регистрация / вход

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место

Курсовой проект Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения Содержание Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения

Курсовой проект

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Содержание

1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния скважины

2.2 Расчет процесса освоения скважины

2.3 Расчет условий фонтанирования скважины при начальных и текущих условиях

2.4 Расчет и распределение давления в эксплуатационной колонне и НКТ при текущих условиях эксплуатации скважины

2.5 Техническое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы

Заключение

Список использованной литературы


1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения

Параметры Ед. Пласты
п/п измер. D3 dzr D2 st D2 ef2
1 2 3 4 5 6
1 Средняя глубина залегания м 2754
2 Тип залежи Пластовый, тектонически экранированный Массивный сводовый, стратиграфически и тектонически экранированный Пластовый сводовый, тектонически экраниро-ванный
3 Тип коллектора Поровый
4 Площадь нефтегазоносности тыс.м3 30753 34605 38352
5 Средняя общая толщина м 51 142 135
6 Средняя газонасыщенная толщина м 8,5-12,7 11,8* -
7 Средняя нефтенасыщенная толщина м 4,1-9,1 31,3* 16,5-18,2
8 Средняя водонасыщенная толщина м 13,5 53,4 11,2
9 Пористость % 9-13 10 8-13
10 Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ доли ед. 0,82-0,85 0,9* 0,72-0,95
11 Средняя нефтенасыщенность ВНЗ доли ед.
12 Средняя нефтенасыщенность газовой шапки доли ед. - 0,06 -
13 Средняя насыщенность газом газовой шапки доли ед. 0,78-0,87 0,85 -
14 Проницаемость по керну мкм2 0,004-0,039 0,046 0,002-0,112
по ГДИ мкм2
по ГИС мкм2
15 Коэффициент песчанистости доли ед. 0,512-0,692 0,68* 0,205-0,218
16 Коэффициент расчлененности доли ед. 5-6 12-15 5-8
17 Начальная пластовая температура о С 55 55 62
18 Начальное пластовое давление МПа 27,17-27,47 27,4 28,81-29,4
19 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с - 0,83-1,3 -
20 Плотность нефти в пластовых условиях т/м3 0,669
21 Плотность нефти в повехностных условиях т/м3 0,841 0,835 0,822-0,830
22 Абсолютная отметка ВНК м -2492
23 Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,541 1,518 1,236**
24 Содержание серы в нефти %
25 Содержание парафина в нефти %
26 Давление насыщения нефти газом МПа - 27,4 11,65**
27 Газосодержание м3 231,4* 231,4 87,1**
28 Содержание стабильного конденсата г/м3 225,8
29 Вязкость воды в пластовых условиях мПа*с - 0,7 -
30 Плотность воды в пластовых условиях т/м3 - 1,1 -
31 Средняя продуктивность *10м3 /(сут*МПа)
32 Начальные балансовые запасы нефти тыс.т 5579 48167 18127
в т.ч.: по категориям А+В+С1 тыс.т 157 40324 7091
С2 тыс.т 5422 7843 11036
33 Коэффициент нефтеизвлечения доли ед. 0,180 0,355 0,200
в т.ч.: по категориям А+В+С1 доли ед. 0,350 0,355 0,200
С2 доли ед. 0,175 0,355 0,200
34 Начальные извлекаемые запасы нефти тыс.т 1004 17099 3627
в т.ч.: по категориям А+В+С1 тыс.т 55 14315 1419
С2 тыс.т 949 2784 2208
35 Начальные балансовые запасы газа млн.м3
в т.ч.: по категориям А+В+С1 млн.м3
С2 млн.м3
36 Начальные балансовые запасы конденсата тыс.т
37 Коэффициент извлечения конденсата доли ед.

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния скважины

Для оценки состояния ПЗП определим скин – фактор по методике Ван - Эвердинга и Херста.

Таблица 1.1 Исходные данные:

№ п/п Обозначение
1 Дебит скважины q 81
2 Вязкость нефти м 0,00107
3 Мощность пласта h 41,3
4 Пористость m 0,1
5 Сжимаемость нефти вн 15,03*10-10
6 Сжимаемость породы вп 1*10-10
7 Радиус скважины rc 0,13

Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t) :

∆P, МПа LgT
0 0
2,7 7,2
3,7 7,9
4,7 8,6
5 9,0
5,2 10,0
5,2 10,5

где уклон прямолинейного участка


Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.

2.2 Освоение скважины

Таблица 2.1 Исходные данные:

№ п/п Обозначение
1 Пластовое давление, МПа Pпл 18,94
2 Глубина скважины, м Н 2652
3 Внутренний диаметр НКТ, м dнктв 0,062
4 Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м dэкв 0,13
5 Плотность жидкости глушения, кг/м3 rгл 1100
6 Плотность нефти дегазированной, кг/м3 rнд 883
7 Вязкость нефти дегазированной, мПа·с mнд 2,84

Расход жидкости агрегата УНЦ-1-160´32к:

на первой передаче qI = 0.0032 м3

на четвёртой передаче qIV = 0.0102 м3

Решение:

Освоение скважины – комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих. Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости. Принять, что для освоения требуемое забойное давление равно 0,75*Рпл .

В качестве жидкости глушения используем глинистый раствор плотностью rгл = 1200 кг/м3 , в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью rнд = 870 кг/м3 данной залежи. Проектирование процесса освоения скважины методом замены жидкости на нефть (без поглощения её пластом) заключается в расчёте давления закачки (Рзак ), объёма закачиваемой жидкости (Vзак ) и продолжительности закачки (Тзак ).

Закачка жидкости замещения производится насосным агрегатом УНЦ - 1-160´32к. Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости и необходимо для каждой передачи найти потери напора на трение, чтобы установить режим закачки. В данном случае потери напора рассчитываются для двух режимов – на первой передаче (расход qI = 0.0032 м3 /с) и на четвёртой передаче (расход qIV = 0.0102 м3 /с).

Для оценки пластической вязкости глинистого раствора (hгл ) и его предельного напряжения сдвига (tгл ) используются формулы Б.Е. Филатова

Находим критическую скорость движения глинистого раствора в трубе Wкрт


Фактическую среднюю скорость движения глинистого раствора в НКТ при различных режимах закачки находим по следующей формуле:

на первой передаче:

на четвертой передаче:

Потери давления на трение при движении глинистого раствора по трубам определяются по формуле

где Hнкт0 = Hскв -10 м;


Для жидкости замещения в этом случае

Тогда коэффициент гидравлического сопротивления l равен:

МПа.

МПа.

Таким образом, увеличение объемного расхода жидкости с 0,0032 до 0,0102 приводит к возрастанию потерь на трение в трубе. Освоение скважины, согласно проведенным расчётам, целесообразно вести на первой передаче.

Вытеснение глинистого раствора производиться жидкостью замещения (нефтью) по кольцевому зазору («затрубному пространству»).

Критическую скорость для кольцевого зазора рассчитываем по формуле:

.


Reкр – критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле

где He = Re×Sen – параметр Хёдстрема.

Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде:

число Рейнольдса:

и тогда параметр Хёдстрема

Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре при расходе qI = 0,0032 м3 /с составит

м/с

Параметр Хёдстрема:


Тогда

число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре

Reглк I = 1362 <Reкр I = 5560 т.е. режим движения ламинарный.

Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются по формуле

где bк I – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле:

по графику bк I = 0,56, определим потери на трение:


МПа.

Для жидкости замещения:

поскольку Reжз I = 18793 > Reкр = 2310, режим движения ламинарный.

Потери давления на трение:

где lк – коэффициент гидравлического сопротивления.

Тогда

Прямая закачка

Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.

1) Заполнение полости НКТ жидкостью замещения и как следствие перемещение границы раздела нефть – глинистый раствор (X) по НКТ от устья до башмака НКТ (). Принимаем, что башмак НКТ спущен до забоя скважины (1407м).

Для определения давления закачки используем формулу:

давление, необходимое для уравновешивания разности гидростатических давлений.


Для определения забойного давления используем формулу:

2) Заполнение затрубного пространства жидкостью замещения, перемещение границы раздела от башмака до устья, X – расстояние от устья до границы раздела. ().

Для определения давления закачки используем формулу:

Для определения забойного давления используем формулу:

Обратная закачка

Рассмотрим случай обратной закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в затрубное пространство, а тяжелая жидкость вытесняется по НКТ. Расчеты производим аналогично расчетам при прямой закачке, результаты сводим в таблицах. Строим графики зависимостей забойного давления, и давления закачки от времени.

Прямая закачка:

X, м ДРт гл , МПа ДРт з , МПа ДРкз гл , МПа ДРкз з , Мпа Рзак , МПа Рзаб , МПа Vж.з.3 Tзак , час
НКТ 0 1,972 0,000 0,765 0 2,737 28,521 0,000 0,000
200 1,823 0,042 0,765 0 3,056 29,285 0,604 0,052
400 1,674 0,084 0,765 0 3,374 29,285 1,207 0,105
600 1,525 0,127 0,765 0 3,693 29,285 1,811 0,157
800 1,375 0,169 0,765 0 4,012 29,285 2,414 0,210
1000 1,226 0,211 0,765 0 4,330 29,285 3,018 0,262
1200 1,077 0,253 0,765 0 4,649 29,285 3,621 0,314
1400 0,928 0,295 0,765 0 4,968 29,285 4,225 0,367
1600 0,778 0,337 0,765 0 5,286 29,285 4,828 0,419
1800 0,629 0,380 0,765 0 5,605 29,285 5,432 0,471
2000 0,480 0,422 0,765 0 5,924 29,285 6,035 0,524
2200 0,331 0,464 0,765 0 6,242 29,285 6,639 0,576
2400 0,181 0,506 0,765 0 6,561 29,285 7,242 0,629
2600 0,032 0,548 0,765 0 6,880 29,285 7,846 0,681
2643 0,000 0,557 0,765 0 6,948 29,285 7,975 0,692
Затрубное пространство 2643 0 0,557 0,765 0 6,948 28,521 7,975 0,692
2600 0 0,557 0,707 0,001 6,800 28,429 8,236 0,715
2400 0 0,557 0,649 0,006 6,321 28,003 10,053 0,873
2200 0 0,557 0,591 0,011 5,843 27,578 11,869 1,030
2000 0 0,557 0,533 0,017 5,364 27,152 13,686 1,188
1800 0 0,557 0,475 0,022 4,886 26,726 15,503 1,346
1600 0 0,557 0,417 0,027 4,408 26,300 17,319 1,503
1400 0 0,557 0,360 0,032 3,929 25,875 19,136 1,661
1200 0 0,557 0,302 0,037 3,451 25,449 20,953 1,819
1000 0 0,557 0,244 0,043 2,972 25,023 22,769 1,977
800 0 0,557 0,186 0,048 2,494 24,597 24,586 2,134
600 0 0,557 0,128 0,053 2,015 24,172 26,403 2,292
400 0 0,557 0,070 0,058 1,537 23,746 28,219 2,450
200 0 0,557 0,012 0,063 1,058 23,320 30,036 2,607
0 0 0,557 0,000 0,068 0,625 22,894 31,853 2,765

2.3 Расчет условий фонтанирования скважины

Естественное оптимальное фонтанирование – это процесс подъема продукции скважины под действием природной энергии при работе подъемника на оптимальном режиме.

Условия фонтанирования определяется соотношением между эффектным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

Исходные данные для расчета:

№ п/п Обозначение
1 Пластовое давление, МПа Pпл 18,9
2 Глубина скважины, м Н 2653
3 Внутренний диаметр НКТ, м dнктв 0,062
4 Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м dэкв 0,13
5 Устьевое давление, МПа Ру 7,0
6 Давление насыщения, МПа Рнас 27,4
7 Плотность пластовой нефти, кг/м3 rнпл 669
8 Плотность нефти дегазированной, кг/м3 rнд 883
9 Вязкость нефти дегазированной, мПа·с mнд 2,84
10 Обводненность продукции, % n 0,32
11 Плотность пластовой воды, кг/м3 rвпл 1100
12 Газовый фактор, м3 Г 231,4

Определим коэффициент растворимости

=231,4·0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа-1

2.4 Гидравлический расчет движения газожидкостной смеси в скважине по методу Ф. Поэтмана – П. Карпентера

1. Принимаем величину шага изменения давления , соответственно число задаваемых давлений n = 21.

2. Рассчитываем температурный градиент потока

где - средний геотермический градиент скважины, Qж ст – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; DТ – внутренний диаметр колонны НКТ, м.

3. Определяем температуру на устье скважины

5. Рассчитаем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования. Например, при Р=10 МПа и Т=267,5 К.:

;


6. Определим плотность выделившегося газа при Р=10 МПа и Т=276, 5 К.:

;

где ;

;

7. Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при Р=10 МПа и Т=267,5 К :

;

8. Рассчитаем объемный коэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности л(Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти бн при стандартном давлении:

;

;

;

9. Определяем коэффициент сверхсжимаемости газа по следующим зависимостям

где Тпр и рпр – соответственно приведенные температура и давления определяются по следующим формулам

10. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях. Например, при термодинамических условиях Р = 10 МПа и Т = 267, 5 К, удельный объем будет


11. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях

12. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси

13. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления

14. Вычисляем полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньше, чем рнас . Например, градиент в точке, соответствующей давлению р = 7 МПа


15. Вычисляем dH/dp

16. Проводим численное интегрирование зависимости dH/dp = f(p), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока.

2.5 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы

Данная скважина эксплуатируется фонтанным способом. Это связано с высоким газосодержанием нефти 231,4 м3 /т, давление на забое скважины меньше давления насыщения нефти газом поэтому фонтанирование газлифтное. Скважина относится к высоко дебитным (, обводненность продукции на данный момент 0,34 %), поэтому перевод на другой способ эксплуатации на данный момент не целесообразен.


Заключение

В процессе выполнения курсового проекта мною были выполнены расчеты освоения скважины, условий фонтанирования, распределения давлений в насосно-компрессорных трубах и эксплуатационной колонне, был выбран способ эксплуатации, закреплены знания по таким дисциплинам как нефтегазопромысловое оборудование, эксплуатация нефтяных и газовых скважин, разработка нефтяных и газовых скважин, гидравлика.

Наиболее целесообразно эксплуатировать скважину фонтанным способом.


Список литературы

1. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти.: Под редакцией К.Р. Уразаков. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 374с.

2. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М., Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 543 с.

3. Сборник задач по технологии и технике нефтедобыче: Учеб. пособие для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный - М.: Недра, 1984. - 272.с., ил.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учеб. пособие для вузов. – М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. – 2-е изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1983 г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.

6. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. И доп., М. - «Недра», 1979. - 271 с.

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий