методические указания для выполнения контрольных работ по ЭНГС заочного отделения

Министерство образования Республики Башкортостан

Государственное автономное образовательное учреждение среднего профессионального образования

Нефтекамский нефтяной колледж

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Контрольные задания для студентов заочников по специальности 131018

г.Нефтекамск, 2014 г.

Программу, методические указания и

задания на контрольную работу

подготовили преподаватели Нефтекамского

нефтяного колледжа: Э.Р.Абдулганиева

Ответственный за выпуск

Заведующий заочным отделением: С.В.Лихачев

Рассмотрено

и утверждено на заседании ПЦК

нефтяных дисциплин: от 18.10.2014г.

Пр.№2 М.А.Шестернёва

Общие методические указания.

Учебным планом предусматривается выполнение двух домашних контрольных работ. Задания контрольной работы даны в последовательности тем программы и должны выполняться постепенно, по мере изучения материала. Каждое задание включает 30 вариантов. Вариант задания определяется по двум последним цифрам шифра студента. Например, студент, имеющий шифр 8512, выполняет вариант № 12.

Контрольные вопросы выбираются из перечня вопросов, составленных для каждого задания, соответственно номерам, указанным в таблице 1,2.

Ответы на вопросы должны быть четкими и конкретными, не должны представлять собой переписывание из учебников отдельных абзацев, должны содержать поясняющие схемы, эскизы и графики.

Вопросы контрольного задания

1. Требования к конструкции скважин. Первичное вскрытие пласта.

2. Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважины

3. Конструкция забоев скважин. Вторичное вскрытие пласта.

4. Оборудование устья и ствола скважины. Освоение скважин.

5. Методы и способы вызова притока и освоение скважин.

6. Источники природных загрязнителей окружающей среды при освоении скважин

7. Основные способы эксплуатации добывающих скважин. Теоретические основы подъема смеси по трубам

8. Баланс энергии. Условия, причины и типы фонтанирования.

9. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам. Оборудование фонтанных скважин.

10. Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации.

11. Регулирование дебита фонтанной скважины.

12. Автоматизация фонтанных скважин. Обслуживание фонтанных скважин.

13. Требования безопасности при добыче нефти фонтанным способом

14. Вредные факторы, качество среды обитания, основные требования к техносфере

15. Область применения газлифтного способа добычи нефти. Принцип работы компрессорного подъемника.

16. Газоснабжение и газораспределение при газлифтной эксплуатации

17. Классификация газлифтных скважин. Оборудование газлифтных скважин.

18. Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти

19. Технологическая схема компрессорного газлифта. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

20. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах

21. Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию.

22. Методы снижения пускового давления.

23. Периодический газлифт.

24. Разновидности газлифта.

25. Требования безопасности при добыче нефти газлифтным способом

26. Классификация глубинно-насосных установок. Область применения глубинно-насосных установок.

27. Подбор штангового насоса для оптимального отбора жидкости

28. Схема штанговой скважинной установки.

29. Индивидуальный привод штангового насоса

30. Оборудование устья насосных скважин.

31. Подача штанговой скважинной насосной установки

32. Факторы, влияющие на подачу штангового скважинного насоса

33. Методы борьбы с вредным влиянием газа, песка и парафина на работу штангового насоса.

34. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин.

35. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса

36. Эксплуатация малодебитных скважин.

37. Борьба с вредным влиянием песка на работу штангового насоса

38. Автоматизация скважин, оборудованных ШСНУ.

39. Требования безопасности при добыче нефти штанговыми насосами

40. Экологическая безопасность при добыче нефти штанговыми насосами

41. Область применения установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН). Схема установки ЭЦН.

42. Методика подбора УЭЦН для скважин

43. Оборудование устья скважины с УЭЦН. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

44. Контроль параметров работы установки ЭЦН в процессе эксплуатации

45. Влияние газа на работу УЭЦН и методы борьбы с ним.

46. Автоматизация скважин, оборудованных УЭЦН.

47. Пуск установки ЭЦН и вывод её на режим после подземного ремонта

48. Требования безопасности при добыче нефти УЭЦН

49. Сущность одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Выбор объектов для одновременно раздельной эксплуатации.

50. Требования к оборудованию для ОРЭ.

51. Одновременно раздельная эксплуатация двух пластов по различным схемам.

52. Критерии подбора объектов для ОРЭ

53. Конструкция газовой скважины.

54. Влияние коррозионно-активных компонентов на оборудование газовых скважин

55. Наземное и подземное оборудование газовых скважин.

56. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов

57. Гидраты и борьба с ними при эксплуатации газовых скважин

58. Автоматизация газового промысла.

59. Предупреждение газонефтеводопроявлений

60. Технология добычи нефти и газа на морских месторождениях.

61. Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин

62. Экологическая безопасность при добыче нефти на морских месторождениях.

63. Исследование фонтанных скважин, газлифтных скважин. и газовых скважин.

64. Исследование скважин, оборудованных ШСНУ.

65. Исследование скважин, оборудованных УЭЦН.

66. Установление технологического режима работы нефтяных скважин.

67. Установление режима работы газовых скважин.

68. Подготовка скважины к геофизическим исследованиям. Геофизические методы исследования скважин.

69. Применение геофизических исследований для контроля технического состояния скважин.

70. Определение оптимального и потенциального дебита скважин. Подача штанговой скважинной насосной установки.

71. Регулирование дебита скважин

72. ГТМ по поддержанию и восстановлению работоспособности скважин

73. Осложнения, возникающие в скважинах при различных способах эксплуатации.

74. Отложения парафина в скважинах и подъемных трубах.

75. Комбинированные методы борьбы с АСПО

76. Физические методы борьбы с парафином

77. Отложения органических и неорганических солей и сульфидосодержахих осадков.

78. Образование песчаных пробок.

79. Крепления ПЗС

80. Гидратообразование.

81. Химические методы воздействия на ПЗС. Виды кислотных обработок

82. Механические методы воздействия на ПЗС.

83. Вибровоздействие на ПЗС

84. Тепловые методы воздействия на ПЗС.

85. Воздействие на ПЗС ТГХВ

86. Физические методы воздействия на ПЗС.

87. Воздействие магнитными и акустическими полями на ПЗС

Таблица к контрольной работе 1

1. Вопросы к теоретической части контрольной работы

Вариант

№ вопроса

Вариант

№ вопроса

01

1,31,13

16

16,46,28

02

2,32,14

17

17,47,29

03

3,33,15

18

18,48,30

04

4,34,16

19

19,1,32

05

5,35,17

20

20,2,33

06

6,36,18

21

21,3,34

07

7,37,19

22

22,4,35

08

8,38,20

23

23,5,36

09

9,39,21

24

24,6,37

10

10,40,22

25

25,7,38

11

11,41,23

26

26,8,39

12

12,42,24

27

27,9,40

13

13,43,25

28

28,10,41

14

14,44,26

29

29,11,42

15

15,45,27

30

30,12,43

2. Задачи №1,2,3

Задача 1

Определить забойное давление при освоении скважины разными способами

Исходные данные:

Варианты

1-5

6-10

11-15

16-20

21-25

26-30

Н, м

1450

1500

1550

1600

1650

1700

L, м

1250

1300

1350

1400

1450

1500

h_ст, м

350

400

450

500

550

600

Рпл, МПа

15,5

16

16,5

17

17,5

18

ρ_ж, кг/м³

1950

1200

1210

1240

1280

1300

ρ_в , кг/м³

1000

1000

1000

1000

1000

1000

D, м

0,125

0,15

0,125

0,15

0,125

0,15

d_т, м

0,040

0,040

0,050

0,050

0,062

0,062

d_к, м

0,0185

0,0185

0,0185

0,0185

0,0185

0,0185

h, м

150

150

150

150

150

150

₁, м/с

1,8

1,85

1,90

1,95

2,0

2,2

₂, м/с

4,8

4,85

4,90

4,95

5,0

5,2

Ру, МПа

1

1

1

1

1

1

Н,м – глубина скважины

L,м - глубина спуска подъемных труб

h_ст,м - статический уровень жидкости

Рпл,МПа – пластовое давление

ρ_ж,кг/м³ – плотность заполняющей скважину жидкости

ρ_в ,кг/м³ - плотность воды, заполняющей подъемные трубы

D, м – диаметр эксплуатационной колонны

d_т,м - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб

d_к,м - диаметр каната

h, м - среднее погружение поршня под уровень

₁, м/с – скорость спуска поршня

₂, м/с – скорость подъема поршня

Ру, МПа – устьевое давление

1. Снижение устьевого давления до нуля. Забойное давление определяется по формуле Рзаб= ρ_жgH+Ру, Па , в этом случае Ру=0. Следовательно, забойное давление в скважине будет

Рзаб= ρ_жgH, Па (1)

Сравнить Рпл и Рзаб, сделать вывод

2. Снижение плотности жидкости в скважине.

Этого можно достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрирован­ной нефти. В первом случае при ρ_ж = 850 кг/м³ забойное давле­ние составит

Рзаб₁= ρ_ж1gH, Па (2)

Во втором случае при газированной нефти плотностью ρ_ж = 500 кг/м³ забойное давление снизится до

Рзаб₂= ρ_ж2gH, Па (3)

Сравнить Рпл и Рзаб, сделать вывод

3 Компрессорный способ. Максимальное забойное давление при этом способе будет равно сумме рабочего давления воздуха, газа) у башмака подъемных труб и давления столба жидкости от башмака до забоя, т. е.

Рзаб= ρ_вgL+ ρ_жg(H-L), Па (4)

Сравнить Рпл и Рзаб, сделать вывод

4 Поршневание скважины. Определим приближенно, через сколько времени можно вызвать приток жидкости из пласта в скважину без учета поступления жидкости на забой в процессе поршневания.

Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи поршня, можно определить по формуле

Q₁=0,785D²h_ст,м³ (5)

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня, определяется по формуле

Q₂ = ( d_т- d_к)h/4, м³ (6)

Средняя глубина спуска поршня

h_ср= h_ст+0,5h,м (7)

При средних скоростях спуска ₁ и подъема ₂ поршня найдем необходимое время:

на спуск поршня

t₁ = h_ср/₁, сек (8)

на подъем поршня h

t₂ = h_ср/₂, сек (9)

Время на один рейс с учетом 30 сек на процессы замедления скоростей в начале пуска поршня вниз и при подходе поршня к устью скважины

t= t₁+ t₂+30, сек (10)

Общее время на откачку всего столба жидкости до статиче­ского уровня

Т = t(Q₁/ Q₂), час (11)

Задача 2

Рассчитать забойное давление фонтанирования, КПД процесса фонтанирования

Исходные данные для расчета

Параметры

1 – 5

6 – 10

11 – 15

16 – 20

21 – 25

26 – 30

Q, м³/сут

L_с=Н, м

Р_нас, МПа

90

840

2,5

95

860

2,1

100

880

2,3

108

900

2,6

102

850

2,4

98

870

2,8

Варианты

d, м

_н, м²/с

_н, кг/м³

1,6,11,16,21,26

2,7,12,17,22,27

3,8,13,18,23,28

4,9,14,19,24,29

5,10,15,20,25,30

0,0503

0,059

0,062

0,0503

0,059

3*10^-6

3*10^-6

3*10^-6

3*10^-6

3*10^-6

800

815

828

845

850

Q – дебит скважины, м³/сут

L_с=Н – глубина скважины, м

Р_нас – давление насыщения, МПа

d – внутренний диаметр НКТ, м

_н – средняя вязкость, м²/с

_н – плотность нефти, кг/м³

1 Определить режим движения нефти в НКТ. Рассчитать предварительно число Рейнольдса по формуле

(1)

если Rе > 2320 – режим турбулентный

если Rе < 2320 – режим ламинарный

2 Вычислить коэффициент гидравлических сопротивлений по формуле

(2)

где А – числовой коэффициент, зависящий от режима движения жидкости:

А = 50,235 – для ламинарного движения;

А = 0,297 – для турбулентного движения;

_н – средняя вязкость жидкости, м²/с;

а – показатель степени:

а = 1 – ламинарного режима;

а = 0,25 – турбулентного режима.

3 Рассчитать забойное давление фонтанирования по формуле

, МПа (3)

4 Вычислить КПД процесса фонтанирования

Задача 3

Расчет глубины погружения насоса под динамический уровень

Задание: Рассчитать минимальное погружение насоса под динамический уровень без учета влияния газа при следующих условиях работы: диаметр плунжера насоса D, мм; клапаны одинарные, нормального исполнения, открытого типа; диаметр отверстия в седле всасывающего клапана d₀, мм; длина хода сальникового штока S, м; число качаний в минуту n; кинематическая вязкость нефти v, м²/с; упругость паров откачиваемой нефти р_у, кПа; плотность нефти ρ, кг/м³; атмосферное давление р_ат = 0,1 МПа.

Таблица №1 Исходных данных

Параметр

Вариант

1-3

4-6

7-9

10-12

13-15

16-18

19-21

22-24

25-27

28-30

D, мм

32

38

43

56

68

56

43

38

32

43

d₀, мм

14

17

20

26

32

26

20

17

14

20

S, м

1,2

1,5

1,5

1,8

2,1

2,1

1,8

1,5

1,5

2,1

n

8

9

10

11

12

10

9

10

8

10

v, м²/с

1·10^-5

0,95·10^-5

1,05·10^-5

1·10^-5

1,1·10^-5

0,95·10^-5

1·10^-5

1,1·10^-5

1,05·10^-5

1·10^-5

Таблица №2 Исходных данных

Вариант

Параметр

р_у, кПа

ρ, кг/м³

1;4;7;10;13;16;19;22;25;28

30

850

2;5;8;11;14;17;20;23;26;29

33

860

3;6;9;12;15;18;21;24;27;30

35

870

Минимальное погружение насоса под динамический уровень

м (1)

где F – площадь сечения плунжера, м²; f₀ – площадь сечения отверстия в седле всасывающего клапана, м²; μ – коэффициент расхода, характеризующий пропускную способность клапана и являющийся функцией числа Рейнольдса; значение μ находят по графику (рисунок 1).

