Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Контрольная работа*
| Код |
608841 |
| Дата создания |
2016 |
| Страниц |
9
|
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 23 сентября в 12:00 [мск] Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
|
Содержание
Отсутствует
Введение
1. Выясняем необходимость применения пусковых клапанов, для этого
определяем пусковое давление при спуске скважины для однорядного подъемника кольцевой системы.
При hст>0 вначале определяем повышение уровня жидкости в НКТ над статистическим уровнем при продавливании по формуле:
∆Hст=Pр-Pу∙106ρсм∙g∙D2-d22D2 (18)
где D- внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d2- внешний диаметр компрессорных труб в однорядном подъемнике, м;
Pр- рабочее давление закачки газа, МПа;
Pу- устьевое давление, МПа.
∆Hст=3,5-1,5∙106830∙9,81∙1462-7321462=184,2 м
При ∆Hст
Pпуск=L-hст'ρсм∙g∙10-6∙D2d22 (19)
где L- длина подъемника, м;
hст'- глубина погружения груб под статистический уровень, м.
hст'=L∙hст (20)
hст'=990-500=490 м
Pпуск=990-490830∙9,81∙10-6∙1462732=16,28 МПа
При Pпуск=16,28 МПа>Pk=6 МПа возникает необходимость применения газлифтных клапанов.
2. Определим место установки газлифтных клапанов. Для этого определяется место установки первого клапана:
L1'=hст+L1 (21)
где L1- снижение уровня жидкости в кольцевом пространстве ниже статистического уровня, м
L1=Pр-Pуmn∙ρсм∙g (22)
где mn- коэффициент, определяемый соотношением площадей сечений кольцевого пространства и компрессорных труб (величина mn может изменяться от 1,13 до 8,49)
mn=1+1-ψпFkFт (23)
где Fk- площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м2;
Fk=πDвн24-πd224 (24)
Dвн- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
Fт- площадь поперечного сечения трубы диаметром d2, м2;
ψп- коэффициент, характеризующий поглощение жидкости пластом. Поглощение пластом жидкости отсутствует ψп=0.
Fk=3,14∙13324-3,14∙7324=9702,6 мм2
mn=1+1-09702,61166,3=9,32
L1=3,5-1,5∙1069,3∙830∙9,81=26 м
L1'=500+26=526 м
3. Вычисляем перепад давления, необходимый для определения расстояния между предыдущим и последующими клапанами, начиная со второго:
ΔP1=Pk-0,75Pр (25)
ΔP1=6-0,75∙3,5=3,375 МПа
Тогда расстояние между клапанами:
∆l=ΔP1ρсм∙g (26)
∆l=3,375∙106830∙9,81=414 м
Определим глубину установки второго и последующих клапанов:
L2=L1+∆l (27)
L2=26+414=440 м
L3=440+414=854 м
L4=854+414=1268 м
L5=1268+414=1682 м
L6=1628+414=2042 м
L7=2042+414=2456 м
L7≤hст+Pпускρсм∙g
2456 м<500+16,28∙106830∙9,81=2499 м
4. В случае работы подъемника при центральной системе пусковое давление определяем по формуле:
Pпуск=hст'∙ρсм∙g∙Dвн2Dвн2-d2вн2 (28)
где d2вн- внутренний диаметр компрессорных труб, м.
Pпуск=490∙830∙9,81∙13321332-622=9,77 МПа
5. Для двухрядного подъемника кольцевой системы необходимое пусковое давление находим по формуле:
Pпуск=hст'∙ρсм∙g∙D2D2-d2вн2+d1вн2 (29)
где d1вн2, d2вн- внутренние диаметры внутреннего и наружного ряда труб, м.
Pпуск=490∙830∙9,81∙14621462-622+402=4,46 МПа
Вывод: Для двухрядного подъемника кольцевой системы необходимое пусковое давление в 4 раза меньше, чем пусковое давление при спуске скважины для однорядного подъемника кольцевой системы. В случае работы подъемника при центральной системе пусковое давление меньше в 2 раза, чем для двухрядного подъемника кольцевой системы.
Контрольные вопросы.
1. Оборудование забоев скважин;
2. Классификация фонтанных арматур;
3. Принцип работы газлифтного клапана. Скважинные камеры;
4. Принцип работы газожидкостного подъемника;
5. Область применения, преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти.
1. Оборудование забоев скважин
Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнявшихся пропластков. В то же время оно должно иметь возможно меньшее сопротивление и обеспечивать условия для проведения работ по увеличению производительности скважин.
В зависимости от геологических и технологических условий разработки месторождений применяют следующие типовые конструкции забоев скважин (рисунок 1)
3063240311150
Рисунок 1 – Конструкции оборудования забоя скважин: а) открытый забой; б) забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед его спуском; в) забой, оборудованный фильтром; г) перфорированный забой;
При открытом забое (рисунок 1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не принимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее . сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной зоне открытым забоем оснащено менее 5 % всего фонда скважин.
Одним из способов укрепления горных пород является устройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском (рисунок 1, б). В этом случае скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной колонны, расположенные напротив толщи продуктивного пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя надежнее предыдущей, но возрастает и сопротивление притоку пластовых флюидов.
Забой, оборудованный фильтром (рисунок 1, в), применяется в случае, если существует опасность поступления песка в скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется.
Известны щелевые (с продольными щелевыми отверстиями длиной 50...80 мм и шириной 0,8...1,5 мм), керамические, гравийные (из двух концентричных мелкоперфорированных труб, между которыми утрамбован отсортированный гравий с диаметром частиц 4...6 мм) и металлокерамические (изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби) фильтры. Необходимость в их применении возникает при вскрытии скважинами несцементированных песчаных пластов, склонных к пескообразованию, что встречается достаточно редко.
Скважины с перфорированным забоем (рисунок 1, г) составляют более 90 % общего фонда. При их сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину опускают обсадные трубы и цементируют кольцевое пространство на всей ее длине. И только после этого производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа.
Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются:
упрощение технологии проводки скважины;
устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважины в процессе длительной эксплуатации;
надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;
возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв и т.д.).
В то же время перфорированный забой не обеспечивает защиты от проникновения песка в скважину и создает дополнительное фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости.
2. Классификация фонтанных арматур
Основные параметры арматуры - диаметр проходного сечения стволовой части фонтанной елки и рабочее давление, на которое рассчитана арматура. Фонтанные арматуры выпускаются для самых разнообразных условий эксплуатации и различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам:
1) по рабочему давлен
Фрагмент работы для ознакомления
Определите пусковые давления при различных конструкциях и системах газлифта и глубину установки газлифтных клапанов, их количество. Исходные данные приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Исходные данные
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм 146
Устьевое давление Pу, МПа 1,5
Рабочее давление Pр, МПа 3,5
Плотность смеси ρсм, кг/м3 830
Глубина скважины (длина подъемника) H, м 990
Диаметр наружного ряда труб d2, мм 73
Диаметр внутреннего ряда труб d1, мм 48
Статический уровень жидкости (от устья) hст, м 500
Давление развиваемое компрессором Pk, МПа 6
Список литературы
Отсутствует
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
Другие контрольные работы
bmt: 0.00457