АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

ГАЗЛІФТНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

Читайте также:
  1. Аварії в свердловинах, причини виникнення й способи ліквідації
  2. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
  3. Визначення тиску в газовій свердловині
  4. Викривлення свердловин
  5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
  6. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
  7. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
  8. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
  9. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
  10. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
  11. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин

 

Задача 197. Визначити величину пускового тиску однорядного газліфтного піднімача з кільцевою системою подавання газу, якщо глибина свердловини 2000 м; глибина опускання ліфтових труб 800 м, а пластовий тиск 12 МПа.

Задача 198. Розрахувати глибину опускання НКТ у газліфтну свердловину. Відомо: глибина свердловини 2800 м; діаметр обсадної колони труб 168 мм за товщини стінки 8 мм; дебіт свердловини 110 т/доб; коефіцієнт пропорціональності і показник режиму фільтрації n 20 т/(доб·МПаn) і 0,8; газовий фактор 54 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3 м3/(м3·МПа), обводненість продукції 48%; густина нафти і води 890 і 1100 кг/м3; робочий тиск газу 18 МПа.

Задача 199. Визначити величину пускового тиску під час газліфтної експлуатації для кільцевої і центральної систем піднімача. У скільки разів відрізняються розраховані тиски між собою? Вхідні дані: у свердловині глибиною 2400 м за коефіцієнта аномалії пластового тиску 0,8 встановлено експлуатаційну колону обсадних труб з внутрішнім діаметром 152,4 мм; довжина піднімальної колони труб 1500 м за умовного діаметра 73 мм і товщини стінки 7 мм; густина свердловинної рідини 870 кг/м3. Рекомендується знехтувати поглинанням рідини під час пуску і величиною тиску на викиді із свердловини.

Задача 200. Визначити величину пускового тиску під час газліфтної експлуатації для кільцевої і центральної систем піднімача. У скільки разів відрізняються розраховані тиски між собою? Вхідні дані: у свердловині глибиною 2200 м за коефіцієнта аномалії пластового тиску 0,9 встановлено експлуатаційну колону обсадних труб з внутрішнім діаметром 152,4 мм; довжина піднімальної колони труб 1400 м за умовного діаметра 73 мм і товщини стінки 7 мм; густина свердловинної рідини 890 кг/м3; тиск на викиді із свердловини 0,6 МПа. Рекомендується знехтувати поглинанням рідини під час пуску.

Задача 201. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 100 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густина нафти і води 840 і 1030 кг/м3; обводненість продукції 22%; газовий фактор 70 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3 м3/(м3·МПа); робочий тиск 18 МПа; тиск на викиді 0,5 МПа.

Задача 202. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 250 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густина нафти і води 880 і 1050 кг/м3; обводненість продукції 45 %; газовий фактор 40 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 2 м3/(м3·МПа); робочий тиск 18 МПа; тиск на викиді 0,8 МПа.

Задача 203. Визначити пусковий тиск для однорядного газліфтного піднімача кільцевої системи. Вхідні дані: глибина свердловини 3000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 150 мм; глибина опускання і умовний діаметр піднімальних труб 2700 м і 73 мм (за товщини стінки 5,5 мм); пластовий тиск 17 МПа; густина рідини 860 кг/м3.

Задача 204. Розрахувати величину пускового тиску для дворядного газліфтного піднімача кільцевої системи. Відомо: глибина свердловини 2700 м; довжина піднімальної колони труб 2300 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 168 мм; умовні діаметри першого ряду насосно-компресорних труб 102 мм (товщина стінки 6,5 мм) і піднімальної колони 60 мм (товщина стінки 5 мм); пластовий тиск 19 МПа; густина рідини 880 кг/м3.

Задача 205. Розрахувати величину добової витрати запомповуваного газу для газліфтної експлуатації свердловини, якщо відомо, що оптимальний режим роботи забезпечується питомою витратою газу 500 м33. Вхідні дані: газовміст 75 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 6 м3/(т·МПа); густина розгазованої нафти 870 кг/м3; тиск біля башмака піднімальних труб 17 МПа; гирловий тиск 1,5 МПа; обводненість продукції 25%; дебіт свердловини 130 т/доб.

Задача 206. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 500 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густина нафти і води 880 і 1050 кг/м3; обводненість продукції 70 %; газовміст нафти 130 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 2 м3/(м3·МПа); робочий тиск 14 МПа; тиск на викиді 0,6 МПа.

Задача 207. Визначити глибину опускання у свердловину піднімальної колони газліфта. Вхідні дані: глибина свердловини 2300 м; пластовий тиск 18 МПа; коефіцієнт продуктивності свердловини 1,8·10–5 м3/(доб·Па); робочий тиск газу 7 МПа; дебіт свердловини 120 м3/доб; густина рідини 860 кг/м3.

Задача 208. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 75 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густини нафти і води 880 і 1050 кг/м3; обводненість продукції 35 %; газовий фактор 170 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 2 м3/(м3·МПа); робочий тиск газу 14 МПа; тиск на викиді 0,8 МПа.

Задача 209. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтніої експлуатації. Відомо: допустима питома витрата запомповуваного газу 200 м3/т; газовміст нафти 70 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3,3 м3/(м3·МПа); тиск на викиді 0,6 МПа; обводненість продукції 70%; густина нафти і води 880 і 1030 кг/м3; коефіцієнт пропорціональності і показник n режиму фільтрації в рівнянні припливу 28 т/(доб·МПаn) і 0,8; пластовий тиск 20 МПа; глибина свердловини 2400 м; товщина пласта 30 м.

Задача 210. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: коефіцієнт пропорціональності і показник n режиму фільтрації в рівнянні припливу 30 т/(доб·МПаn) і 0,75; пластовий тиск 18 МПа; глибина свердловини 2200 м; густина нафти і води 890 і 1030 кг/м3; тиск на викиді 0,9 МПа; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм.

Задача 211. Запроектувати газліфтну експлуатацію нафтової свердловини за методикою О.П. Крилова. Необхідно: розрахувати режимні параметри експлуатації; пусковий тиск; розміщення і тарування газліфтних клапанів; труби (на міцність); вибрати обладнання. Вхідні дані наведено в таблиці 7.1.

Задача 212. Розрахувати пусковий тиск для однорядного газліфтного піднімача кільцевої і центральної систем. Зіставити ці тиски. Відомо: умовні діаметри НКТ і обсадної колони 60 і 146 мм; глибина опускання НКТ 2000 м; глибина свердловини 2500 м; пластовий тиск 18 МПа; свердловина заповнена водою; врахувати товщини гладких труб.

Задача 213. Визначити величину пускового тиску однорядного компресорного піднімача з центральною системою, якщо глибина свердловини 2500 м; пластовий тиск 14,2 МПа; довжина піднімальних труб 1500 м; діаметр експлуатаційної колони D вн = 150 мм; діаметр піднімальних труб 50 мм; густина рідини 830 кг/м3. Поглинанням рідини пласта знехтувати.

Задача 214. Визначити величину пускового тиску під час газліфтної експлуатації для кільцевої і центральної систем піднімача. У скільки разів відрізняються розраховані тиски між собою? Вхідні дані: у свердловині глибиною 1820 м за коефіцієнта аномалії пластового тиску 0,72 встановлено експлуатаційну колону обсадних труб з внутрішнім діаметром 152,4 мм; довжина піднімальної колони труб становить 1500 м за умовного діаметра 73 мм і товщини стінки 7 мм; густина свердловинної рідини 880 кг/м3. Рекомендується знехтувати поглинанням рідини під час пуску і величиною тиску на викиді із свердловини.

Задача 215. Розрахувати пускові тиски для однорядного компресорного піднімача за центрального і кільцевого подавання газу, якщо занурення НКТ під статичний рівень h = 450 м, густина рідини 942 кг/м3. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони D вн = 150 мм, зовнішній діаметр НКТ d з = 73 мм, а внутрішній – d в = 62 мм. Поглинанням рідини пластом знехтувати.

Задача 216. Розрахувати пускові тиски для однорядного (діаметр НКТ 60 мм) і дворядного (діаметр НКТ 48 і 89 мм) газліфтних піднімачів кільцевої і центральної систем. Зіставте ці тиски. Відомо: НКТ – гладкі; умовний діаметр експлуатаційної колони 168 мм; глибина опускання піднімальних труб 2200 м; відстань від гирла до рівня рідини 1300 м; густина рідини 1000 кг/м3; врахувати товщини труб.

Задача 217. Треба пустити газліфтну свердловину в роботу. У свердловині знаходяться гладкі НКТ довжиною 1500 м і діаметром 73 мм. Відомо: пластовий тиск 20 МПа за глибини свердловини 3000 м; діаметр експлуатаційної колони 168 мм; геотермічний градієнт 0,023 К/м; середньорічна температура 12ºС. Треба визначити пускові тиски, вибрати найменший із них і обчислити тривалість пуску із використанням устатковання АГУ-8К.

