Курсовой проект
Анализ иоптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115Кыртаельского месторождения
Содержание
1. Геолого-физическаяхарактеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения
2. Технологическаячасть2.1 Анализсостояния скважины2.2 Расчетпроцесса освоения скважины
2.3 Расчет условийфонтанирования скважины при начальных и текущих условиях
2.4 Расчет ираспределение давления в эксплуатационной колонне и НКТ при текущих условияхэксплуатации скважины
2.5 Техническоеобоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования ирежима его работы
Заключение
Список использованной литературы
1. Геолого-физическаяхарактеристика 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/(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 часть2.1 Анализсостояния скважиныДля оценкисостояния ПЗП определим скин – фактор по методике Ван — Эвердинга и Херста.
Таблица 1.1 Исходныеданные:№ 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 вкоординаты ∆P и Ln(t):∆P, МПа LgT 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 значениескин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.2.2 Освоениескважины
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 жидкостиагрегата УНЦ-1-160´32к:
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 переводпростаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих. Основнойцелью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забоескважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственноевосстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны дляполучения соответствующего дебита или приемистости. Принять, что для освоениятребуемое забойное давление равно 0,75*Рпл.
В качестве жидкостиглушения используем глинистый раствор плотностью rгл= 1200 кг/м3, в качестве жидкости замещения дегазированную нефтьплотностью rнд = 870 кг/м3даннойзалежи. Проектирование процесса освоения скважины методом замены жидкости нанефть (без поглощения её пластом) заключается в расчёте давления закачки (Рзак),объёма закачиваемой жидкости (Vзак)и продолжительности закачки (Тзак).
Закачка жидкостизамещения производится насосным агрегатом УНЦ — 1-160´32к.Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходамижидкости и необходимо для каждой передачи найти потери напора на трение, чтобыустановить режим закачки. В данном случае потери напора рассчитываются для двухрежимов – на первой передаче (расход qI= 0.0032 м3/с) и на четвёртой передаче (расход qIV= 0.0102 м3/с).
Для оценки пластическойвязкости глинистого раствора (hгл)и его предельного напряжения сдвига (tгл)используются формулы Б.Е. Филатова
/>
/>
Находим критическуюскорость движения глинистого раствора в трубе Wкрт
/>
Фактическую среднююскорость движения глинистого раствора в НКТ при различных режимах закачкинаходим по следующей формуле:
на первой передаче:
/>
на четвертой передаче:
/>
Потери давления натрение при движении глинистого раствора по трубам определяются по формуле
/>
где Hнкт0 = Hскв-10 м;
/>/>
/>/>/>
Для жидкости замещенияв этом случае
/>
/>/>
Тогда коэффициентгидравлического сопротивления l равен:
/>
/>
/> МПа.
/> МПа.
Таким образом,увеличение объемного расхода жидкости с 0,0032 до 0,0102 приводит к возрастаниюпотерь на трение в трубе. Освоение скважины, согласно проведенным расчётам,целесообразно вести на первой передаче.
Вытеснение глинистогораствора производиться жидкостью замещения (нефтью) по кольцевому зазору(«затрубному пространству»).
Критическую скоростьдля кольцевого зазора рассчитываем по формуле:
/>.
Reкр– критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости вкольцевом 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 параметрХёдстрема
/>
Средняя скоростьдвижения жидкости замещения в кольцевом зазоре при расходе qI= 0,0032 м3/с составит
/> м/с
Параметр Хёдстрема:
/>
Тогда
/>
число Рейнольдса придвижении глинистого раствора в кольцевом зазоре
/>
ReглкI= 1362 =5560 т.е. режим движения ламинарный.
Потери давления натрение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются поформуле
/>
где bкI– коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случаядвижения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле:
/>
по графику bкI= 0,56, определим потери на трение:
/> МПа.
Для жидкости замещения:
/>
поскольку ReжзI= 18793 > Reкр= 2310, режим движения ламинарный.
Потери давления натрение:
/>
где lк– коэффициент гидравлического сопротивления.
/>
Тогда
/>
Прямая закачка
Рассмотрим случайпрямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелаяжидкость вытесняется по межтрубному пространству.
1) Заполнение полостиНКТ жидкостью замещения и как следствие перемещение границы раздела нефть –глинистый раствор (X) по НКТ отустья до башмака НКТ (/>). Принимаем,что башмак НКТ спущен до забоя скважины (1407м).
Дляопределения давления закачки используем формулу:
/>
/> –
давление, необходимоедля уравновешивания разности гидростатических давлений.
/>
/>
/>
Для определения забойного давления используем формулу:
/>
/>
/>
2) Заполнениезатрубного пространства жидкостью замещения, перемещение границы раздела отбашмака до устья, X – расстояние отустья до границы раздела. (/>).
