--PAGE_BREAK--
На 01.01.2008 г. в действующем фонде находится 3015 скважин, что составляет 94,9% от эксплуатационного фонда. Дающий фонд составляет 92,6% от эксплуатационного фонда (2942 скважины). Неработающий фонд составил 236 скважин (7,4% эксплуатационного фонда). В простое – 73 скважины, в бездействии 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, оборудованных УЭЦН-25,30, находятся в неработающем фонде, когда только 8,8% скважин, оборудованных УЭЦН-50, находятся в неработающем фонде.
Коэффициент использования фонда в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,856) на 0,023 и составил 0,879. Коэффициент эксплуатации в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,958) на 0,01 и составил 0,968.
Применяемые на месторождении типоразмеры УЭЦН приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 Распределение УЭЦН по типоразмерам
Согласно приведенной выше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемого фонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 — 7,7 % (244 шт.), ЭЦН-20,25,30 – 3,74%, а также применяются установки импортного производства фирмы ODI– 5,85% (186 шт.) и CENTRILIFT— 1,66% (53 шт.) от общего их количества (рис. 3).
Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые в значительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторые характеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН
Так как обводненность продукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи с этим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции. Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% от анализируемого 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 изменяются в пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитом до 50 м3/сут – 65,7%, от 50 до 100 м3/сут – 24,82%, а с дебитами от 100 до 443 м3/сут – 8,84 %.
Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны
продолжение
--PAGE_BREAK--2.2.1Расчет процесса освоения скважины
Исходные данные:
Решение:
Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена «тяжёлой жидкостью» — буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового давления (Рпл).
Наиболее распространённым видом освоения скважины является замена «тяжёлой жидкости» более «лёгкой», именуемой «жидкость замещения», и способствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойным давлениями – как условия притока жидкости:
Рассматриваемая скважина заполнена глинистым раствором плотностью 1109 кг/м3.
В первую очередь необходимо выбрать вид жидкости замещения, удовлетворяющий условию притока жидкости. Если ствол скважины полностью заполнить этой жидкостью, то её плотность rжз определится из соотношения:
Очевидно, что проще всего использовать в качестве жидкости замещения дегазированную нефть данной залежи плотностью rнд = 903 кг/м3 и заполнить ствол скважины дегазированной нефтью полностью.
Закачка жидкости замещения будет производиться агрегатом
Табл.3
Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости, выбираем Iпередачу характеризующуюся подачей 3,16 л/с (0,00316 м3/сек).
2.2.1.1 Прямая закачка
Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.
При расчетах этого процесса необходимо определить потери на трение при движении глинистого раствора и нефти в НКТ и в затрубном пространстве ().
Глинистый раствор вязкопластичная жидкость, то для оценки пластической вязкости η и предельного динамического напряжения сдвига τ0 используем формулы Б.С. Филатова:
Рассчитаем критическую скорость в трубе:
Фактическую скорость бурового раствора в трубе:
Рассчитаем параметр Сен-Венана – Ильюшина:
По графику [1, c.76, рис.3.1] определяем коэффициент
Так как , режим движения ламинарный, следовательно, потери на трение в трубе определяем по формуле:
Для определения потерь на трение при движении в трубе нефти воспользуемся уравнением Дарси – Вейсбаха:
– коэффициент гидравлического сопротивления.
Рассчитаем число Рейнольдса:
При коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Кольбрука:
Соответственно потери на трение в трубе при движении нефти состявят:
Расчет потерь на трение в кольцевом пространстве
Рассчитывается критическая скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре
где 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
а число Рейнольдса
и тогда параметр Хёдстрема
Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре
Параметр Хедстрема
Критическое число Рейнольдса
Число Рейнольдса при движении глинистого раствора
Так как Reгл 1
Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении бурового раствора определяются по формуле
где brI– коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется 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 зазоре при 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 скважины жидкостью замещения в целях её экономии и сокращения времени освоения.
Давление на забое скважины в этом случае равно
Откуда
где Aкзгл и Aкжз – градиенты давления от гидравлических потерь при движении соответственно бурового раствора и жидкости замещения в кольцевом зазоре, Па/м, определяемые по формулам:
· для структурного режима бурового раствора
Па/м,
· для структурного режима жидкости замещения
Па/м
и тогда
м.
