поддержания пластового давления при разработке нефтяного месторождения

15.Эксплуатация нефтяных скважин с повышенным газовым фактором

16.Технология глинокислотной обработки

17. Технология паротепловой обработки скважин

18 Эксплуатация нефтяных скважин с парафиностыми отложениями

19 Технология обработок призабойной зоны пласта водными растворами ПАВ

20.Эксплуатация скважин газлифтным способом с применением двухрядного подъемника

21.Технология кислотных обработок под давлением

22.Технология обработок призабойной зоны пласта ингибиторами солеотложений

23.Эксплуатация скважин фонтанным способом (условие Р_ЗАБ˃Р_НАС, Р_БАШМ=Р_НАС )

ГРЗ-19-15

1.Технология электрогидравлического воздействия на ПЗП

2.Технология волнового воздействия на ПЗП

3.Технология обработок призабойной зоны пласта растворами на углеводородной основе

4.Технология обработок призабойной зоны пласта нефтерастворимыми растворителями

5.Технология поддержания пластового давления при разработке нефтяного месторождения

6. Эксплуатация нефтяных скважин с асфальтосмолистыми отложениями

7.Технология направленного гидравлического разрыва пласта

8.Эксплуатация высокодебитных скважин электроцентробежными насосными установками (УЭЦН)

9.Технология термокислотной обработки скважин

10.Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками с приводом «Станок-качалка»

11.Технология внутриконтурного заводнения нефтяного месторождения

12.Технология направленного кислотного воздействия с сочетанием гидропескоструйной перфорации

---

13. Технология глинокислотной обработки

14. Технология площадного заводнения нефтяного месторождения

15.Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками с гидравлическим приводом

16.Технология гидрокислотного разрыва пласта

17.Эксплуатация скважин фонтанным способом (условие Р_ЗАБ˃Р_НАС, Р_БАШМ˂Р_НАС )

18.Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками с цепным приводом

19.Технология добычи нефти способом свабирования.

20.Технология направленного гидравлического разрыва пласта

21. Технология блокового заводнения нефтяного месторождения

22.Эксплуатация высокодебитных скважин электроцентробежными насосными установками (УЭЦН)

23.Технология термокислотной обработки скважин

ГРЗ-19-16

1.Технология электрогидравлического воздействия на ПЗП

2.Технология кислотной обработки терригенных горизонтов

3.Эксплуатация скважин компрессорным газлифтом

4.Эксплуатация скважин гидравлическими поршневыми насосными установками трехканальной схемы (УГПН)

5.Технология глинокислотной обработки

6.Технология обработок призабойной зоны пласта растворами на углеводородной основе

7.Эксплуатация скважин электровинтовыми насосными установками (УЭВН) с поверхностным

8.Эксплуатация нефтяных скважин с повышенным газовым фактором

9.Технология кислотных обработок под давлением

10.Технология термокислотной обработки скважин

электроприводом

11.Эксплуатация скважин струйными насосными установками (УСН)

12 Технология обработок призабойной зоны пласта водными растворами ПАВ

13.Технология вибрационного воздействия на ПЗП

14. Технология паротепловой обработки скважин

15.Эксплуатация скважин газлифтным способом с применением двухрядного подъемника

16.Технология обработок призабойной зоны пласта ингибиторами солеотложений

17.Технология термогазохимического воздействия на пласт

18.Технология блокового заводнения нефтяного месторождения

19 Эксплуатация нефтяных скважин с парафиностыми отложениями

20.Технология глинокислотной обработки

21.Технология избирательного заводнения нефтяного месторождения

22.Технология кислотной обработки террегенных коллекторов

23.Технология внутриконтурного заводнения нефтяного месторождения

24. Эксплуатация скважин гидравлическими поршневыми насосными установками двухканальной схемы (УГПН)

25.Технология добычи нефти способом свабирования.

---

Задача

Расчеты по подбору УЭЦН и оптимизация ее работы

Цель: Подбор расчетным путем оборудования для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определение удельного расхода электроэнергии при ее работе. Исходные данные приведены в таблице 2и 3.
Источник:

Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчёты в добыче нефти. – М.: Недра, 1979. – 271 с.

(С.137-146, С.260-263)

Методические указания к решению задачи

1 Определение дебита скважины по уравнению притока при n = 1.

