МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Нижневартовске

КАФЕДРА «Нефтегазовое дело»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине "Эксплуатация нефтяных скважин»

Вариант № 6__

Выполнил	________________
Проверил	Корабельников М.И.

Нижневартовск 2020г

Задача №1.

Рассчитать оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме погружного центробежного электронасоса (пэцн).

№№

пп

Исходные параметры

Размерность,

Варианты

Давление насыщения Рнас

МПа

6,5

7,5

8,5

9,5

10,5

Обводненность, В

Вязкость дегазированной нефти µ_нд

мПа^.с

4,3

4,6

5,4

Вязкость нефти в пластовых условиях µ_нп

мПа^.с

1,5

1,8

2,1

2,4

2,7

3,2

3,4

3,6

3,8

Погружной центробежный электоронасос (ПЦЭН) чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа.В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса «деформируюся», а при большом газосодержании насос прекращает подавать жидкость,происходит срыв подачи.

Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию (1…3%) называют оптимальным давлением Ропт (первая область).

Вторая область работы ПЦЭН характеризуется увеличенным количеством газа (4…10%) на приеме насоса, вследствие чего реальные характеристики отличаются от стендовых (при работе без свободного газа), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется допустимым давлением на приеме Рдоп.

Третья область работы ПЦЭН характеризуется значительным (более 15%) свободного газа, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется предельным давлением на приеме Рпред. Для расчета оптимального (Ропт), допустимого (Рдоп) и предельного (Рпред) давлений при µ_нд ̸ µ_нп≤3 воспользуемся эмпирическими формулами из [ 1 ].

При В≤0,6

Ропт = µ_нд ̸ µ_нп^.Рнас (0,325 – 0, 316В). (1)

При В≥0,6
Ропт = µ_нд ̸ µ_нп^.Рнас (6,97В – 4,5В² – 2,43), (2)

где В – объемная обводненность продукции, в долях единицы.

Для оценки допустимого давления (Рдоп) на приеме ПЭЦН рекомендованы следующие формулы:

При В≤0,6

Рдоп = µ_нд ̸ µ_нп^.Рнас (0,198 – 0,18В). (3)

При В≥0,6
Рдоп = µ_нд ̸ µ_нп^.Рнас (2,62В – 1,75В² – 0,85). (4)

Предельное давление на приеме во всей области 0≤В≤1 определяется по следующей зависимости:

Рпред = µ_нд ̸ µ_нп^.Рнас (0,125 – 0,115В). (5)

Решение по формулам (1…5) сводим в таблицу 1

№№ ̸ п.п.	Параметры	Размерность	Значения
	Давление насыщения	МПа	8.5
	Обводненность	%	0.35
	Вязкость дегазированной нефти	мПа.с
	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа.с

	Рассчетные значения
	Давление оптимальное (Ропт)	МПа	4.15
	Давление допустимое (Рдоп)	МПа	2.61
	Давление предельное (Р пред)	МПа	1.64

Задача №2. Подобрать УШГН для оптимальных условий работы пласт-скважина-насос.

№№ пп	Исходные параметры	Размерность,	Варианты
№№ пп	Исходные параметры	Размерность,
	Давление насыщения Рнас	МПа		6,5		7,5		8,5		9,5		10,5
	Обводненность, В	%
	Плотность нефти в скважине ρн	кг ̸ м3
	Плотность попутной воды ρв	кг ̸ м3
	Глубина (по вертикали) до продуктивного пласта Нскв	М
	Объемное содержание газа в скважине, α	%
	Оптимальное давление на приеме насоса	МПа	2.1	2.2	2.3	2.4	2.5	2.6	2.7	2.8	2.9
	Коэффициент продуктивности скважины, Кпр	М³ ̸МПа сут		1.3	1.1	1.2	1.3	1.4	1.5	1.55	1.25
	Пластовое давление, Рпл	МПа		20.5		21.5		22.5		23.5		24.5
	Давление затрубное (устьевое)	МПа	0.6	0.7	0.8	0.9		1.1	1.2	1.3	1.4	1.5

Для подбора УШГН для оптимальных условий работы пласта, скважины и насоса воспользуемся рекомендациями [ 1 ].

