Збiр

7 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)
Параметри	Перша буква прізвища	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Глибина свердловини, м	А – К	2000	2100	2050	1850	1950	1800	1900	2200	2300	2400
Глибина свердловини, м	Л – Я	2400	2300	2200	2000	1800	2200	2100	2000	1800	1900
Діаметр експлуатаційної колони, мм		142
Довжина інтервалу перфорації, м		80	70	40	120	50	30	20	60	75	85
Гирловий тиск , МПа		0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	1,1	1,2	1,3	1,4
Обводненість продукції, %	А – К	60	50	40	30	20	10	15	25	35	0
Обводненість продукції, %	Л – Я	40	30	60	10	45	25	30	40	20	30
Тиск насичення, МПа	А – Я	10	12	18	14	20	18	15	16	20	18
Дебіт свердловини, т/доб	А – К	–	60	–	80	–	–	70	–	65	120
Дебіт свердловини, т/доб	Л – Я	–	90	–	50	–	–	120	–	80	60
Коефіцієнт продуктивності, т/(доб·МПа)	А – Я	30	25	45	30	40	60	38	27	42	65
Газовий фактор, м³/м³	А – Ж	40	35	20	38	30	27	40	45	34	32
	З – Н	45	50	35	42	40	35	52	28	43	45
	О – Т	50	42	48	46	50	42	43	32	48	49
	У – Я	58	54	55	58	60	53	36	40	55	53
Допустима питома витрата запомповуваного газу, м³/м³	А – К	–	–	180	–	200	–	–	210	–	190
Допустима питома витрата запомповуваного газу, м³/м³	Л – Я	–	–	220	–	180	–	–	170	–	230

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

Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
Параметри	Перша буква прізвища	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Глибина свердловини, м	А – Ж	1000	1100	1200	1300	1400	1500	1600	1700	1800	1900
	З – П	2000	2100	2200	2300	2400	2500	2600	2700	2800	2900
	Р – Я	3000	3100	3200	3300	3400	3500	3600	3700	3800	3900
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
Коефіцієнт аномалії пластового тиску	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	850	855	860	865	870	875	880	885	890	895
Густина рідини, кг/м³	Л – Я	860	870	850	875	860	865	870	875	880	890
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм		161,6	153,7	164	159,4	152,4	157	171,9	124,7	174,7	164
Умовний діаметр першого ряду НКТ, мм		102	73	114	73	89	73	102	60	114	73
Умовний діаметр другого ряду НКТ, мм		48	-	60	-	42	-	48	-	60	-
Товщина стінки труб першого ряду, мм		6,5	5,5	7	7	8	5,5	6,5	5	7	5,5
Товщина стінки труб другого ряду, мм		4	-	5	-	3,5	-	4	-	5	-
Довжина піднімальної колони труб, м	А – Ж	700	750	800	850	900	950	1000	1100	1200	1300
	З – П	1800	1850	1900	1950	2000	2100	2150	2200	2300	2400
	Р – Я	1400	1500	1600	1700	1600	1900	1800	1000	1050	1100

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)
Параметри	Перша буква прізвища	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Глибина свердловини, м	А – І	1000	1100	1200	1300	1400	1500	1600	1700	1800	1900
	К – П	2000	2100	2200	2300	2400	2500	2600	2700	2800	2900
	Р – Я	3000	3100	3200	3300	3400	3500	3600	3700	3800	3900
Пластовий тиск, МПа	А – І	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
	К – П	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
	Р – Я	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35
Густина рідини, кг/м³	А – К	855	860	870	880	890	900	1000	1050	1100	1200
Густина рідини, кг/м³	Л – Я	870	880	855	860	870	880	875	870	880	855
Умовний діаметр НКТ, мм	А – І	73	73	60	89	48	73	60	89	48	60
	К – П	89	60	73	60	60	48	73	73	89	48
	Р – Я	60	89	48	48	73	60	48	60	73	73
Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм	А – І	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168
	К – П	168	146	168	146	168	146	168	146	168	146
	Р – Я	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168
Товщина стінки НКТ, мм	А – І	5,5	7	5	6,5	4	5,5	5	6,5	4	5
	К – П	6,5	5	5,5	5	5	4	7	5,5	6,5	4
	Р – Я	5	6,5	4	4	7	5	4	5	5,5	7

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

Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
Параметри	Перша буква прізвища	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Глибина свердловини, м		1840	2730	3240	1600	2300	2580	3370	3150	2420	3540
Товщина пласта, м		40	100	85	30	140	180	130	180	120	170
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм		122	150	150	130	125	134	145	121	125	143
Пластовий тиск, МПа		12	16	17	9	14	15	17	16	13	20
Вибійний тиск, МПа	А – К	–	–	70	–	–	70	–	80	65	–
Вибійний тиск, МПа	Л – Я	–	–	90	–	–	95	–	92	80	–
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	120	–	60	Необме-жений	–	80	–	–	Необме- жений
Коефіцієнт продуктивності, м³/(МПа·добу)	А – К	11	25	13	20	15	16	10	9	8	7
Коефіцієнт продуктивності, м³/(МПа·добу)	Л – Я	15	13	20	13	11	20	16	12	14	10
Газовий фактор, м³/м³		40	50	30	45	65	35	55	44	48	75
Коефіцієнт розчинності, м³/(м³·МПа)		4	5	5	6	4,5	5	6	5	4,7	5
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, %		–	2	–	–	4	–	5	–	8	–
Наявність піску		Сліди	–	Сліди	Сліди	–	–	Сліди	Сліди	–	–
Робочий тиск, МПа		5	7	8	5	6	8	8	8	6	8
Допустима питома витрата нагнітального газу, м³/м³	А – К	150	–	–	–	220	–	–	–	–	340
Допустима питома витрата нагнітального газу, м³/м³	Л – Я	170	–	–	–	180	–	–	–	–	260

Содержание