Задача 218. Оцінити на скільки зміниться пусковий тиск, коли матиме місце повне поглинання рідини пластом у порівнянні з відсутністю поглинання. Відомо: діаметр обсадної колони 168 мм; діаметр гладких труб НКТ 60 мм; глибина опускання НКТ 1800 м; глибина статичного рівня (від гирла) 1100 м; врахувати товщину НКТ.

Задача 219. Розрахувати пуск газліфтної свердловини в роботу за допомогою установки ДКС-7/200 А, тобто визначити пусковий тиск і тривалість пуску. Відомо: діаметр експлуатаційної колони 168 мм; діаметр і товщина гладких НКТ 60 і 7 мм; глибина свердловини 3000 м; пластовий тиск 28 МПа; свердловина заповнена водою з густиною 1000 кг/м3; пуск здійснюється у викидну лінію, в якій є тиск 0,6 МПа.

Задача 220. Визначити величину пускового тиску у газліфтній свердловині для кільцевої і центральної систем. Зіставити розрахункові тиски. Вхідні дані приведено в таблиці 7.2. Коефіцієнт поглинання пласта 0,3.

Задача 221. Розрахувати пуск газліфтної свердловини з використанням пускових отворів. Відомо: є в наявності пересувне компресорне устатковання УКС-80; пуск здійснюється у викидну лінію із тиском 0,5 МПа; свердловина заповнена нафтою із густиною 880 кг/м3; глибина опускання 60 мм гладких НКТ 2000 м; умовний діаметр експлуатаційної колони 146 мм; статичний рівень знаходиться на відстані 700 м від гирла.

Задача 222. Розрахувати розміщення пускових газліфтних клапанів аналітичним методом. Відомо: у наявності є сильфонні клапани, що керуються тиском газорідинної суміші в трубах; діаметр експлуатаційної колони 146 мм; довжина гладких 60 мм НКТ 2200 м; рівень рідини від гирла на глибині 800 м; у свердловині знаходиться нафта густиною 900 кг/м3; робочий тиск газу 12 МПа.

Задача 223. В результаті обчислень з розрахунку пуску газліфтної свердловини знайдено, що витрата газу через один з пускових клапанів становитиме 12 тис. м3/доб; тиск газу в затрубному просторі і газорідиної суміші в трубах 12 і 5 МПа; температура в точці розміщення клапана 37ºС. Підібрати типорозмір сильфонного клапана, обчислити тиск у сильфоні, тиск зарядки сильфона і мінімальний тиск тарування клапана.

Задача 224. Розрахувати трубний ефект трубного клапана Г-25, коли відомі тиски газорідинної суміші на глибині його розміщення 8 і 11 МПа.

Задача 225. Розрахувати діаметр отвору газліфтного клапана з використанням формул. Відомо: витрата газу через клапан 8 тис.м3/доб; тиск до і після клапана 4 і 7 МПа; відносна густина газу 0,9; температура в місці розміщення клапана 310 К; коефіцієнт витрати газу через клапан 0,85.

 


Таблиця 7.1 – Вхідні дані до задачі 211 з проектування газліфтної експлуатації свердловин

Параметри Перша буква прізвища Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
                   
Глибина свердловини, м А – К                    
Л – Я                    
Діаметр експлуатаційної колони, мм    
Довжина інтервалу перфорації, м                      
Гирловий тиск, МПа   0,5 0,6 0,7 0,8 0,9   1,1 1,2 1,3 1,4
Обводненість продукції, % А – К                    
Л – Я                    
Тиск насичення, МПа А – Я                    
Дебіт свердловини, т/доб А – К          
Л – Я          
Коефіцієнт продуктивності, т/(доб·МПа) А – Я                    
Газовий фактор, м33 А – Ж                    
З – Н                    
О – Т                    
У – Я                    
Допустима питома витрата запомповуваного газу, м33 А – К        
Л – Я        

 


Таблиця 7.2 – Вхідні дані до задачі 220 з визначення величини пускового тиску

Параметри Перша буква прізвища Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
                   
Глибина свердловини, м А – Ж                    
З – П                    
Р – Я                    
Коефіцієнт аномалії пластового тиску А – К 0,7 0,75 0,8 0,85 0,9 0,85 0,8 0,85 0,75 0,7
Л – Я 0,8 0,85 0,7 0,75 0,8 0,9 0,7 0,75 0,8 0,85
Густина рідини, кг/м3 А – К                    
Л – Я                    
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм   161,6 153,7   159,4 152,4   171,9 124,7 174,7  
Умовний діаметр першого ряду НКТ, мм                      
Умовний діаметр другого ряду НКТ, мм     -   -   -   -   -
Товщина стінки труб першого ряду, мм   6,5 5,5       5,5 6,5     5,5
Товщина стінки труб другого ряду, мм     -   - 3,5 -   -   -
Довжина піднімальної колони труб, м А – Ж                    
З – П                    
Р – Я                    

 

 


Задача 226. Розрахувати і побудувати розподіл тиску природного газу в затрубному просторі газліфтної свердловини за барометричною формулою. Відомо: робочий тиск газу на гирлі 8 МПа; геотермічний градієнт 0,02 К/м; середньорічна температура 14ºС.

Задача 227. Розрахувати питому енергію природного газу, яка припадає на одиницю витрати рідини і подається в газліфтну свердловину. Розглянути і зіставити випадки, коли процеси ізотермічний і політропічний, гази ідеальний і реальний. Відомо: питома витрата газу 180 м33; тиск на кінцях НКТ 16 і 0,7 МПа; температура на кінцях НКТ 20 і 48ºС.

Задача 228. Підібрати конкретні труби для опускання в газліфтну свердловину. Відомо: розрахунковий внутрішній діаметр і глибина опускання НКТ 50,3 мм і 3000 м.

Задача 229. Розрахувати плунжерний піднімач. Відомо: глибина свердловини 2000 м; глибина розміщення пакера 1950 м; дебіт свердловини 50 т/доб; вибійний тиск 5 МПа; тиск на гирлі 0,4 МПа; пластовий газовий фактор 350 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 14 м3/(м3·МПа); густина рідини 860 кг/м3.

Задача 230. Розрахувати пускові тиски свердловини для однорядного піднімача відповідно з кільцевим та центральним подаванням газу, зіставити відношенням ці значини. Вхідні дані приведено у таблиці 7.3.

Задача 231. Розрахувати технологічний режим і підібрати обладнання для експлуатації газліфтної свердловини. При цьому вирішити питання: 1. Вибрати конструкцію піднімача. 2. При заданому дебіті визначити вибійний тиск, при заданому вибійному тиску – дебіт, а при необмеженому відборі – дебіт і відповідний йому вибійний тиск. 3. Встановити діаметр та глибину опускання ліфтових труб у свердловину. 4. Розрахувати добову витрату газу. 5. Розрахувати пусковий тиск та вибрати метод пуску. Вхідні дані наведено в таблиці 7.4.


Таблиця 7.3 – Вхідні дані для розрахунку технологічного режиму до задачі 231

Параметри Перша буква прізвища Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
                   
Глибина свердловини, м А – І                    
К – П                    
Р – Я                    
Пластовий тиск, МПа А – І                    
К – П                    
Р – Я                    
Густина рідини, кг/м3 А – К                    
Л – Я                    
Умовний діаметр НКТ, мм А – І                    
К – П                    
Р – Я                    
Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм А – І                    
К – П                    
Р – Я                    
Товщина стінки НКТ, мм А – І 5,5     6,5   5,5   6,5    
К – П 6,5   5,5         5,5 6,5  
Р – Я   6,5             5,5  

 


Таблиця 7.4 – Дані до задачі 231 з розрахунку технологічного режиму роботи газліфтної свердловини

 

Параметри Перша буква прізвища Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
                   
                       
Глибина свердловини, м                      
Товщина пласта, м                      
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм                      
Пластовий тиск, МПа                      
Вибійний тиск, МПа А – К        
Л – Я        
Буферний тиск, МПа   0,6 0,7 0,5 0,8 0,4 0,3 0,5 0,4 0,5 0,8
Дебіт свердловини, м3/добу   Необме-жений     Необме-жений   Необме- жений
Коефіцієнт продуктивності, м3/(МПа·добу) А – К                    
Л – Я                    
Газовий фактор, м33                      
Коефіцієнт розчинності, м3/(м3·МПа)           4,5       4,7  
Відносна густина нафти   0,84 0,9 0,85 0,88 0,9 0,86 0,88 0,9 0,92 0,93
Відносна густина газу   0,9 0,88 0,92 0,9 0,85 0,9 0,93 0,94 0,85 0,8
Вміст води, %          
Наявність піску   Сліди Сліди Сліди Сліди Сліди
Робочий тиск, МПа                      
Допустима питома витрата нагнітального газу, м33 А – К      
Л – Я      

 

 


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |

Поиск по сайту:



Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.008 сек.)