Для определения давления закачки используем формулу:
/>
/>
/>
Для определениязабойного давления используем формулу:
/>
/>
/>
Обратная закачка
Рассмотрим случайобратной закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в затрубноепространство, а тяжелая жидкость вытесняется по НКТ. Расчеты производиманалогично расчетам при прямой закачке, результаты сводим в таблицах. Строимграфики 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 1,972 0,000 0,765 2,737 28,521 0,000 0,000 200 1,823 0,042 0,765 3,056 29,285 0,604 0,052 400 1,674 0,084 0,765 3,374 29,285 1,207 0,105 600 1,525 0,127 0,765 3,693 29,285 1,811 0,157 800 1,375 0,169 0,765 4,012 29,285 2,414 0,210 1000 1,226 0,211 0,765 4,330 29,285 3,018 0,262 1200 1,077 0,253 0,765 4,649 29,285 3,621 0,314 1400 0,928 0,295 0,765 4,968 29,285 4,225 0,367 1600 0,778 0,337 0,765 5,286 29,285 4,828 0,419 1800 0,629 0,380 0,765 5,605 29,285 5,432 0,471 2000 0,480 0,422 0,765 5,924 29,285 6,035 0,524 2200 0,331 0,464 0,765 6,242 29,285 6,639 0,576 2400 0,181 0,506 0,765 6,561 29,285 7,242 0,629 2600 0,032 0,548 0,765 6,880 29,285 7,846 0,681 2643 0,000 0,557 0,765 6,948 29,285 7,975 0,692 Затрубное пространство 2643 0,557 0,765 6,948 28,521 7,975 0,692 2600 0,557 0,707 0,001 6,800 28,429 8,236 0,715 2400 0,557 0,649 0,006 6,321 28,003 10,053 0,873 2200 0,557 0,591 0,011 5,843 27,578 11,869 1,030 2000 0,557 0,533 0,017 5,364 27,152 13,686 1,188 1800 0,557 0,475 0,022 4,886 26,726 15,503 1,346 1600 0,557 0,417 0,027 4,408 26,300 17,319 1,503 1400 0,557 0,360 0,032 3,929 25,875 19,136 1,661 1200 0,557 0,302 0,037 3,451 25,449 20,953 1,819 1000 0,557 0,244 0,043 2,972 25,023 22,769 1,977 800 0,557 0,186 0,048 2,494 24,597 24,586 2,134 600 0,557 0,128 0,053 2,015 24,172 26,403 2,292 400 0,557 0,070 0,058 1,537 23,746 28,219 2,450 200 0,557 0,012 0,063 1,058 23,320 30,036 2,607 0,557 0,000 0,068 0,625 22,894 31,853 2,765 2.3 Расчет условийфонтанирования скважины
Естественноеоптимальное фонтанирование – это процесс подъема продукции скважины поддействием природной энергии при работе подъемника на оптимальном режиме.
Условия фонтанированияопределяется соотношением между эффектным газовым фактором смеси, поступающейиз пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостногоподъемника.
Исходные данные длярасчета:№ 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/т Г 231,4
Определим коэффициентрастворимости
/>=231,4·0,883/(27,4-0,1)= 7,48МПа-12.4 Гидравлическийрасчет движения газожидкостной смеси в скважине по методу Ф. Поэтмана – П.Карпентера
1. Принимаем величинушага изменения давления />, соответственночисло задаваемых давлений n= 21.
2. Рассчитываемтемпературный градиент потока
/>
где /> - среднийгеотермический градиент скважины, Qжст– дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; DТ– внутренний диаметр колонны НКТ, м.
3. Определяемтемпературу на устье скважины
/>
5. Рассчитаемостаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) впроцессе ее разгазирования. Например, при Р=10МПа и Т=267,5 К.:
/>;
/>
6. Определим плотностьвыделившегося газа при Р=10МПа и Т=276, 5 К.:
/>;
где />;
/>
/>;
7. Находим относительнуюплотность растворенного газа, остающегося в нефти при Р=10МПа и Т=267,5 К :
/>;
8. Рассчитаем объемныйкоэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счетединичного изменения ее газонасыщенности л(Т), и температурный коэффициентобъемного расширения дегазированной нефти бн при стандартномдавлении:
/>;
/>;
/>;
9. Определяемкоэффициент сверхсжимаемости газа по следующим зависимостям
/>
где Тпр и рпр– соответственно приведенные температура и давления определяются по следующимформулам
/>
/>
/>
10. Вычисляем удельныйобъем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях.Например, при термодинамических условиях Р = 10МПа и Т = 267, 5 К, удельныйобъем будет
/>
11. Определяем удельнуюмассу смеси при стандартных условиях
/>
12. Рассчитываемидеальную плотность газожидкостной смеси
/>
13. Определяемкорреляционный коэффициент необратимых потерь давления
/>
14. Вычисляем полныйградиент давления в точках с заданными давлениями, меньше, чем рнас.Например, градиент в точке, соответствующей давлению р = 7 МПа
/>
15. Вычисляем dH/dp
16. Проводим численноеинтегрирование зависимости dH/dp= f(p),в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, гдепроисходит течение газожидкостного потока./>
2.5 Технико-экономическое обоснованиеспособа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима егоработы
Данная скважина эксплуатируется фонтанным способом. Это связано с высокимгазосодержанием нефти 231,4 м3/т, давление на забое скважины меньшедавления насыщения нефти газом поэтому фонтанирование газлифтное. Скважинаотносится к высоко дебитным (/>, обводненность продукции на данный момент 0,34 %),поэтому перевод на другой способ эксплуатации на данный момент нецелесообразен.
Заключение
В процессе выполнения курсовогопроекта мною были выполнены расчеты освоения скважины, условий фонтанирования,распределения давлений в насосно-компрессорных трубах и эксплуатационнойколонне, был выбран способ эксплуатации, закреплены знания по таким дисциплинамкак нефтегазопромысловое оборудование, эксплуатация нефтяных и газовых скважин,разработка нефтяных и газовых скважин, гидравлика.
Наиболее целесообразноэксплуатировать скважину фонтанным способом.
Списоклитературы
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 иглушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М: ООО«Недра-Бизнесцентр», 2001. – 543 с.
3. Сборник задач потехнологии 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 игаз» 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.