Сборник задач по технологии добычи нефти и газа в осложненных условиях
Покупка
Основная коллекция
Издательство:
Томский политехнический университет
Год издания: 2015
Кол-во страниц: 68
Дополнительно
Вид издания:
Учебное пособие
Уровень образования:
Профессиональное образование
Артикул: 643131.01.99
Доступ онлайн
300 ₽
В корзину
Практикум составлен авторами, чтобы помочь студентам в проведении учебно-научных исследований в области нефтегазовой геологии, проектиро-вания систем разработки и управления процессами нефтегазоизвлечения. Практикум разработан на основе известных монографий и учебных пособий Е.А. Соколова, A.M. Зингера «Струйные аппараты», Ш.К. Гиматудинова «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», И.Т. Мищенко «Расчеты при добыче нефти и га-за», а также отдельных публикаций в технических изданиях Р.С. Яремийчук «Создание депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов» и «Инструк-ции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин».
Содержащиеся в практикуме задания могут выполняться студентами самостоятельно и под руководством преподавателя, а также могут использо-ваться в научных исследованиях по тематике технологии добычи нефти и газа.
Тематика:
ББК:
УДК:
ОКСО:
Скопировать запись
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов.
Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в
ридер.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» В.Н. Арбузов, Е.В. Курганова СБОРНИК ЗАДАЧ ПО ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ Рекомендовано в качестве практикума Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Издательство Томского политехнического университета 2015
УДК 622.276(076.5) ББК 33.361я73 А79 Арбузов В.Н. А79 Сборник задач по технологии добычи нефти и газа в осложненных условиях : практикум / В.Н. Арбузов, Е.В. Курганова ; Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – 68 с. Практикум составлен авторами, чтобы помочь студентам в проведении учебно-научных исследований в области нефтегазовой геологии, проектирования систем разработки и управления процессами нефтегазоизвлечения. Практикум разработан на основе известных монографий и учебных пособий Е.А. Соколова, A.M. Зингера «Струйные аппараты», Ш.К. Гиматудинова «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», И.Т. Мищенко «Расчеты при добыче нефти и газа», а также отдельных публикаций в технических изданиях Р.С. Яремийчук «Создание депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов» и «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин». Содержащиеся в практикуме задания могут выполняться студентами самостоятельно и под руководством преподавателя, а также могут использоваться в научных исследованиях по тематике технологии добычи нефти и газа. УДК 622.276(076.5) ББК 33.361я73 Рецензенты Кандидат технических наук и.о. главного инженера проектов Отдела ГИПов ОАО «ТомскНИПИнефть» Е.Н. Иванов Кандидат технических наук заведующий отделом НИИПММ при Томском государственном университете А.А. Демиденко © ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2015 © Арбузов В.Н., Курганова Е.В., 2015 © Оформление. Издательство Томского политехнического университета, 2015
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................... 5 1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ ................................................................... 6 1.1. Расчет повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЦЭН и влияние того повышения на вязкость продукции ........................................................................ 6 1.2. Типовая задача ..................................................................................... 7 1.3. Задания для самостоятельной работы ............................................... 9 2. СЕПАРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ........................... 11 2.1. Расчет коэффициента сепарации свободного газа ......................... 11 2.2. Типовая задача ................................................................................... 13 2.3. Задания для самостоятельной работы ............................................. 16 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ..................................... 17 3.1. Расчет подъемника газовой скважины ............................................ 17 3.2. Типовая задача ................................................................................... 20 3.3. Задания для самостоятельной работы ............................................. 23 4. ВЫБОР РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ................ 24 4.1 Расчет минимального дебита обводненной газовой скважины ..... 24 4.2. Типовая задача ................................................................................... 25 4.3. Задания для самостоятельной работы ............................................. 26 5. РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМЕ УСТАНОВКИ ВИНТОВОГО НАСОСА .................. 27 5.1. Типовая задача ................................................................................... 28 5.2. Задания для самостоятельной работы ............................................. 30 6. ПРИМЕНЕНИЕ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ......... 31 6.1. Методика расчета гидроструйного насоса ...................................... 31 6.2. Типовая схема компоновки лифта ................................................... 32 6.3. Конструкция струйного аппарата УОС- 1....................................... 33 6.4. Схема обвязки наземного оборудования ......................................... 34 6.5. Принципиальная схема струйного аппарата ................................... 34 6.6. Расчет струйного аппарата ............................................................... 36 6.7. Расчет технологических параметров создания депрессий на пласт с помощью струйного аппарата ........................................ 38 6.8 Типовая задача .................................................................................... 41 6.9. Задания для самостоятельной работы ............................................. 45
7. МЕТОД ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ПЕН ............... 46 7.1 Расчет давления закачки пены в скважину ...................................... 46 7.2. Типовая задача ................................................................................... 48 7.3. Задания для самостоятельной работы ............................................. 51 8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ОБРАБОТКИ ...................................... 52 8.1 Расчет процесса гидропескоструйной обработки ........................... 52 8.2. Типовая задача ................................................................................... 54 8.3. Задания для самостоятельной работы ............................................. 55 9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ............................. 57 9.1. Расчет пускового давления для различных систем подъемников ............................................... 57 9.2. Типовая задача ................................................................................... 58 9.3. Задания для самостоятельной работы ............................................. 59 10. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ ............................ 61 10.1. Типовая задача ............................................................................... 63 10.2. Задания для самостоятельной работы ......................................... 65 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ......................................................................... 67
ВВЕДЕНИЕ Студенты, изучающие дисциплину «Технология добычи нефти и газа в осложненных условиях», вместе с усвоением теоретических основ должны владеть методиками и практическими навыками расчетов технологических процессов, связанных с эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Теоретические знания, полученные студентами в ходе изучения лекционного материала, быстрее становятся руководством к действию, если на их основе решаются задачи, даже не очень сложные. В данном практикуме, с учетом представлений о сущности процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, приводятся методики решения задач, основанные на полученной в вузе математической подготовке. Современное проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений, выбор необходимого глубинно-насосного оборудования и обоснование оптимальных технологий эксплуатации скважин требуют достаточно сложных расчетов с использованием лицензионных программных продуктов и мощных вычислительных средств. Во многих случаях, однако, применение более простых алгоритмов, лежащих в основе решения задач, рассмотренных в данном учебном пособии, позволяют получить достаточно адекватные количественные результаты без использования длительных расчетов на основе более сложных моделей. Практикум является учебным пособием по расчетной части курса «Технология добычи нефти и газа в осложненных условиях». За основу были взяты хорошо известные издания [1–7]. Рассмотрены задачи, касающиеся особенностей эксплуатации добывающих скважин в осложненных условиях, механизма сепарации свободного газа у приема погружного оборудования, выбора режима работы газовых скважин, расчета допустимого давления на приеме установки винтового насоса и применения струйных аппаратов для освоения нефтяных и газовых скважин, расчетов при освоении скважин пенными системами, технологических расчетов при пректировании гидропескоструйной перфорации, газлифтной эксплуатации, а также исследований скважин, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных насосов .