2 Выбор оптимального давления на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания.

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:

Р_опт, = 2,5...3,0 МПа при n_в > 50%,

Р_опт == 3,0...4,0 МПа при n_в < 50%.

3 Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса:

, м, (1)

где - плотность смеси, определяется в зависимости от обводненности.
5 Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

, м, (2)

где h_тр — потери напора на трение при движении жидкости в НKT, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять h_тр = 20...40 м.

, м, (3)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, м.

4 Выбирают диаметр труб по графику [3, стр. 137...138] в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.

6 Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:

D (Dвн), мм	группа насоса	диаметр насоса, мм
140 (121,7)	5	92
146 (130)	5А	103
168(144,3)	6	123

---

7 Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корроделирующих примесей в продукции скважины.

8 Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия

Н_н Н_с , О_н = Q, КПД — максимальный,

где Н_н - напор насоса, м;

Q_н - подача насоса, м³/сут.

Для этого по таблицам характеристик насосов задаются двумя - тремя насосами, удовлетворяющий вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД.

9 Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигателя, гидрозащиты, станции управления, трансформатора, кабеля (таблица 1), пользуясь справочной литературой.

Таблица 1

Типоразмер насоса	Двигатель	Кабель		Гидро­защита	Трансфор­матор	Станция управления
		плоский	круглый

---

10 Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя N_дв N:

,кВт, (4)

где - КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса

при заданном дебите Q.

11 Определяют необходимую длину кабеля:

, м, (5)

где - расстояние от устья до станции управления.

12 Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5…10 мм.

12.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

, мм, (6)

где Q_дв — диаметр электродвигателя, мм;

Q_н — наружный диаметр насоса, мм;

h_k — толщина плоского кабеля, мм;

S - толщина металлического пояса, принимаем S = 1 мм.

12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных, труб круглого кабеля:

, мм, (7)

где d_м - диаметр муфты НКТ, мм;

d_к - диаметр круглого кабеля, мм.

Таблица 1 - Варианты (группа ГРЗ-19-11)

№	Наименование исходных данных	Варианты
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Глубина скважины Н, м	1990	1950	1900	1850	1780	1750	2000	1940	1910	1860	1820	1770	1740	1720	1700
2	Пластовое давление Рпл, МПа	14,9	14,5	14,0	13,5	12,8	12,5	15	16,8	16,5	15,7	14,5	15,5	15,0	12,2	12,0
3	Забойное давление Рзаб, МПа	10,6	9,2	9,6	9,2	8,6	9,4	11,8	11,8	11,6	11,2	11,0	10,2	10,0	8,2	9,0
4	Устьевое давление Ру, МПа	2	1,8	1,5	1,2	0,8	0,7	1,2	1,6	1,4	1,0	0,8	0,6	0,5	0,6 6	0,5
5	Давление насыщения Рнас, МПа	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0
6	Коэффициент продуктивности К,т/сутМПа	23	35	37	30	28	25	38	17	37	16	29	23	32	38	33
7	Обводненность продукции скважины nв, %	58	50	60	50	55	50	48	47	63	55	50	55	60	50	45
8	Плотность пластовой воды , кг/м3	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1080	1050	1080	1050	1080	1050	1080	1050
9	Плотность нефти , кг/м3	850	800	850	800	850	800	850	850	800	850	800	850	800	850	800
10	Плотность газа , кг/м3	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
11	Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168	168	146	146	168	146	168	168	168	146	168	168	146	168	146
12	Газовый фактор G, м3/т	62	63	45	48	53	45	60	54	48	58	60	50	48	50	65
13	Толщина пласта h, м	0,6	0,7	1,2	1,4	1,35	1,5	1,25	0,7	0,9	1,1	1,3	0,8	1,0	1,2	1,4
14	Вязкость μ, мПа·с	2,55	2,7	2,9	2,8	2,11	3,1	1,6	1,5	1,8	1,7	1,9	1,1	1,6	1,85	1,75
15	Коэф. проницаемости k, мкм2	0,14	0,165	0,19	0,185	0,15	0,11	0,175	0,15	0,1	0,175	0,14	0,165	0,19	0,185	0,155
16	Радиус контура питания RК , м	550	450	300	750	100	250	350	150	200	300	500	400	350	700	600
17	Радиус скважины rc, м	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07

---