• Оптимальное давление на забое (Рз._опт) будем определять из формулы

Р_з._опт= 0,8· Рнас, (1)

• Определение оптимальной депрессии на пласт (ΔР_опт) производится по формуле :

ΔР_опт = Р_пл - Р_з.опт ; (2)

• Оптимальный дебит скважины (Q_Ж) определяется по формуле:

Q_Ж = К_пр · ΔР_опт ; (3)

• Определение среднего значения плотности жидкости (ρжз) на забое скважины производится по формуле:

ρ_жз = [ ρ_н (100 – В) + В· ρ_в] ̸ 100; (4)

• Определение расчетного динамического уровня (Ндин) для оптимальной работы продуктивного пласта выполняется по формуле:

Н_дин = Н_скв- ( Р_заб - Р_у) ·100 ̸ g ̸ ρ_жз̸ (100 – α) , (5)

• Погружение насоса под динамический уровень (Н_погр) производится по формуле:

Н_погр = (Р_пр - Р_у) ̸ g ̸ ρ_н, (6)

• Глубина спуска насоса (Н_сп.н)определяется как сумма значений динамического уровня (Н_дин) и значения погружения насоса под динамический уровень (Н_погр) по формуле:

Н_сп.н = Н_дин+ Н_погр (7)

• Определение диаметра плунжера насоса (D_пл) производится по формуле

D_пл = [Q_Ж·10⁶ ̸ 0.785 ̸ n ̸ 0.8 ̸ L ̸ 1440]^0,5, см, (8)

где: n - число ходов станка качалки за 1 мин;

L – длина хода станка качалки в см.

• Для принятия решения по диаметру плунжера насоса расчетное значение D_пл округляют (в большую сторону) до ближайшего стандартного размера.

		Таблица 2(6)
№№ п.п.	Параметры	Размерность	Вариант

	Давление насыщения, Рнас	МПа	8.5
	Обводненность, В	%
	Плотность нефти в скважине ρн	кг/м3
	Плотность воды, ρв	кг/м3
	Глуб скв по верт. до пласта, Нскв	м
	Объемное газосод в ств. скв,α	%
	Оптим давл на приеме насоса Рпр	МПа	2.6
	Коэфф продукт, Кпр	м3/МПа/ сут	1.4
	Пластовое давление Рпл	МПа	22.5
	Давление затрубное (устьевое) Ру	МПа	1.1
	Длина хода станка-качалки L	см
	Число качаний станка-качалки n	мин^-1

	Рассчетные значения
	Оптим заб. давл. (Рз.опт)	МПа	6.80
	Оптим депрессия на пласт (ΔР)	МПа	15.70
	Рассчетный дебит скв. Qж	М3/сут	21.98
	Плотность смеси на забое ρжз	кг/м3	890.75
	Рассчет динам уровня Ндин	М	1424.30
	Погруж под динам уровень( Нпогр)	М	189.94
	Глубина спуска насоса (Нсп)	М	1614.24
	Диаметр плунжера Dпл	мм	44.10
	Стандартный диаметр плунжера, мм	мм

Задача № 3. Определить приток жидкости в скважину при плоско-радиальном движении из пласта при следующих параметрах:

Таблица 3.1

№№ пп	Исходные параметры	Размерность,	Варианты
№№ пп	Исходные параметры	Размерность,
	Давление пластовое Рпл	МПа
	Давление забойное Рзаб	МПа		6,5		7,5		8,5		9,5		10,5
	Вязкость нефти µ_н	Па^.с ·10^-3
	Эффективная толщина пласта h	м
	Радиус контура питания Rк	м
	Приведенный радиус ствола скважины r_ск	м	0.01	0.02	0.03	0.04	0.05	0.06	0.07	0.08	0.09	0.1
	Проницаем. пласта	м2·10^-13	1,5	1,4	1,3	1,2	1.1		0,9	0,8	0,7	0,6

Для плоско-радиального потока основное уравнение по определению притока жидкости и газа в скважину является уравнение Дюпюи:

Q = 2πkh (Рпл-Рзаб) ̸ µ·ln(R_k ̸ r _ск), м3 ̸ с (10)

где: k – проницаемость пласта, м²;

h – эффективная толщина пласта, м;

Р_пл и Р_заб– пластовое и забойное давление, Па;

µ - вязкость жидкости, Па·с;

R_k и r _ск – радиусы контура питания и скважины, м

Расчеты притока жидкости по формуле 10 разместим в таблице 3(6).

		Таблица 3(6)
№№ п.п.	Параметры	Размерность	Вариант
№№ п.п.	Параметры	Размерность
	Пластовое давление Рпл	МПа
	Забойное давл. (Рз)	МПа	8.5
	Эффективная толщина пласта,м	м
	Вязкость жидкости (нефти)	Па.с	0.008
	Радиус контура питания, R	м
	Приведенный радиус скважины r скв.	м	0.06
	Проницаемость пласта	м2	1E-13
	Логарифм натуральный R/r		8.671343871

	Рассчетные значения дебита	м3/с	0.001245316
	Рассчетные значения дебита	м3/сут	107.60

Литература

1. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М. «Недра», 1989.

2. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. Москва, ОАО ВНИИОЭНГ, 1997.

2. Бойко В. С., Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Москва, Недра, 1989.

3. Установки погружных центробежных насосов. Москва, Цинтихимнефтемаш, 1990.

4. Богданов, Филиппов. Метод подбора погружного ЭЦН. Москва, 1969.