Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 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 скважины2.2 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/(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 скважиныДля 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 скважиныТаблица 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/сна четвёртой передаче qIV = 0.0102 м3/сРешение: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 случаеТогда 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: Тогдачисло Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазореReглкI = 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.ТогдаПрямая закачкаРассмотрим 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 скважиныЕстественное 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-12.4 Гидравлический расчет движения газожидкостной смеси в скважине по методу Ф. Поэтмана - П. Карпентера1. Принимаем величину шага изменения давления , соответственно число задаваемых давлений n = 21.2. Рассчитываем температурный градиент потокагде - средний геотермический градиент скважины, Qж ст - дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; DТ - внутренний диаметр колонны НКТ, м.3. Определяем температуру на устье скважины5. 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 зависимостямгде Тпр и рпр - соответственно приведенные температура и давления определяются по следующим формулам10. 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 условиях12. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси13. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления14. Вычисляем полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньше, чем рнас. Например, градиент в точке, соответствующей давлению р = 7 МПа 15. Вычисляем dH/dp16. 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.
