Рефераты

Главная

Начертательная геометрия

Оккультизм и уфология

Педагогика

Полиграфия

Политология

Программирование
компьютеры и кибернетика

Производство и технологии

Социальная работа

Начертательная геометрия

Не сортированные

Таможенная система

Теория государства и права

Арбитражный процесс

Нотариат

Менеджмент

Металлургия

Минералогия

Москвоведение

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

Курсовой проект

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	оС	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/т	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/(сутМПа)
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
гл
1100
6
Плотность нефти дегазированной, кг/м3
нд
883
7
Вязкость нефти дегазированной, мПа·с
нд
2,84
Расход жидкости агрегата УНЦ-1-16032к:
на первой передаче qI = 0.0032 м3/с
на четвёртой передаче qIV = 0.0102 м3/с
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 гл = 1200 кг/м3, в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью нд = 870 кг/м3данной 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 - 1-16032к. 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 (гл) и его предельного напряжения сдвига (гл) 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 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 = ReSen - 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
ReглкI = 1362 <ReкрI = 5560 т.е. режим движения ламинарный.
Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются по формуле
где кI - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле:
по графику кI = 0,56, определим потери на трение:
МПа.
Для жидкости замещения:
поскольку ReжзI = 18793 > Reкр = 2310, режим движения ламинарный.
Потери давления на трение:
где к - 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.,м3
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
нпл
669
8
Плотность нефти дегазированной, кг/м3
нд
883
9
Вязкость нефти дегазированной, мПа·с
нд
2,84
10
Обводненность продукции, %
n
0,32
11
Плотность пластовой воды, кг/м3
впл
1100
12
Газовый фактор, м3/т
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.