1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ К осложненным условиям эксплуатации добывающих скважин относятся условия, связанные со свойствами продукции скважин (высокая обводненность, высокая вязкость, отложения АСПО, твердой фазы, повышенные температуры, газовые факторы и т. д.). Эти обстоятельства существенно затрудняют глубинные исследования скважин и обусловливают расчетное определение целого ряда параметров, используемых при оптимизации технологических режимов работы скважинного оборудования. Кроме того, осложнения при эксплуатации скважин часто связаны с используемыми в настоящее время технологическими процессами (поддержание пластового давления, тепловые методы повышения нефтеотдачи и др.), а также применяемыми системами нефтегазосбора (однотрубные герметизированные), требующими повышенных устьевых давлений. 1.1. Расчет повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЦЭН и влияние того повышения на вязкость продукции Распределение температуры по глубине скважины рассчитывается по следующим зависимостям (при м 15 800 Q < < т/сут) [6]: ( ) ( ) м 0,003 нд пл нпл с 1 1 1 0,87 ; Q t h t t h e L − ⋅ ρ = ± ⋅ ⋅ − − ⋅ ⋅ ⋅ ρ (1.1) ( ) ( ) 4 пл 0,00431 5,4 10 ; ln 33 v t h t t Н Q − = ± ⋅ ⋅ − ⋅ + (1.2) ( ) вн пл c м c с 623,7 1 1 0,54 1 , D t h t h L Q L L ⋅ = ± ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ (1.3) где h – глубина, м; H – безразмерная глубина, 1 H h = м; с – удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кг ∙ К). Во всех формулах знак плюс необходимо брать при расчете температуры от устья, при этом у, t t = а глубина h отсчитывается от устья; знак минус необходимо брать при расчете температуры от забоя, при этом пл, t t = а глубина h отсчитывается от забоя.
Следует отметить, что зависимость (1.1) может быть использована только для фонтанных и газлифтных скважин. При расчете распределения температуры вдоль ствола механизированных скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов, предпочтительнее использовать формулу (1.3). Для обводненной продукции скважины удельную теплоемкость жидкости с рассчитывают в зависимости от обводненности по следующей формуле: ( ) н 0 в 0 1 , c c n c n = ⋅ − + ⋅ (1.4) где сн, св – соответственно удельная теплоемкость нефти и воды: сн = 2100 Дж/кг ∙ К, св = 4186 Дж/кг ∙ К; n0 – обводненность продукции. Для определения вязкости газонасыщенной нефти μнт при текущей температуре t можно использовать следующую зависимость: ( ) ( ) 2 гр гр 4 6 2 н гр гр exp 0,004711 0,0000083 20 30 50 20 20 , exp 87,24 10 12,9 10 t V V t V V − − − ⋅ + ⋅ − µ = − ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ × µ × µ ⋅ µ (1.5) где μ20 и μ50 – соответственно вязкость дегазированной нефти при 20 и 50 °С; Vгр – количество растворенного в 1 м3 нефти газа, м3/м3. При давлении на приеме насоса пр нас, Р Р > гр 0 Г . V = Если требуется определить температуру потока на выходе из установки ЭЦН tвых, то для ее расчета используют зависимость (1.3), в которой полагают у, t t = н, h H = с н, L Н = где Нвн – глубина спуска насоса, а вместо tпл подставляют tвых. В результате формула для определения tвых принимает вид у вых н вн м . 1 0,544 623,7 1 t t Н d с Q = − ⋅ ⋅ ⋅ + (1.6) 1.2. Типовая задача Добывающая скважина эксплуатируется установкой погружного электроцентробежного насоса. Исходные данные: • глубина скважины Lс = 2000 м;
• глубина спуска ЭЦН Нн = 1200 м; • внутренний диаметр скважины Dт = 0,1503 м; • внутренний диаметр НКТ dвн = 0,0503 м; • пластовая температура tпл = 50 °С; • температура на устье скважины tу = 14,8 °С; • дебит скважины (массовый) Qм = 50 т/сут; • обводненность n0 = 0; • вязкость дегазированной нефти при 20 °С μ20 = 50 мПа ∙ с; • вязкость дегазированной нефти при 50 °С μ50 = 5 мПа ∙ с; • газовый фактор Г0 = 25 м3/м3; • давление у приема ЭЦН выше давления насыщения. Задание 1. Рассчитать повышение температуры продукции скважины на выходе из установки погружного центробежного электронасоса за счет нагрева ее от работающего погружного агрегата. 2. Оценить влияние повышения температуры на вязкость газонасыщенной нефти на выходе из установки. Решение Первоначально рассчитываем температуру в скважине tc перед установкой ЭЦН на глубине 1200 м от устья или на расстоянии 800 м от забоя по (1.3): ( ) c н с т c пл c м 1 0,544 623,7 1 . L Н L D t t L с Q − = ⋅ − ⋅ ⋅ + Так как нефть безводная, то с = 2100 Дж/(г ∙ °С): ( ) c 2000 1200 2000 0,1503 50 1 0,544 623,7 1 20,21 2000 2100 50 t − = ⋅ − ⋅ ⋅ ⋅ + = ºС. Таким образом, температура в скважине перед установкой ЭЦН составляет tc = 20,21 °С. Для расчета температуры на выходе из установки ЭЦН tвых воспользуемся зависимостью (1.3), записанной в виде (1.6): у вых н вн 1 0,544 623,7 1 14,8 29,95. 1200 0,0503 1 0,544 623,7 1 2100 50 v t t Н d с Q = = − ⋅ ⋅ ⋅ + = = − ⋅ ⋅ ⋅ +
Таким образом, температура нефти за счет работы погружного агрегата повышается на вых c 29,95 20,21 9,74 t t t = − = − = °С. Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти μнт при текущей температуре t по формуле (1.5). При температуре в скважине перед установкой ЭЦН tс = 20,21 °С ( ) ( ) 2 0,21 30 e ( 4) ( 6) 2 н20.2 xp 0,004711 25 0,0000083 25 0,8935 exp 87,24 10 25 12,9 10 25 5 50 50 exp( 0,226163) 49.196 м 25,915 . Па с − − − ⋅ + ⋅ µ = − ⋅ ⋅ + ⋅ × × ⋅ = − ⋅ ⋅ = ⋅ = Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти при температуре tвых = 29,95 °С: ( ) ( ) ( ) 2 4 6 2 н20,2 exp 0,004711*25 0,0000083*25 9,95 30 0,8935 exp 87,24 10 25 12,9 10 25 5 50 50 exp 0,226163 23,297 1 мПа . , с 3 289 − − − + µ = − ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ × × ⋅ = − ⋅ = ⋅ = Следовательно, за счет нагрева от работающего погружного агрегата вязкость газонасышенной нефти снизилась с 25,915 до 13,289 мПа ∙ с, т. е. в 1,95 раза. 1.3. Задания для самостоятельной работы Lс – глубина скважины, м. Нн – глубина спуска ЭЦН, м. Dт – внутренний диаметр скважины, м. dвн – внутренний диаметр НКТ, м. tпл – пластовая температура, °С. tу – температура на устье скважины, °С. Qм – дебит скважины (массовый), т/сут. n0 – обводненность, %. μ20 – вязкость дегазированной нефти при 20 °С , мПа ∙ с. μ50 – вязкость дегазированной нефти при 50 °С , мПа ∙ с. Г0 – газовый фактор, м3/м3.
Таблица 1.1 № Lc Hн Dт dвн tпл tу Qм n0 µ20 µ50 Г0 1 2000 1200 0,1503 0,0503 50 14,8 46 0 50 5 25 2 2100 1300 0,1300 0,0300 60 15,0 55 0 50 5 25 3 2200 1400 0,1503 0,0503 70 15,5 62 0 50 5 30 4 2300 1500 0,1300 0,0300 80 15,7 50 0 50 5 35 5 2400 1600 0,1503 0,0503 90 14,5 50 0 50 5 40 6 2500 1700 0,1300 0,0300 80 16,0 70 0 50 5 45 7 2000 1300 0,1503 0,0503 50 16,5 60 0 50 5 50 8 2300 1600 0,1503 0,0503 70 15,8 65 0 50 5 55 9 2500 1500 0,1300 0,0300 80 16,2 60 0 50 5 60 10 2200 1200 0,1300 0,0300 60 15,4 54 0 50 5 65 11 2100 1400 0,1503 0,0503 80 16,6 72 0 50 5 70 12 2300 1600 0,1300 0,0300 60 15,2 50 0 50 5 72 13 2400 1300 0,1503 0,0503 80 16,7 75 0 50 5 32 14 2500 1500 0,1300 0,0300 70 17,0 60 0 50 5 44 15 2000 1400 0,1503 0,0503 60 17.9 55 0 50 5 56
2. СЕПАРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 2.1. Расчет коэффициента сепарации свободного газа [6] Явление сепарации газа в затрубное пространство имеет место при эксплуатации нефтяных скважин как фонтанным, так и механизированным способом. Особо важное значение этот эффект приобретает в случае использования для подъема жидкости глубинно-насосного оборудования (ШГНУ и УЭЦН). При заборе насосом газожидкостной смеси (ГЖС) из кольцевого пространства между всасывающей сеткой насоса (для ЭЦН) и эксплуатационной колонной скважины в первое рабочее колесо насоса вместе с откачиваемой жидкостью попадает не весь свободный газ, содержащийся в ней непосредственно перед всасывающей сеткой насоса. Часть газа, сепарируясь из ГЖС, проходит мимо рабочих органов насоса и через межтрубное пространство поступает в выкидную линию. Эффективность работы глубинных насосов, как известно, определяется величиной расходной концентрации свободного газа в скважинной продукции, поступающей в насос. Для борьбы с вредным влиянием газа на практике широко применяют газовые якори различной конструкции для ШГН и специальные газосепараторы для ЭЦН. При отсутствии таких устройств, усиливающих отделение газовой фазы, на приеме насосов при переходе откачиваемой продукции из кольцевого пространства скважины во всасывающую камеру реализуется естественная сепарация газа. Коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудования σ называется отношение объема газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объему свободного газа у приема насоса при данных термодинамических условиях. Эта величина очень важна для правильного гидродинамического расчета и оптимизации режима работы системы пласт ‒ скважина ‒ насосное оборудование. Для расчета коэффициента естественной сепарации используются следующие зависимости: • для башмака фонтанного лифта 0 ф ж 0 эк ; 1 0,7 q w F σ σ = + ⋅ ⋅ (2.1)
• для приема ШСН 0 ф ж 0 эк . 1 1,05 q w F σ σ = + ⋅ ⋅ (2.2) Здесь σ0 – коэффициент сепарации газа на режиме нулевой подачи, ( ) 2 0 нар. н эк 1 , d D σ = − (2.3) dнар. н – наружный диаметр НКТ, м; qж – объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м3/с; w0 – относительная скорость газовых пузырьков, м/с; Fэк – площадь поперечного сечения обсадной колонны, м2. Коэффициент сепарации у приема ЭЦН рассчитывают по следующей формуле: ц ж 0 3 1 , 1 0,75 q w f σ = + ⋅ ⋅ (2.4) где qж – объемный расход жидкости в условиях приема насоса, м3/с; fз – площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м2, ( ) 2 2 эк нар. н 3 . 4 D d f π ⋅ = (2.5) Относительную скорость газовых пузырьков для безводной нефти определяют по следующей зависимости: ( ) ( ) 0,25 0,76 1,28 н г гн н 0 п 2 3 н п н г г 2 2,25 н 0,3873 0,303 1,09 8,07 33,9 lnRe 1,82 0,0105 ln , W g d g d w А − ρ − ρ σ ⋅µ = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ µ ⋅ ⋅ ρ − ρ ⋅ − + ⋅ − ⋅ − + ⋅ × × (2.6) где g – ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с2; σнг – коэффициент поверхностного натяжения системы нефть – газ, Н/м; dп – диаметр газового пузырька, в расчетах обычно принимают равным 5 ∙ 10–4 м. Вышеприведенная формула часто дает ошибочный результат. Поэтому вместо нее в последнее время исследователи используют следующую обобщенную зависимость для относительной скорости пузырьков газа для безводной нефти: ( ) ( ) 0,194 0,25 гн н ж 0 2 3 п н п н г г 0,853 0,38 0,0857 2,25 0 1,484 0, 0 , 01 5 А W d g d w В В А − − ⋅ σ ⋅µ µ = ⋅ ⋅ × ⋅ρ ⋅ ⋅ ρ − ρ ⋅ × ⋅ + ⋅ (2.7)
Доступ онлайн
300 ₽
В корзину