Рисунок 1. График для определения коэффициента расхода для различных клапанов штанговых насосов

Клапаны: 1 – завода им. Дзержинского; 2 – нормального исполнения; 3 – закрытого типа

Указания к выполнению задания:

1. Число Рейнольдса:

(1)

где υ– максимальная скорость жидкости в седле клапана, м/с:

(2)

2. По кривой μ=f(Rе), (рисунок 1), для одинарных клапанов нормального исполнения открытого типа находим μ=_______.

3. По формуле (1) определяем минимальное погружение насоса под динамический уровень.

Учитывая, что F=0,785·D² и f₀=0,785·d₀² и преобразовывая формулу, получим

м (3)

Вывод: Таким образом, при погружении насоса более чем на _____ м будет обеспечено условие, необходимое для поступления жидкости в цилиндр насоса.

Таблица к контрольной работе 2

Вариант

№ вопроса

Вариант

№ вопроса

01

49,79,70

16

64,55,85

02

50,80,71

17

65,56,86

03

51,81,72

18

66,57,87

04

52,82,73

19

67,58,49

05

53,83,74

20

68,59,51

06

54,84,75

21

69,60,50

07

55,85,76

22

70,61,52

08

56,86,77

23

71,62,53

09

57,87,78

24

72,63,54

10

58,49,79

25

73,64,55

11

59,50,80

26

74,65,56

12

60,51,81

27

75,66,57

13

61,52,82

28

76,67,58

14

62,53,83

29

77,68,59

15

63,54,84

30

78,69,60

Задачи №4,5,6

Задача 4

Проектирование кислотной ванны

Рассчитать необходимое кол-во кислотного раствора для проведения кислотной ванны, а также химических реагентов.

Исходные данные для решения

1-5

6-10

11-15

16-20

21-25

26-30

r_с, м

0,18

0,17

0,16

0,19

0,20

0,21

h, м

27

28,3

26

28

29

29,5

х_к, %

27,5

27,5

27,5

27,5

27,5

27,5

r_с, - радиус скважины, м

h – толщина обрабатываемого пласта, м

х_к - концентрация кислоты, %

При проектировании кислотной ванны концентрация кислотного раствора принимается х_p=15-20%.

1. Вычисляем объем кислотного раствора

_,м³

2. Рассчитываем объем кислоты

V_к=V_рх_р(5,09*х_р+999)/[х_к(5,09*х_к+999)] ,м³

3. Рассчитать количество хлористого бария

G_хб=21,3*V_р(а*х_р/х_к-0,002)

где а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, а=0,4%

или его объем

V_хб= G_хб/_хб , м³

где, _хб – плотность хлористого бария, _хб= 4000 кг/м³

4. Рассчитать объем уксусной кислоты

V_ук= b_укV_р/с_ук , м³

где b_ук - норма добавки 100% уксусной кислоты, b_ук =3%,

с_ук –объемная доля товарной уксусной кислоты, с_ук=80%

5. Рассчитать объем ингибитора

V_u= b_иV_р/с_и , м³

где b_и - норма добавки ингибитора, b_и =0,2%,

с_ук –объемная доля товарного ингибитора, с_и=100%

6. Рассчитать объем интенсификатора

V_uн=b_инV_р/100,м³

где b_ин - норма добавки интенсификатора, b_ин =0,3%

7.Рассчитать объем воды для приготовления кислотного раствора

V_в= V_р-V_к-(V_хб+V_ук+V_u+V_uн) , м³

Порядок приготовления кислотного раствора следующий: наливаем в емкость воду_____, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора_____, уксусной кислоты______, а затем расчетное количество товарной соляной кислоты_____, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий____ и интенсификатор_____. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.

Полученный раствор закачивают в скважину и оставляют для реакции на 16-24 ч.

Задача 5

Определить по динамограмме работы глубинного штангового насоса максимальную и минимальную нагрузку на полированный шток, амплитуду колебаний нагрузки, максимальное напряжение в верхней штанге и коэффициент подачи насосной установки для следующих условий:

масштаб усилий в динамографе на одно деление 100 %-ной шкалы P,Н;

масштаб хода М;

диаметр штанг d_ш, мм.

Исходные данные

Вариант

Показатели

Р, Н

Масштаб хода М

dш, мм

1,6,11,16,24,26

400

1:15

16

2,7,12,17,25,27

800

1:30

19

3,8,13,18,23,28

900

1:45

25

4,9,14,19,24,29

500

1:15

22

5,10,15,20,25,30

700

1:30

22

0 20 40 60 80 100 S,мм

В

Е

С

А

Д

100

80

60

40

20

0

Нагрузка на полированный шток,%

Рисунок 1. Динамограмма работы штангового насоса (масштаб 1:30, масштаб силы 100% - 800Н).

УКАЗАНИЯ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧИ:

1. Изменяемая нагрузка Р определяется умножением показания динамографа (в %, или в мм) на масштаб усилий Р.

Максимальное усилие в точке Е и минимальное в точке А будут:

P_max = PE, H

P_мин = PA, H

2. Амплитуда колебаний нагрузка за один цикл (ход вверх и вниз):

A = P_max  P_мин , Н

3. Расстояние между перпендикулярами, опущенные из крайних точек динамограммы (точки А и С) на ось, соответствует ходу полированного штока h_шт, мм.

Ход сальникового штока S определяется h_шт на масштаб хода:

S = h_шт : M, мм

4. Расстояние между перпендикулярами, опущенными из точек В и С на ось, соответствует ходу плунжера h_пл , мм

Ход плунжера S_пл определяется делением h_пл на масштаб хода:

S_пл = h_пл : M, мм

5. Потеря хода плунжера вследствие деформации насосных штанг и труб:

 = S  S, мм

6. Максимальное напряжение в верхней штанге диаметром d_ш:

_max = P_max /f_ш, Па

где f_ш  площадь сечения штока , м²

f_ш определяется по формуле или из 1, Приложение 3, с.248.

7. Коэффициент подачи насосной установки, учитывающий наполнение насоса и упругие удлинения штанг и труб определяется как отношением S_пл/S

Задача 6

Определить дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оценить величину коэффициента продуктивности, вычислить дебит по уравнению притока.

Исходные данные:

Таблица 1

Варианты

01-05

06-10

11-15

16-20

21-25

26-30

16,0

10

9,0

16,0

9,8

9,0

16,0

9,6

9,0

16,0

9,4

9,0

16,0

9,2

9,0

16,0

9,0

9,0

Таблица 2.

Варианты

01,06, 11,16,21,26

10

0,8

1,2

1,5

0,2

600

300

0,7

02,07, 12, 17,22,27

15

0,8

1,2

1,5

0,2

600

300

0,7

03, 08, 13, 18,23,28

10

0,8

1,2

2,0

0,2

600

300

0,7

04,09, 14, 19,24,29

10

0,8

1,2

1,5

0,4

600

300

0,7

05, 10, 15,20,25,30

10

0,8

1,2

1,5

0,2

1200

300

0,7

где - объемный коэффициент;

- расстояние между скважинами, м;

- диаметр долота, мм;

- проницаемость, мкм²;

- коэффициент совершенства скважины.

При установившемся притоке однородной жидкости" дебит скважины можно определить по формуле

(1)

где - радиус контура питания (зоны дренирования), принимается равным половине расстояния между скважинами

(2)

- радиус скважины по долоту

(3)

Для определения дебита на практике часто пользуются уравнением притока жидкости

(4)

где - показатель фильтрации, при линейной зависимости между и , = 1,

- коэффициент продуктивности , . Из сравнения выражений (1) и (4) при = 1 следует

(5)

Определяют коэффициент продуктивности по выражению (5) и, подставив его в (4), определяют дебит по уравнению притока.

Список литературы

1. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин Волгоград: Ин-Фолио, 2008

2. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа М.: Нефть и газа, 2008.

3. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти и газа М.: Недра, 2000

4. Каплан Л.С. Технологии и безопасность в нефтедобыче Уфа, 2004.

5. Каплан Л.С., Каплан А.Л. Справочное пособие нефтяника Уфа-Октябрьский, 2004.

Интернет-ресурсы

6. Информационно-аналитический портал Нефть России http://www.oil.ru/

7. Библиотека нефтегазовой отрасли http://www. oilсraft.ru /

8. Портал научно-технической информации по нефти и газу http://www.nglib.ru/

9. 13 Электронная библиотека Нефть-газ http://www.оglib.ru/

10. Литература по нефти и газу. http://www.nо-fier.ru/oil.htm