2) Расчёт давления закачки при равенстве забойного и пластового давлений
= (1160-885)*9,8(1414,5-639)+0,544+0,38+0,105=2,1 МПа;
это давление обеспечивается агрегатом АзИНМАШ-32м на любой передаче.
3). Расчёт объёма закачиваемой жидкости.
Очевидно, что объём закачиваемой жидкости складывается из объёма НКТ
м3
и объёма части кольцевого зазора, заполненного жидкостью замещения
м3,
м3.
4).Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
ч.
2.2.1.2 Обратная закачка
Забойное давление определяем
Откуда
Па/м,
Па/м
Объем жидкости закачки
м3,
Продолжительность закачки:
ч.
Вывод: сравнивая показатели прямой и обратной закачки, я выбрал прямую закачку, так как объем закачивающей жидкости и время закачки меньше, чем у обратной.
2.2.2 Характеристика призабойной зоны пласта
продолжение
--PAGE_BREAK--Для оценки состояния ОЗП определим скин – фактор по методике Ван — Эвердинга и Херста.
Исходные данные:
Решение:
1. Строим КВД в координатах ΔP– Lg(T):
2. Уклон прямолинейного участка:
Выбираем т. на прямой
3. Гидропроводность:
4. Проницаемость
5. Пьезопроводность:
6. Вычисляем Скин – фактор:
Скин – фактор, параметр определяющий потери давления в ОЗП, отрицательный, следовательно, призабойная зона улучшена относительно удаленной зоны пласта, и проектирование мероприятий по интенсификации продуктивности скважины не требуется.
2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
Исходные данные:
Решение:
Минимальным забойным давлением фонтанирования называется такое давление, которое, если его пересчитать в высоту столба жидкости, то эта высота окажется больше глубины скважины, т.е. из скважины будет переливаться жидкость.
Рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для текущих условий:
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа, приходящийся на единицу массы дегазированной нефти, определим по формуле:
Давление насыщения при температуре 20 °С определим из соотношения:
– Функция состава газа
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа
Объём выделившегося газа на башмаке подъемника равен нулю, т.к.
Эффективный газовый фактор определяем по формуле:
Максимальную длину подъемника определим по:
– Средняя плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника.
Продукция скважины обводнена . Определяем среднюю плотность нефти:
При текущих условиях (), скважина фонтанирует и прекратит фонтанировать при снижении забойного давления до 23 – 23,96 МПа.
Аналогичным образом, рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для начальных условий: .
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
Исходные данные:
Решение:
Используя метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера. Расчет ведем «сверху-вниз».
1. Задаем шаг , и определяем число расчетных точек:
2. Рассчитываем температурный градиент потока
продолжение
--PAGE_BREAK--
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
1. Рассчитываем температуру потока в рассматриваемых сечениях (точках) потока. Например, в сечении, где , температура будет:
5. Используя данные исследования проб пластовой нефти, определяем физические параметры, соответствующие заданным давлениям
6. Вычислим коэффициент сверхсжимаемости газа Z, для этого определим приведенные параметры смеси газов:
– относительная по воздуху плотность смеси газов,
Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси при Р = 3,0 МПа:
При и
При и
7. Определяем удельный объем ГЖС при Р=3,0 МПа
8. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях
9. Рассчитываем идеальную плотность ГЖСм при Р=3,0 МПа
10. Определяем корреляционный коэффициент :
11. Вычисляем полный градиент давления при Р=3,0 МПа
13. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, :
– относительная шероховатость, k= 0,262*10-3:
Вычисляем — обратные расчетным градиентам давления.
Последовательно определяем положение сечений (точек) с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока:
Аналогичным образом вычисляем распределение давления «снизу – вверх», все данные расчетов сводим в таб.3.3.2.1 и таб.3.3.2.2.
Таб.3.3.2.1. Распределение давления в НКТ, расчет «сверху вниз»
Таб.3.3.2.2. Распределение давления в эксплуатационной колонне, расчет «Снизу вверх».
Строим график распределения давления и оцениваем погрешность результата расчета:
продолжение
--PAGE_BREAK--