 |
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
ГАЗЛІФТНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ 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 м3/м3. 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, м3/м3 | А – Ж | ||||||||||
| З – Н | |||||||||||
| О – Т | |||||||||||
| У – Я | |||||||||||
| Допустима питома витрата запомповуваного газу, м3/м3 | 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 м3/м3; 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, м3/м3 | |||||||||||
| 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, м3/м3 | А – К | – | – | – | – | – | – | – | |||
| Л – Я | – | – | – | – | – | – | – |
Поиск по сайту: