Пермскийгосударственный технический университет
Горно-нефтянойфакультет
Кафедраразработки нефтяных и газовых месторождений
Курсовой проект
Тема: «Анализи оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, ОбъектАС10, Месторождение Лянторское»
Учебнаядисциплина: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»
Выполнил: студент гр. РНГМ-05-2
Валиуллин А.В
Проверил: Илюшин П.Ю.
г. Пермь, 2009г.
Содержание
Введение
1. Геолого-промысловая характеристика и состояниеразработки залежи
2. Технологическая часть
2.1 Анализ технологических режимов и условийэксплуатации добывающих скважин
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данныхисследований. Характеристика призабойной зоны
2.2.1 Расчет процесса освоения скважины
2.2.1.1 Прямая закачка
2.2.1.2 Обратная закачка
2.2.2 Характеристика призабойной зоны пласта
2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчетраспределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины притекущих и начальных условиях
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационнойколонне и колонне НКТ
2.4 Технико-экономическоеобоснование способа эксплуатации скважины выбор скважинного оборудования и режима его работы
Заключение
Список литературы
Приложение
Введение
В курсовом проекте описаны геолого-промысловаяхарактеристика и состояние разработки Лянторского месторождения на 01.10.2009г., а также проанализирован фонд добывающих скважин и решены задачи освоения,исследования и обоснования способа эксплуатации добывающей скважины № 1263.
1. Геолого-промысловаяхарактеристика и состояние разработки залежи
Лянторскоеместорождение расположено в Сургутском районе Тюменской областиХанты-Мансийского автономного округа, в среднем течении реки Пим, с 49 по 163км от устья. Ближайшими населёнными пунктами являются город Лянтор,расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым – 60 км ксеверу от него. Наиболее крупный населённый пункт город Сургут, которыйрасположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождениенаходится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».
Лянторское месторождение введено в разработку в 1978году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела:нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11,нефтенасыщенные – БС-82, БС-18. Пласты АС-9, АС-10, АС-11 объединены в одинобъект АС. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатациякоторого ведется одной скважиной
Запасы нефти, свободного и растворенного газаутверждены ГКЗ СССР в 1987 году в количестве: геологические запасы нефтикатегории С1 – 108,7 млн.т, категории С2 – 105,2 млн.т, извлекаемые категорииС1 – 48,5 млн.т, категории С2 – 39,8 млн.т. Геологические запасы растворенногогаза категории С1 утверждены в объеме 24,7 млрд.м3, категории С2 – 18,7млрд.м3, извлекаемые соответственно 11,0 млрд.м3 и 7,2 млрд.м3. Запасысвободного газа категории С1 оценивались в 4,3 млрд.м3, категории С2 – 7,4млрд.м3.
В геологическом строенииместорождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента итерригенные песчаноглинистые отложения платформенного мезо-кайнозойскогоосадочного чехла.
Палеозойскийфундамент и полный разрез платформенных отложений, включающий в себя иотложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, вскрыт наЛянторском месторождении скважиной 17. Общая толщина осадочного чехла в этойскважине составляет 3144 метра.
Палеозойскийфундамент.
Породыпалеозойского фундамента представлены порфиритом базальтовым, темно-серым итемно-зеленым, с прожилками и включениями кальцита и других минералов. Вскрытаятолщина пород фундамента составляет 56 метров.
Коравыветривания.
Образованиякоры выветривания в пределах Сургутского района имеют площадноераспространение. Они вскрыты почти во всех скважинах, пробуренных допалеозойского основания. По положению в разрезе возраст условно принимаетсятриасовым. Литологически кора выветривания представлена выветрелымипорфиритами, разбитыми трещинами, заполненными кальцитом. Толщина корывыветривания достигает 15 метров.
Юрскаясистема.
Отложенияюрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания всеми тремяотделами: верхним, средним и нижним. Нижний и средний отделы сложены близкимипо генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту, в составе верхнего отделавыделяются абалакская и баженовская свиты.
Тюменскаясвита сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
Аргиллитытемно-серые, плотные, крепкие с многочисленными включениями обуглившихсярастительных остатков, местами битуминозные. Алевролиты серые и светло-серые,участками глинистые, волнисто-горизонтально-слоистые за счет прослоев и линзпесчаника. Песчаники серые, мелко и разнозернистые, крепкие, слюдистые,кремнисто-глинистые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков,небольшой мощности, прослойки угля. Толщина Тюменской свиты достигает 340 м.
Абалакскаясвита, нижняя часть верхнего отдела сложена аргиллитами темно-серыми, плотными,слюдистыми, алевритистыми прослоями известковистыми, содержащими глауконит,обломки фауны аммонитов, пелеципод, фараминифер верхнеюрского возраста. Толщинаотложений абалакской свиты изменяется от 25 до 68 метров.
Баженовскаясвита представлена аргиллитами темно-серыми до черных с коричневым оттенком,битуминозными, листоватыми, с включениями обломков фауны, стяжений пирита, собильным растительным детритом. Толщина свиты 15-30 метров.
Меловаясистема.
Отложениямеловой системы в изучаемом районе представлены двумя отделами: нижним иверхним, нижний отдел включает в себя мегионскую, вартовскую, алымскую и нижнюючасть покурской свиты; верхний- верхами покурской, кузнецовской, березовской иганькинской свит.
Мегионскаясвита согласно залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты, включаетв себя остатки берриасского и нижней части валанжинского яруса.
Внизах свиты выделяется ачимовская толща, сложенная в основном,песчано-алевритовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники и алевролитысерые и светло-серые, мелкозернистые, глинистые с редкими прослоями известковыхпесчаников. Ачимовская толща перекрывается мощной толщей аргиллитов темно-серыхи серых плотных, слюдистых, иногда известковистых. В верхней части мегионскойсвиты выделяется песчаный пласт БС10, который на Лянторском месторождениисущественно заглинизирован. Толщина мегионской свиты 270-320 метров.
Вартовскаясвита включает в себя осадки верхне-валанжин-сетерив-барремского возраста и впределах месторождений вскрыты всеми пробуренными скважинами. Нижняя частьвартовской свиты представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых, плотных,слюдистых и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых. Вверхней части вартовской свиты выделяются песчаные пласты АС9, АС10 и АС11,являющиеся на Лянторском месторождении промышленно нефтегазоносными. Толщинавартовской свиты 430 — 450 метров.
Алымскаясвита включает в себя осадки нижнеаптского возраста, представлены аргиллитамитемно-серыми, в средней части почти черными, плотными, крепкими, слюдистыми,прослоями известковистыми. В нижней части встречаются линзовидные тончайшиепрослойки песчаников. Толщина алымской свиты изменяется от 130 до 170 метров.
Покурскаясвита выделена в объеме осадков верхне-альб-сеноманского возраста, представленынеравномерным переслаиванием алеврито-песчаных пластов с глинистыми.
Кузнецовскаясвита. Морские отложения отделены от континентальных сеноманских отложений ивыделяются в составе кузнецовской свиты. Представлены они пачкой глинтемно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, аргиллитоподобных, с включениямиглауконита. Встречаются обломки фауны, толщина свиты 25-35 метров.
Березовскаясвита. Отложения свиты разделяются на две подсвиты: нижнеберезовскую(коньяк-сантонский ярусы) и верхнеберезовскую (кампанский ярус). Нижняяподсвита представлена глинами серыми и светло-серыми, слабоалевритовыми,опоковидными, прослоями переходящими в опоки-алевритистые.Толщинанижнеберезовской свиты 35-130 метров, верхнеберезовская свита сложена глинамисерыми, зеленовато-серыми, однородными, слабоалевритистыми, толщина 35-70метров.
Ганькинскаясвита. Отложения заканчивают разрез меловых отложений. Литологическимаастрихт-датские отложения довольно однообразны. Весь разрез представленглинами серыми, зеленовато-серыми, иногда голубоватыми, известковистымипрослоями, переходящими в мергели. Встречаются включения глауконита, пирита иобломков фауны. Толщина свиты 55-80 метров.
Палеогеноваясистема.
Разрезпалеогеновых образований представлен мощной толщей осадков палеоценового,эоценового, и олигоценового возрастов. В составе палеогеновой системывыделяется ряд свит: талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен), тавдинская,атлымская, новомихайловская, туртасская (олигоцен).
Талицкаясвита. Отложения свиты мало отличаются от вышеописанных пород верхнего мела.Она сложена глинами темно-серыми, в верхней части алевритистыми с прослоямитонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит. Толщина свиты 85-120метров.
Люлинворскаясвита представлена глинами серыми и светло-серыми и зеленоватым оттенком, внижней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней частиопоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части прослоямидиатомовые. Толщина свиты 180-220 метров.
Тавдинскаясвита сложена глинами зеленовато-серыми, зелеными, голубовато-серыми, вязкими,жирными с линзами и присыпками тонкозернистого кварцевого песка, включениямисидерита, известняка. Толщина свиты 130-150 метров.
Атлымскаясвита представлена песками светло-серыми почти белыми, преимущественнокварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями глин буровато-серых, алевритистых и прослоямибурых углей. Толщина свиты 90-100 метров.
Новомихайловскаясвита приурочена к олигоцену, представлена чередованием глин буровато-серых,песков и алевролитов серых, светло-серых с прослоями бурых углей. Толщина свиты75-80 метров.
Туртасскаясвита завершает разрез третичных осадков породы свиты, представлены глинамизеленовато-серыми, плотными с прослоями песка и алеврита, с включениямиуглистых остатков. Толщина осадков 30-35 метров.
Четвертичнаясистема.
Наразмытой поверхности палеогеновых образований залегают отложения четвертичнойсистемы, представленные в основном песками серыми, зеленовато-серыми спрослоями алевритистых глин. Выше залегают озерно-аллювиальные глины серые,коричневато-серые, морские глины с валунами, гальками и гравием, озерно-ледниковыеобразования. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровнымиотложениями. Общая толщина четвертичных отложений составляет около 100 метров.
Нефтегазоносность Лянторскогоместорождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете 1984 г.запасы оценивались по пяти объектам — АС9, АС10, АС11, БС81, БС82 [1]. В процесседоразведки были установлены залежи в трех пластах ачимовской пачки нижнего мелаи пласте ЮС2 средней юры.
Таким образом, вразрезе Лянторского месторождения были выделены следующие залежи нефти:газонефтяные — в пластах АС9, АС10, АС11, нефтяные — в пластах БС81, БС82,БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.
По признакупреобладания газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластовАС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическомустроению — сложнопостроенным.
На 1.10.2008 года фонд добывающих скважин по обьекту составил 3291действующих скважин (16 фонтанных и 3275 насосных) и 236 бездействующих. Почтивесь фонд работает насосным способом (99,5%), в основном электроцентробежныминасосами (95,6%).
Фонд нагнетательныхсоставил 1348 скважин, в том числе 1224 действующих (90,8%), 123бездействующих и 1 скважина в освоении
Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановкаскважин из-за высокой обводненности
По состоянию на 1.01.2008 г. Накопленная добыча составила нефти игазового конденсата составилы 203,2 млн.т., в т.ч. нефти – 6648 тыс. т, 133,8млн.т. жидкости (проект – 121,3 млн.т), обводненность продукции составила95%(прокт – 94,6)
2. Технологическая часть
2.1 Анализ технологическихрежимов и условий эксплуатации добывающих скважин
На 1 января 2008 года эксплуатационный фонд НГДУ «Лянторнефть»составил 3696 скважин, в том числе 3619 скважин – Лянторское месторождение, 77скважин – Маслиховское. Добычу нефти осуществляли 7 цехов по добыче нефти игаза на Лянторском и Ларкинском, 1 на Маслиховском, Санинском,Назаргалеевском и один участок по добыче нефти и газа на Западно-Камынском иСеверо-Селияровском месторождениях. За 2008 год добыто 8479,385 тыс.т нефти,что на 13,231 тыс.т больше задания, и на 328,385 тыс.т больше гос. заказа. Эксплуатацияосуществлялась преимущественно механизированным способом: электроцентробежныминасосами – 85,98% (3178 скважин), штанговыми глубинными насосами – 7,90% (292скважин), фонтанным способом – 6,11% (226 скважин).
Неработающий фондсократился на 79 скважин и составил на 1.01.2008 год 417 скважин. Средний дебитодной скважины по жидкости составил 65,1 т/сут, по нефти 7,2 т/сут, в 2002 годубыл 56,2 т/сут и 7,4 т/сут соответственно. Обводненность по Лянторскомуместорождению выросла на 1,82% и составила 89,0%. Фонд скважин с обводнённостьюболее 90% увеличился на 360 скважин и составил 2005 против 1645 на 1.01.2008 г.
Фонд нагнетательных скважин составил 1219 скважин, втом числе эксплуатационный фонд – 1038 скважины, неработающий фонд – 181скважин.
Динамика изменения действующего фонда и фондадобывающих скважин показана в табл. 3.1.
Таблица 3.1 Динамика изменения действующего фонда ифонда добывающих скважин за 2005 –2008 гг.№ п/п Год Фонд добывающих скважин Средне действующий фонд В % к добывающему фонду 1 2005 3576 2990 83,6 2 2006 3606 3065 84,9 3 2007 3646 3245 89,0 4 2008 3696 3389 91,7
За последние годы, каквидно из приведенной таблицы, произошло увеличение среднедействующего фонда ифонда добывающих скважин. За 4 года (2005 – 2008 гг.) среднедействующий фондувеличился на 399 скважин. Фонд добывающих скважин увеличился на 120 скважин.
По сравнению с 2007годом среднедействующий фонд скважин увеличился на 144 скважин и составил 3389скважин (91,7% добывающего фонда). Фонд добывающих скважин увеличился на 50 исоставил 3696 скважин.
Динамика показателейиспользования эксплуатационного фонда приведена в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Динамикапоказателей использования эксплуатационного фондаГод Коэффициент эксплуатации Коэффициент использования МРП 2005 0,946 0,756 411 2006 0,956 0,817 427 2007 0,96 0,855 444 2008 0,965 0,878 466
Как видно изприведенной таблицы за последние годы произошло увеличение показателейиспользования эксплуатационного фонда. За 4 года (2005 – 2008 гг.) коэффициентэксплуатации вырос на 0,019, коэффициент использования повысился на 0,122,межремонтный период увеличился на 55 суток.
По сравнению с 2007годом коэффициент эксплуатации повысился на 0,05 и составил 0,965. Коэффициентиспользования увеличился на 0,023 и составил 0,878. Межремонтный период скважинповысился на 22 и составил 466 суток.
Анализ фонда скважин,оборудованных УЭЦН
По состоянию на 01.01.2008г. 3178 скважин Лянторскогоместорождения оборудованы УЭЦН (86% эксплуатационного фонда). Добыча нефтиустановками ЭЦН в 2008 году увеличилась по сравнению с 2007 годом на 163225 т исоставила 811235 т (в 2007 году – 794133 т).
Состояние эксплуатационного фонда скважин,оборудованных УЭЦН на 01.01.2008г. приведено в табл. 3.3.
Таблица 3.3 Состояние фонда скважин, оборудованныхУЭЦНТипоразмер УЭЦН Экспл. фонд Действ. фонд Дающий Фонд Простой Бездействие Неработ.фонд УЭЦН-50 1863 1751 1705 46 112 164 УЭЦН-80 603 596 589 7 7 14 УЭЦН-125 244 244 237 7 - 7 УЭЦН-200 33 33 33 - - - УЭЦН-250 17 17 17 - - - УЭЦН-400 6 6 6 - - - УЭЦН-500 1 1 1 - - - УЭЦН-25,30 132 98 92 6 34 40 FS 53 53 52 1 - 1 ODI 186 186 186 - - - Всего 3178 3015 2942 73 163 236
На 01.01.2008 г. в действующем фонде находится 3015скважин, что составляет 94,9% от эксплуатационного фонда. Дающий фондсоставляет 92,6% от эксплуатационного фонда (2942 скважины). Неработающий фондсоставил 236 скважин (7,4% эксплуатационного фонда). В простое – 73 скважины, вбездействии 163 скважины, скважин в освоении на 01.01.2008г. – нет.
Неработающий фонд составляют в основном скважины,оборудованные УЭЦН-50, УВННП-25, УЭЦН-30. При этом 30,3% скважин, оборудованныхУЭЦН-25,30, находятся в неработающем фонде, когда только 8,8% скважин,оборудованных УЭЦН-50, находятся в неработающем фонде.
Коэффициент использования фонда в 2008 году увеличилсяпо сравнению с 2007 годом (0,856) на 0,023 и составил 0,879. Коэффициентэксплуатации в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,958) на 0,01 исоставил 0,968.
Применяемые на месторождении типоразмеры УЭЦНприведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 Распределение УЭЦН по типоразмерам№ п/п Типоразмер УЭЦН Напор, м Подача, м3/сут Число скважин 1 ЭЦН-25-30
1500
1600
1850 12-35 132 2 ЭЦН-50
1300
1550
1700 25-70 1863 3 ЭЦН-80
1200
1550
1800 60-115 603 4 ЭЦН-125
1200
1300
1500 105-165 244 5 ЭЦН-200
1200
1400 150-265 33 6 ЭЦН-250
1200
1700 195-340 17 7 ЭЦН-400
1050
1100 300-440 6 8 ЭЦН-500
1000
1200 430-570 1 9
«CL»
FS-300
FS-320
1600
900
10-60
20-60 186 10
«ODI»
R-5
R-7
R-9
R-12
R-16
R-32
1600
1350
20-60
60-100 53
Согласно приведеннойвыше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемогофонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 — 7,7 % (244шт.), ЭЦН-20,25,30 – 3,74%, а также применяются установки импортногопроизводства фирмы ODI – 5,85% (186шт.) и CENTRILIFT- 1,66% (53 шт.)от общего их количества (рис. 3).
Технологическиехарактеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые взначительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторыехарактеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Технологическиехарактеристики эксплуатации УЭЦНТип оборудования Глубина спуска (средняя), м Средний дебит, м3/сут Обводненность, % ВНН-25 1720 23 48,4 ЭЦН-30 1740 27,9 73 ЭЦН-50 1680 43,2 83,9 ЭЦН-80 1660 78,1 84,1 ЭЦН-125 1640 115,4 88 ЭЦН-200 1600 187 88,6 ЭЦН-250 1640 238 91,4 ЭЦН-400 1550 392 93,2 ЭЦН-500 1480 443 94 " CL " 1760 49,24 82,69 " ODI " 1740 70,9 84,82
Так как обводненностьпродукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи сэтим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции.Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% отанализируемого фонда, от 50 до 80 — 4,15%, от 80 до 90 – 95,09%, от 90 до 99,9– 0,75 %. Обводнённость продукции скважин, оборудованных установками ЭЦН,повысилась с 87,8% в 2003 году до 89,15% в 2004 году.
Рассмотрим теперь распределение скважин по дебиту Средние дебиты скважин изменяютсяв пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитомдо 50 м3/сут – 65,7%, от 50 до 100 м3/сут – 24,82%, а с дебитами от 100 до 443м3/сут – 8,84 %.
Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.Данные по скважине: Нс(Lc) 2351 м Dэкс 146 мм dэкс 130,4 мм Dнкт 73 мм dнкт 62 мм Pпл тек 19,1 МПа Pпл нач 21 МПа ρб.р. 1,109 г/см3 nв 0,746 д.ед. Hдин 1059 м Pбуф 1,5 МПа Pзатр 2,0 МПа ρпл вода 1008 кг/м3 Pнас 14,5 МПа ρг 0,758 кг/м3 ρн д 903 кг/м3 ρн пл 843 кг/м3 Pзаб дин 15,3 МПа Pзаб стат 23,5 МПа Qж 52 м3/сут h 8 м Кпрод 1,4 м3/(сут*МПа) bн 1,115 д.ед. μн 4,2 мПа*с k 0,109 мкм2
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данныхисследований. Характеристика призабойной зоны2.2.1 Расчет процессаосвоения скважины
Исходные данные:Величина Значение Ед. измер. Hc 2351 м Dнкт 0,073 м dнкт 0,062 м Dэкс 0,146 м dэкс 0,1304 м ρб.р. 1109 кг/м3 ρж.з. 911 кг/м3 μж.з. 4,2 мПа*с Pпл нач 21 МПа
Решение:
Освоением скважиныназывается процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины послеокончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытогофонтанирования заполнена «тяжёлой жидкостью» — буровым раствором илисолёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб),превышающее величину пластового давления (Рпл).
Наиболеераспространённым видом освоения скважины является замена «тяжёлой жидкости»более «лёгкой», именуемой «жидкость замещения», испособствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойнымдавлениями – как условия притока жидкости:
/>
Рассматриваемаяскважина заполнена глинистым раствором плотностью 1109 кг/м3.
В первую очередьнеобходимо выбрать вид жидкости замещения, удовлетворяющий условию притокажидкости. Если ствол скважины полностью заполнить этой жидкостью, то еёплотность rжз определится из соотношения: />
Очевидно, что прощевсего использовать в качестве жидкости замещения дегазированную нефть даннойзалежи плотностью rнд = 903 кг/м3 изаполнить ствол скважины дегазированной нефтью полностью.
Закачка жидкостизамещения будет производиться агрегатом
Табл.3Передача Подача, л/с Давление, МПа Подача, л/с Давление, МПа Подача, л/с Давление, МПа Подача, л/с Давление, МПа Подача, л/с Давление, МПа при диаметре сменных цилиндрических втулок, мм 80 90 100 115 127 Азинмаш – 32м I - - - - - - - - 3,16 16,0 II - - - - - - - - 4,61 10,9 III - - - - - - - - 7,01 7,2 IV - - - - - - - - 10,2 4,3
Данный агрегат имеетчетыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости, выбираем Iпередачу характеризующуюся подачей 3,16 л/с (0,00316 м3/сек).
2.2.1.1Прямая закачка
Рассмотрим случайпрямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелаяжидкость вытесняется по межтрубному пространству.
При расчетах этогопроцесса необходимо определить потери на трение при движении глинистогораствора и нефти в НКТ и в затрубном пространстве (/>).
Глинистыйраствор вязкопластичная жидкость, то для оценки пластической вязкости η ипредельного динамического напряжения сдвига τ0 используем формулы Б.С.Филатова:
/>
/>
Рассчитаем критическуюскорость в трубе:
/>
Фактическую скоростьбурового раствора в трубе:
/>
Рассчитаем параметрСен-Венана – Ильюшина:
/>
По графику [1, c.76,рис.3.1] определяем коэффициент />
Так как />, режим движенияламинарный, следовательно, потери на трение в трубе определяем по формуле:
/>
Для определения потерьна трение при движении в трубе нефти воспользуемся уравнением Дарси – Вейсбаха:
/>
/> – коэффициентгидравлического сопротивления.
Рассчитаем числоРейнольдса:
/>
При /> коэффициентгидравлического сопротивления вычисляем по формуле Кольбрука:
/>
Соответственно потерина трение в трубе при движении нефти состявят:
/>
Расчет потерь на трениев кольцевом пространстве
Рассчитывается критическая скорость движения жидкостизамещения в кольцевом зазоре
/>
где Reкр – критическое число Рейнольдса, характеризующеесмену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле
/>
где He = Re×Sen –параметр Хёдстрема.
Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазоразаписывается в виде
/>
а число Рейнольдса
/>
и тогда параметр Хёдстрема
/>
Средняя скорость движения жидкости замещения вкольцевом зазоре
/>
Параметр Хедстрема
/>
Критическое числоРейнольдса
/>
Число Рейнольдса придвижении глинистого раствора
/>
Так как Reгл1
Потери давления на трение в кольцевом зазоре придвижении бурового раствора определяются по формуле
/>
где brI – коэффициент, зависящий от параметраСен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазоруопределяется по формуле
/>
по графику рис.3.1. [5] brI = 0,60
/> МПа.
Для жидкости замещения
/>
потери давления на трение
/>
поскольку ReжзI = 3682> Reкр= 2320,
/>
и согласно
/> МПа.
Суммарные потери напора на трение в кольцевом зазорепри закачке жидкости замещения на первой передаче составят
/> МПа;
Весь процесс закачки
/>1).Расчёт расстояния x, на которое должна подняться жидкость замещения,считая от забоя, в кольцевом зазоре для случая, когда
/> -
проверяется возможность неполного заполнения скважиныжидкостью замещения в целях её экономии и сокращения времени освоения.
Давление на забое скважины в этом случае равно
/>
Откуда
/>
где Aкзгл и Aкжз – градиенты давления отгидравлических потерь при движении соответственно бурового раствора и жидкостизамещения в кольцевом зазоре, Па/м, определяемые по формулам:
· для структурного режима буровогораствора
/> Па/м,
· для структурного режима жидкостизамещения
/> Па/м
и тогда
/> м.
2) Расчёт давления закачки при равенстве забойного ипластового давлений
/>
= (1160-885)*9,8(1414,5-639)+0,544+0,38+0,105=2,1 МПа;
это давление обеспечивается агрегатом АзИНМАШ-32м налюбой передаче.
3). Расчёт объёма закачиваемой жидкости.
Очевидно, что объём закачиваемой жидкости складываетсяиз объёма НКТ
/> м3
и объёма части кольцевого зазора, заполненногожидкостью замещения
/> м3,
/> м3.
4).Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
/> ч.
2.2.1.2 Обратнаязакачка
Забойное давлениеопределяем
/>
Откуда
/>
/> Па/м,
/> Па/м
/>
/>
Объем жидкости закачки
/> м3,
Продолжительностьзакачки:
/> ч.
Вывод: сравниваяпоказатели прямой и обратной закачки, я выбрал прямую закачку, так как объемзакачивающей жидкости и время закачки меньше, чем у обратной.
2.2.2 Характеристика призабойнойзоны пластаДля оценки состояния ОЗП определим скин – фактор по методикеВан — Эвердинга и Херста.
Исходные данные:Величина Значение Ед. измер. q 52 м3/сут μ 4,2 мПа*с h 8 м m 0,25 д.ед. βн 1,09*10-9 1/Па βп 3,6*10-10 1/Па rc 0,0665 м Rк 250 м
/>
Решение:
1. Строим КВД вкоординатах ΔP – Lg(T):Т, час Р, МПа ∆P, МПа LgT 20 18,00 2,70 4,86 22 18,10 2,80 4,90 24 18,20 2,90 4,94 26 18,24 2,94 4,97 28 18,38 3,08 5,00 30 18,40 3,10 5,03 32 18,47 3,17 5,06 34 18,52 3,22 5,09 36 18,55 3,25 5,11 38 18,59 3,29 5,14 40 18,60 3,30 5,16 42 18,64 3,34 5,18 44 18,70 3,40 5,20 46 18,75 3,45 5,22 48 18,79 3,49 5,24 50 18,80 3,50 5,26
/>
2. Уклонпрямолинейного участка:
/>
Выбираем т. на прямой
/>
3. Гидропроводность:
/>
4. Проницаемость
/>
5. Пьезопроводность:
/>
6. Вычисляем Скин –фактор:
/>
/>
Скин – фактор, параметропределяющий потери давления в ОЗП, отрицательный, следовательно, призабойнаязона улучшена относительно удаленной зоны пласта, и проектирование мероприятийпо интенсификации продуктивности скважины не требуется.
2.3 Расчетусловий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления вэксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
Исходные данные:Величина Значение Ед. измер. Hс 2351 м Pпл нач 21 МПа Pпл тек 19,1 МПа Dэкс 0,146 м dэкс 0,1304 м ρгл.р. 1109 кг/м3 Dнкт 0,073 м dнкт 0,062 м ρн д 903 кг/м3 Руст 1,5 МПа Рнас 14,5 МПа Г 90 м3/т ρн пл 843 кг/м3 n 74,6 % ρв пл 1008 кг/м3 Ya 0,0029 д.ед. Yс1 0,9501 д.ед. Tпл 65 ˚С
Решение:
Минимальным забойным давлением фонтанированияназывается такое давление, которое, если его пересчитать в высоту столбажидкости, то эта высота окажется больше глубины скважины, т.е. из скважиныбудет переливаться жидкость.
Рассчитаем минимальное забойное давлениефонтанирования для текущих условий:
/>
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5МПа, приходящийся на единицу массы дегазированной нефти, определим по формуле:
/>
/>
Давление насыщения при температуре 20 °С определим изсоотношения:
/>
/> – Функция состава газа
/>
/>
Объем выделившегосягаза при давлении на устье 1,5 МПа
/>
Объём выделившегосягаза на башмаке подъемника равен нулю, т.к. />
Эффективный газовыйфактор определяем по формуле:
/>
Максимальную длину подъемника определим по:
/>
/>
/> – Средняяплотность жидкости на длине газожидкостного подъемника.
Продукция скважиныобводнена />. Определяемсреднюю плотность нефти:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
При текущих условиях (/>), скважинафонтанирует и прекратит фонтанировать при снижении забойного давления до 23 –23,96 МПа.
Аналогичным образом,рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для начальных условий: />.
/>
2.3.2Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
Исходные данные:Величина Значение Ед. измер. СИ Тпл 65 ° С 338 К Рнас 14,5 МПа 14500000 Па Yc1 0,9501 д.ед. 0,4926 д.ед Ya 0,0029 д.ед. 0,0535 д.ед Рпл тек 19,1 МПа 19100000 Па Ру 1,5 МПа 1500000 Па Г 90 м3/т 90 м3/т ρнд 903 кг/м3 903 кг/м3 ρго 1,02 - 1,02 - n 74,6 % 0,746 д.ед. ρпл вода 1008 кг/м3 1008 кг/м3 Qж 52 м3/сут 52 м3/сут dнкт 0,062 м 0,062 м μ 0,0042 Па*с 0,0042 Па*с Pзаб дин 15,3 МПа 15300000 Па dэкс 1304 мм 0,133 м Hс 2351 м 2351 м
Решение:
Используя метод Ф.Поэтмана – П. Карпентера. Расчет ведем «сверху-вниз».
1. Задаемшаг />, /> и определяемчисло расчетных точек:
/>
2. Рассчитываемтемпературный градиент потока
/>
где /> - средний геотермический градиент скважины, Qж ст – дебит скважины по жидкости пристандартных условиях; DТ –внутренний диаметр колонны НКТ, м.
3.Определяем температуру на устье скважины
/>
1. Рассчитываемтемпературу потока в рассматриваемых сечениях (точках) потока. Например, всечении, где />, температурабудет:
/>
5. Используя данныеисследования проб пластовой нефти, определяем физические параметры,соответствующие заданным давлениям
/>
6. Вычислим коэффициентсверхсжимаемости газа Z,для этого определим приведенные параметры смеси газов:
/>
/>
/> – относительнаяпо воздуху плотность смеси газов,
/>
/>
Коэффициентсверхсжимаемости газовой смеси при Р = 3,0 МПа:
При /> и />
/>
При /> и />
/>
7. Определяем удельный объем ГЖС при Р=3,0 МПа
/>
/>
8. Определяем удельнуюмассу смеси при стандартных условиях
/>
/>
9. Рассчитываем идеальную плотность ГЖСм при Р=3,0 МПа
/>
10. Определяем корреляционныйкоэффициент />:
/>
11. Вычисляем полный градиент давления при Р=3,0 МПа
/>
/>
13. Рассчитываемприведенную скорость жидкости в сечении колонны, />:
/>
/>
/>
/> – относительнаяшероховатость, k = 0,262*10-3:
/>
/>
/>
Вычисляем /> - обратныерасчетным градиентам давления.
Последовательноопределяем положение сечений (точек) с заданными термодинамическими условиямигазожидкостного потока:
/>
/>
Аналогичным образомвычисляем распределение давления «снизу – вверх», все данные расчетовсводим в таб.3.3.2.1 и таб.3.3.2.2.
Таб.3.3.2.1.Распределение давления в НКТ, расчет «сверху вниз»Р, Мпа ρ, кг/м3 μ, мПа*с b Г, м3/т T ГЖС, К Vгв, м3/т Рпр Тпр Z Vсм Мсм, кг/м3 f Росм dp/dH dH/dp H 1,5 873,2 5,39 1,041 35,56 285,3 21,8 0,338 0,997 0,89 5,33 4106,6 0,09 770,3 0,0077 129,6 0,0 2,0 869,7 5,28 1,056 39,57 286,8 21,8 0,45 1,002 0,84 4,95 4106,6 0,09 828,9 0,0083 120,7 62,6 2,5 867,0 5,19 1,07 42,68 288,3 21,2 0,563 1,007 0,79 4,71 4106,6 0,09 871,7 0,0087 115 121,5 3,0 864,8 5,13 1,084 45,22 289,8 20,4 0,676 1,013 0,73 4,55 4106,6 0,09 903,3 0,0090 111,1 178,0 3,5 862,9 5,07 1,097 47,37 291,3 19,5 0,788 1,018 0,66 4,43 4106,6 0,09 927,2 0,0092 108,3 232,9 4,0 861,3 5,02 1,11 49,23 292,8 18,5 0,901 1,023 0,60 4,34 4106,6 0,09 945,6 0,0094 106,3 286,5 4,5 859,9 4,97 1,122 50,88 294,3 17,5 1,013 1,028 0,53 4,28 4106,6 0,09 959,5 0,0095 104,8 339,3 5,0 858,6 4,93 1,134 52,35 295,8 16,5 1,126 1,033 0,45 4,23 4106,6 0,09 970,1 0,0096 103,7 391,4 5,5 857,5 4,9 1,145 53,67 297,3 15,5 1,239 1,039 0,38 4,20 4106,6 0,09 978 0,0097 102,9 443,1 6,0 856,4 4,86 1,156 54,89 298,8 14,4 1,351 1,044 0,31 4,17 4106,6 0,09 983,8 0,0098 102,3 494,4 6,5 855,5 4,83 1,166 56,00 300,3 13,4 1,464 1,049 0,23 4,16 4106,6 0,09 988,1 0,0098 101,8 545,4 7,0 854,6 4,8 1,176 57,04 301,8 12,4 1,576 1,054 0,25 4,16 4106,6 0,09 986,4 0,0098 102 596,4 7,5 853,7 4,78 1,185 58,00 303,3 11,4 1,689 1,06 0,28 4,17 4106,6 0,09 985 0,0098 102,2 647,4 8,0 852,9 4,75 1,194 58,90 304,8 10,4 1,802 1,065 0,29 4,17 4106,6 0,09 983,8 0,0098 102,3 698,5 8,5 852,2 4,73 1,202 59,74 306,3 9,4 1,914 1,07 0,31 4,18 4106,6 0,09 982,9 0,0098 102,4 749,7 9,0 851,5 4,71 1,21 60,54 307,8 8,4 2,027 1,075 0,33 4,18 4106,6 0,09 982 0,0098 102,5 800,9 9,5 850,9 4,69 1,217 61,29 309,3 7,5 2,139 1,081 0,34 4,19 4106,6 0,09 981,3 0,0098 102,5 852,2 10,0 850,2 4,67 1,224 62,01 310,8 6,5 2,252 1,086 0,36 4,19 4106,6 0,09 980,6 0,0097 102,6 903,5 10,5 849,7 4,65 1,23 62,69 312,3 5,6 2,364 1,091 0,37 4,19 4106,6 0,09 980,1 0,0097 102,7 954,8 11,0 849,1 4,63 1,236 63,34 313,8 4,7 2,477 1,096 0,39 4,19 4106,6 0,09 979,6 0,0097 102,7 1006,1 11,5 848,6 4,61 1,241 63,96 315,2 3,8 2,59 1,101 0,40 4,19 4106,6 0,09 979,4 0,0097 102,7 1057,5 12,0 848,0 4,6 1,246 64,55 316,7 2,9 2,702 1,107 0,42 4,20 4106,6 0,09 978,9 0,0097 102,8 1108,9 12,5 847,5 4,58 1,25 65,12 318,2 2,0 2,815 1,112 0,43 4,20 4106,6 0,09 978,9 0,0097 102,8 1160,3 13,0 847,1 4,57 1,254 65,67 319,7 1,2 2,927 1,117 0,45 4,20 4106,6 0,09 978,7 0,0097 102,8 1211,7 13,5 846,6 4,55 1,257 66,19 321,2 0,3 3,04 1,122 0,46 4,20 4106,6 0,09 978,9 0,0097 102,8 1263,1 14,0 846,2 4,54 1,26 66,70 322,7 0,1 3,153 1,128 0,47 4,20 4106,6 0,09 978,5 0,0097 102,8 1314,5 14,5 845,7 4,53 1,262 67,19 324,2 0,0 3,265 1,133 0,49 4,20 4106,6 0,09 978 0,0097 102,9 1365,9 15,0 845,3 4,51 1,264 67,66 325,7 1,0 3,378 1,138 0,50 4,21 4106,6 0,09 976,6 0,0097 103 1417,4
Таб.3.3.2.2.Распределение давления в эксплуатационной колонне, расчет «Снизу вверх».Р, Мпа ρ, кг/м3 μ, мПа*с b Г, м3/т T ГЖС, К Vгв Рпр Тпр Z Vсм Мсм, кг/м3 f Росм dp/dH dH/dp H 15,5 844,9 4,5 1,265 68,12 326,2 - - - 4,173 4224,9 0,01547 1012,4 0,0099 100,7 2351 15 845,3 4,51 1,264 67,66 324,6 - - - 4,187 1009,1 0,0099 101 2301 14,5 845,7 4,53 1,262 67,19 322,9 0,031 3,24 1,185 0,4212 4,199 1006,1 0,0099 101,3 2250 14 846,2 4,54 1,26 66,70 321,3 0,076 3,048 1,179 0,3962 4,197 1006,6 0,0099 101,3 2199 13,5 846,6 4,55 1,257 66,19 319,7 0,082 2,939 1,173 0,3821 4,194 1007,3 0,0099 101,2 2149 13 847,1 4,57 1,254 65,67 318,0 0,574 2,83 1,167 0,3679 4,193 1007,6 0,0099 101,2 2098 12,5 847,5 4,58 1,25 65,12 316,4 1,078 2,721 1,161 0,3537 4,191 1008,2 0,0099 101,1 2048 12 848,0 4,6 1,246 64,55 314,8 1,598 2,613 1,155 0,3397 4,188 1008,8 0,0099 101 1997 11,5 848,6 4,61 1,241 63,96 313,1 2,134 2,504 1,149 0,3255 4,185 1009,6 0,0099 101 1947 11 849,1 4,63 1,236 63,34 311,5 2,686 2,395 1,143 0,3114 4,182 1010,3 0,0099 100,9 1896 10,5 849,7 4,65 1,23 62,69 309,9 3,258 2,286 1,137 0,2972 4,177 1011,4 0,0099 100,8 1846 10 850,2 4,67 1,224 62,01 308,2 3,849 2,177 1,131 0,2830 4,173 1012,4 0,0099 100,7 1795 9,5 850,9 4,69 1,217 61,29 306,6 4,462 2,068 1,125 0,2688 4,168 1013,6 0,0099 100,6 1745 9 851,5 4,71 1,21 60,54 304,9 5,104 1,959 1,119 0,2547 4,163 1014,8 0,0100 100,5 1695 8,5 852,2 4,73 1,202 59,74 303,3 5,77 1,851 1,113 0,2406 4,157 1016,3 0,0100 100,3 1644 8 852,9 4,75 1,194 58,90 301,7 6,471 1,742 1,107 0,2265 4,151 1017,7 0,0100 100,2 1594 7,5 853,7 4,78 1,185 58,00 300,0 7,203 1,633 1,101 0,2123 4,144 1019,4 0,0100 100 1544 7 854,6 4,8 1,176 57,04 298,4 7,974 1,524 1,095 0,1981 4,138 1021,1 0,0100 99,8 1494 6,5 855,5 4,83 1,166 56,00 296,8 8,804 1,415 1,089 0,3990 4,162 1015,2 0,0100 100,4 1444 6 856,4 4,86 1,156 54,89 295,1 9,672 1,306 1,083 0,4486 4,171 1012,9 0,0099 100,6 1394 5,5 857,5 4,9 1,145 53,67 293,5 10,607 1,197 1,077 0,5000 4,186 1009,4 0,0099 101 1344 5 858,6 4,93 1,134 52,35 291,9 11,606 1,089 1,071 0,5522 4,208 1004 0,0098 101,5 1293 4,5 859,9 4,97 1,122 50,88 290,2 12,69 0,98 1,065 0,6056 4,241 996,3 0,0098 102,3 1242 4 861,3 5,02 1,11 49,23 288,6 13,883 0,871 1,059 0,6589 4,289 985,1 0,0097 103,5 1191 3,5 862,9 5,07 1,097 47,37 286,9 15,196 0,762 1,053 0,7114 4,359 969,3 0,0095 105,2 1138 3 864,8 5,13 1,084 45,22 285,3 16,68 0,653 1,047 0,7625 4,464 946,4 0,0093 107,7 1085 2,5 867,0 5,19 1,07 42,68 283,7 18,37 0,544 1,041 0,8114 4,627 913,2 0,0090 111,6 1030 2 869,7 5,28 1,056 39,57 282,0 20,356 0,435 1,035 0,8576 4,895 863,2 0,0085 118,1 973
Строим графикраспределения давления и оцениваем погрешность результата расчета:
/>
2.4 Технико-экономическоеобоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования/>/> и режима его работы
Расчёты оптимального, допускаемого и предельногодавлений на приёме насоса
Оптимальным называется давление, при котором впродукции скважины имеется такое количество газа, попадание которого в насос невлечёт за собой отклонений реальных характеристик от стендовых при максимальном(h); оно определяется по эмпирическим формулам и при />
/>
/>
Допускаемым называется давление, при котором попаданиесвободного газа в ЭЦН приводит к отклонению реальных характеристик отстендовых, однако устойчивая работа насоса обеспечивается при допустимых h.
При />
/>
/>
Предельным называется давление, при котором впродукции скважины имеется такое количество свободного газа, попадание которогов насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи, когда h = 0; определяется по формуле
/>
/>
Рассчитанные /> имеютмаксимальное значение, поскольку формулы выведены из предположения, что коэффициентсепарации газа на приёме насоса равен нулю, и весь свободный газ попадает внасос. Если же какое-то количество газа отделяется у приёма насоса, то этидавления будут ниже максимальных. Величинами /> определяетсяглубина спуска насоса и, следовательно, расходы труб, материалов, электроэнергиии т.д.
Глубина погружения насоса должна соответствовать зонеоптимального содержания газа в жидкости; приблизительно её можно определить поформуле
/>
Глубина спуска насоса Lн=1760 м.
Необходимый напор ЦНопределяется из уравнения условной характеристики скважины
/>
/>
— высота, соответствующая депрессии на пласт припоказателе степени в уравнении притока жидкости, равном единице,
/> потери напора за счёт трения движущейся жидкости в НКТ, определяемые поформуле
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Подбор насоса ведётся в зависимости от дебита скважиныи необходимого напора, а также диаметра эксплуатационной колонны.
Для рассматриваемой скважины приемлем насос УЭЦНД5-30-1600с числом рабочих ступеней />.
/>
Для подвода электроэнергии к электродвигателюиспользуется кабель плоского сечения марки КПБК3×35 с площадью сеченияжилы 35 мм2. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нём ик.п.д. установки.
Потери электроэнергии вкабеле КПБК3×35 длиной 100 м определяются по формуле:
/>
где /> – сила тока в статоре электродвигателя;
R – сопротивление в кабеле длиной 100 м, котороеопределяется по формуле
/>
где /> площадь сечения жилы кабеля, /> – удельное сопротивление при средней температуре в скважине,определяемое по формуле
/>
где /> Ом×мм2/м – удельное сопротивление меди при Т = 293К;
/> – температурный коэффициент для меди; тогда /> ,
/> />.
Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса,увеличенной на 10% для учёта расстояния от скважины до станции управления
/>
Общие потери электрической мощности в кабеле составят
/>
Расчётная мощность двигателя, необходимая для работыУЭЦН, определяется по формуле
/>
С учётом потерь мощности в кабеле потребная мощностьдвигателя составит
/>
Принимается двигатель ПЭД40-103 с номинальноймощностью 40 кВт и диаметром />.
Наружные диаметры двигателя, насоса и НКТ необходимовыбирать с учётом их размещения вместе с кабелем в эксплуатационной колонне.Допустимый зазор между наружным диаметром агрегата и внутренним диаметромэксплуатационной колонны должен быть не менее пяти мм; тогда наибольшийдопустимый основной размер агрегата
/>
фактический диаметр агрегата с учётом плоского кабелясоставит
/>
/> – толщина плоского кабеля,
/> – толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.
Результат расчётов показывает, что насосный агрегат вэксплуатационной колонне размещается удовлетворительно.
7. Для выбора автотрансформатора и определениявеличины напряжения в его вторичной обмотке необходимо найти падение напряженияв кабеле
/>
/> – активное удельное сопротивление кабеля,
/> = 0,1 Ом/км – индуктивное удельное сопротивление кабеля,
/> – коэффициент мощности установки,
/> – коэффициент реактивной мощности.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумменапряжений электродвигателя (520 В) и потерь напряжения в кабеле, т.е. навторичной обмотке трансформатора требуется напряжение 465 + 117,6 = 582,6 В;этому требованию удовлетворяют автотрансформаторы АТС 30-0,5.
Заключение
В настоящем курсовом проекте рассмотрены вопросы вводав эксплуатацию и особенностей эксплуатации скв. № 1263 Лянторскогоместорождения, в частности установлено, что данную скважину наиболеецелесообразно эксплуатировать с помощью УЭЦН.
Приложение
Таблица 1 — Лянторское месторождение.Геолого-физические параметры продуктивных пластовПараметры АС 9 АС10 АС11 Средняя глубина залегания, м 2093 2099 2101 Тип коллектора Терригенный Средняя общая толщина, м 11,73 22,84 23,1 Газовый фактор, м3/т 84 89 78 Эффективная средняя толщина, м 8,6 16,71 13,26 Пористость газонасыщенного коллектора, доли едениц 0,248 0,247 0,24 Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли едениц 0,248 0,251 0,246 Начальная насыщенность газом, доли едениц 0,665 0,686 0,673 Начальная насыщенность нефтью, доли едениц 0,625 0,623 0,639 Объемный коэффициент газа, доли едениц 0,0048 0,0048 0,0048 Объемный коэффициент нефти, доли едениц 1,7 1,7 1,7 Объемный коэффициент воды, доли едениц 1,01 1,01 1,01 Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 0,686 0,636 0,686 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 891 905 906 Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 1009 1008 1008 Средняя проницаемость по керну, мкм2 0,299 0,399 0,266 Средняя проницаемость по геофизике, мкм2 0,432 0,539 0,496 Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм2 0,122 0,109 0,1 Вязкость газа в пластовых условиях, мПа×с 0,0188 0,0188 0,0188 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с 3.67/4.5 6.18/4.2 6.18/4.2 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с 0,49 0,49 0,49 Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3 144,8 144,8 144,8 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 812/795 846/796 846/796 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1000 999 999 Газовый фактор, м3/т 84 89 78 Пластовая температура,°С 61,5 61,5 61,5 Пластовое давление, МПа 21 21 21 Давление насыщения нефти газом, МПа 15.2/20 14.5,19 14.5/19 Средняя продуктивность, 10м3/(сут×МПа) 0,96 1/13 1,08 Коэффициент песчанистости, доли едениц 0,733 0,732 0,574 Коэффициент расчлененности, доли едениц 2,295 4,048 5,193 Содержание серы в нефти, % 1 1,22 1,22 Содержание парафина в нефти, % 2,33 1,98 1,98
Таблица 2 — Компонентный состав нефтяного газа,разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) пласта АС10Показатели Пласты АС9 АС10 гнз нз гнз нз Содержание в газе (молярная концентрация), % : диоксида углерода 1,3 0,48 1,31 0,47 азота 0,83 0,23 0,45 0,51 метана 96,1 91,5 95,5 93,1 этана 0,86 1,89 1,12 2,57 Газ газовой шапки : Давление нач.конденсации, МПа 20 20 Плотность, кг/м3 1,448 1,448 Вязкость, мПа·с 0,0188 0,0188 Содержание стабильного конденсата в газе, г/м3 39,7 39,7 Коэффициент сверхсжим-ти, z 0,8629 0,8629
/>
/>
/>