Дипломная работа: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место. Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест
Пермский государственный технический университет
Горно-нефтяной факультет
Кафедра разработки нефтяных и газовых месторожденийКурсовой проект
Тема: "Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское"
Учебная дисциплина: "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин"Выполнил: студент гр. РНГМ-05-2
Валиуллин А.В
Проверил: Илюшин П.Ю.г. Пермь, 2009 г.
СодержаниеВведение
1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи
2. Технологическая часть
2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. 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. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины выбор скважинного оборудования и режима его работы
Заключение
Список литературы
Приложение
ВведениеВ курсовом проекте описаны геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения на 01.10.2009 г., а также проанализирован фонд добывающих скважин и решены задачи освоения, исследования и обоснования способа эксплуатации добывающей скважины № 1263.
1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежиЛянторское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа, в среднем течении реки Пим, с 49 по 163 км от устья. Ближайшими населёнными пунктами являются город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым – 60 км к северу от него. Наиболее крупный населённый пункт город Сургут, который расположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО "Сургутнефтегаз".
Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. 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 один объект АС. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого ведется одной скважиной
Запасы нефти, свободного и растворенного газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году в количестве: геологические запасы нефти категории С1 – 108,7 млн.т, категории С2 – 105,2 млн.т, извлекаемые категории С1 – 48,5 млн.т, категории С2 – 39,8 млн.т. Геологические запасы растворенного газа категории С1 утверждены в объеме 24,7 млрд.м3, категории С2 – 18,7 млрд.м3, извлекаемые соответственно 11,0 млрд.м3 и 7,2 млрд.м3. Запасы свободного газа категории С1 оценивались в 4,3 млрд.м3, категории С2 – 7,4 млрд.м3.
В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчаноглинистые отложения платформенного мезо-кайнозойского осадочного чехла.
Палеозойский фундамент и полный разрез платформенных отложений, включающий в себя и отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, вскрыт на Лянторском месторождении скважиной 17. Общая толщина осадочного чехла в этой скважине составляет 3144 метра.
Палеозойский фундамент.
Породы палеозойского фундамента представлены порфиритом базальтовым, темно-серым и темно-зеленым, с прожилками и включениями кальцита и других минералов. Вскрытая толщина пород фундамента составляет 56 метров.
Кора выветривания.
Образования коры выветривания в пределах Сургутского района имеют площадное распространение. Они вскрыты почти во всех скважинах, пробуренных до палеозойского основания. По положению в разрезе возраст условно принимается триасовым. Литологически кора выветривания представлена выветрелыми порфиритами, разбитыми трещинами, заполненными кальцитом. Толщина коры выветривания достигает 15 метров.
Юрская система.
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания всеми тремя отделами: верхним, средним и нижним. Нижний и средний отделы сложены близкими по генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту, в составе верхнего отдела выделяются абалакская и баженовская свиты.
Тюменская свита сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков, местами битуминозные. Алевролиты серые и светло-серые, участками глинистые, волнисто-горизонтально-слоистые за счет прослоев и линз песчаника. Песчаники серые, мелко и разнозернистые, крепкие, слюдистые, кремнисто-глинистые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков, небольшой мощности, прослойки угля. Толщина Тюменской свиты достигает 340 м.
Абалакская свита, нижняя часть верхнего отдела сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, алевритистыми прослоями известковистыми, содержащими глауконит, обломки фауны аммонитов, пелеципод, фараминифер верхнеюрского возраста. Толщина отложений абалакской свиты изменяется от 25 до 68 метров.
Баженовская свита представлена аргиллитами темно-серыми до черных с коричневым оттенком, битуминозными, листоватыми, с включениями обломков фауны, стяжений пирита, с обильным растительным детритом. Толщина свиты 15-30 метров.
Меловая система.
Отложения меловой системы в изучаемом районе представлены двумя отделами: нижним и верхним, нижний отдел включает в себя мегионскую, вартовскую, алымскую и нижнюю часть покурской свиты; верхний- верхами покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Мегионская свита согласно залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты, включает в себя остатки берриасского и нижней части валанжинского яруса.
В низах свиты выделяется ачимовская толща, сложенная в основном, песчано-алевритовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, глинистые с редкими прослоями известковых песчаников. Ачимовская толща перекрывается мощной толщей аргиллитов темно-серых и серых плотных, слюдистых, иногда известковистых. В верхней части мегионской свиты выделяется песчаный пласт БС10, который на Лянторском месторождении существенно заглинизирован. Толщина мегионской свиты 270-320 метров.
Вартовская свита включает в себя осадки верхне-валанжин-сетерив-барремского возраста и в пределах месторождений вскрыты всеми пробуренными скважинами. Нижняя часть вартовской свиты представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых. В верхней части вартовской свиты выделяются песчаные пласты АС9, АС10 и АС11, являющиеся на Лянторском месторождении промышленно нефтегазоносными. Толщина вартовской свиты 430 - 450 метров.
Алымская свита включает в себя осадки нижнеаптского возраста, представлены аргиллитами темно-серыми, в средней части почти черными, плотными, крепкими, слюдистыми, прослоями известковистыми. В нижней части встречаются линзовидные тончайшие прослойки песчаников. Толщина алымской свиты изменяется от 130 до 170 метров.
Покурская свита выделена в объеме осадков верхне-альб-сеноманского возраста, представлены неравномерным переслаиванием алеврито-песчаных пластов с глинистыми.
Кузнецовская свита. Морские отложения отделены от континентальных сеноманских отложений и выделяются в составе кузнецовской свиты. Представлены они пачкой глин темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, аргиллитоподобных, с включениями глауконита. Встречаются обломки фауны, толщина свиты 25-35 метров.
Березовская свита. Отложения свиты разделяются на две подсвиты: нижнеберезовскую (коньяк-сантонский ярусы) и верхнеберезовскую (кампанский ярус). Нижняя подсвита представлена глинами серыми и светло-серыми, слабоалевритовыми, опоковидными, прослоями переходящими в опоки-алевритистые.Толщина нижнеберезовской свиты 35-130 метров, верхнеберезовская свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, однородными, слабоалевритистыми, толщина 35-70 метров.
Ганькинская свита. Отложения заканчивают разрез меловых отложений. Литологически маастрихт-датские отложения довольно однообразны. Весь разрез представлен глинами серыми, зеленовато-серыми, иногда голубоватыми, известковистыми прослоями, переходящими в мергели. Встречаются включения глауконита, пирита и обломков фауны. Толщина свиты 55-80 метров.
Палеогеновая система.
Разрез палеогеновых образований представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового, и олигоценового возрастов. В составе палеогеновой системы выделяется ряд свит: талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен), тавдинская, атлымская, новомихайловская, туртасская (олигоцен).
Талицкая свита. Отложения свиты мало отличаются от вышеописанных пород верхнего мела. Она сложена глинами темно-серыми, в верхней части алевритистыми с прослоями тонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит. Толщина свиты 85-120 метров.
Люлинворская свита представлена глинами серыми и светло-серыми и зеленоватым оттенком, в нижней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части прослоями диатомовые. Толщина свиты 180-220 метров.
Тавдинская свита сложена глинами зеленовато-серыми, зелеными, голубовато-серыми, вязкими, жирными с линзами и присыпками тонкозернистого кварцевого песка, включениями сидерита, известняка. Толщина свиты 130-150 метров.
Атлымская свита представлена песками светло-серыми почти белыми, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями глин буровато-серых, алевритистых и прослоями бурых углей. Толщина свиты 90-100 метров.
Новомихайловская свита приурочена к олигоцену, представлена чередованием глин буровато-серых, песков и алевролитов серых, светло-серых с прослоями бурых углей. Толщина свиты 75-80 метров.
Туртасская свита завершает разрез третичных осадков породы свиты, представлены глинами зеленовато-серыми, плотными с прослоями песка и алеврита, с включениями углистых остатков. Толщина осадков 30-35 метров.
Четвертичная система.
На размытой поверхности палеогеновых образований залегают отложения четвертичной системы, представленные в основном песками серыми, зеленовато-серыми с прослоями алевритистых глин. Выше залегают озерно-аллювиальные глины серые, коричневато-серые, морские глины с валунами, гальками и гравием, озерно-ледниковые образования. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Общая толщина четвертичных отложений составляет около 100 метров.
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете 1984 г. запасы оценивались по пяти объектам - АС9, АС10, АС11, БС81, БС82 [1]. В процессе доразведки были установлены залежи в трех пластах ачимовской пачки нижнего мела и пласте ЮС2 средней юры.
Таким образом, в разрезе 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 признаку преобладания газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.
На 1.10.2008 года фонд добывающих скважин по обьекту составил 3291 действующих скважин (16 фонтанных и 3275 насосных) и 236 бездействующих. Почти весь фонд работает насосным способом (99,5%), в основном электроцентробежными насосами (95,6%).
Фонд нагнетательных составил 1348 скважин , в том числе 1224 действующих (90,8%), 123 бездействующих и 1 скважина в освоении
Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка скважин из-за высокой обводненности
По состоянию на 1.01.2008 г. Накопленная добыча составила нефти и газового конденсата составилы 203,2 млн.т., в т.ч. нефти – 6648 тыс. т, 133,8 млн.т. жидкости (проект – 121,3 млн.т), обводненность продукции составила 95%(прокт – 94,6)
2. Технологическая часть2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважинНа 1 января 2008 года эксплуатационный фонд НГДУ "Лянторнефть" составил 3696 скважин, в том числе 3619 скважин – Лянторское месторождение, 77 скважин – Маслиховское. Добычу нефти осуществляли 7 цехов по добыче нефти и газа на Лянторском и Ларкинском , 1 на Маслиховском , Санинском , Назаргалеевском и один участок по добыче нефти и газа на Западно-Камынском и Северо-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. Эксплуатация осуществлялась преимущественно механизированным способом: электроцентробежными насосами – 85,98% (3178 скважин), штанговыми глубинными насосами – 7,90% (292 скважин), фонтанным способом – 6,11% (226 скважин).
Неработающий фонд сократился на 79 скважин и составил на 1.01.2008 год 417 скважин. Средний дебит одной скважины по жидкости составил 65,1 т/сут, по нефти 7,2 т/сут, в 2002 году был 56,2 т/сут и 7,4 т/сут соответственно. Обводненность по Лянторскому месторождению выросла на 1,82% и составила 89,0%. Фонд скважин с обводнённостью более 90% увеличился на 360 скважин и составил 2005 против 1645 на 1.01.2008 г.
Фонд нагнетательных скважин составил 1219 скважин, в том числе эксплуатационный фонд – 1038 скважины, неработающий фонд – 181 скважин.
Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин показана в табл. 3.1.
Таблица 3.1 Динамика изменения действующего фонда и фонда 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, как видно из приведенной таблицы, произошло увеличение среднедействующего фонда и фонда добывающих скважин. За 4 года (2005 – 2008 гг.) среднедействующий фонд увеличился на 399 скважин. Фонд добывающих скважин увеличился на 120 скважин.
По сравнению с 2007 годом среднедействующий фонд скважин увеличился на 144 скважин и составил 3389 скважин (91,7% добывающего фонда). Фонд добывающих скважин увеличился на 50 и составил 3696 скважин.
Динамика показателей использования эксплуатационного фонда приведена в таблице 3.2.Таблица 3.2. Динамика показателей использования эксплуатационного фонда
| Год | 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 из приведенной таблицы за последние годы произошло увеличение показателей использования эксплуатационного фонда. За 4 года (2005 – 2008 гг.) коэффициент эксплуатации вырос на 0,019, коэффициент использования повысился на 0,122, межремонтный период увеличился на 55 суток.
По сравнению с 2007 годом коэффициент эксплуатации повысился на 0,05 и составил 0,965. Коэффициент использования увеличился на 0,023 и составил 0,878. Межремонтный период скважин повысился на 22 и составил 466 суток.
Анализ фонда скважин, оборудованных УЭЦН
По состоянию на 01.01.2008г. 3178 скважин Лянторского месторождения оборудованы УЭЦН (86% эксплуатационного фонда). Добыча нефти установками ЭЦН в 2008 году увеличилась по сравнению с 2007 годом на 163225 т и составила 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, оборудованных УЭЦН
| Типоразмер 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 |
coolreferat.com
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения (Курсовая работа)
Курсовой проект
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения
Содержание
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения
Технологическая часть
Анализ состояния скважины
Расчет процесса освоения скважины
Расчет условий фонтанирования скважины при начальных и текущих условиях
Расчет и распределение давления в эксплуатационной колонне и НКТ при текущих условиях эксплуатации скважины
Техническое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы
Заключение
Список использованной литературы
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. | |||
topref.ru
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест (стр. 1 из 7)
Пермский государственный технический университет
Горно-нефтяной факультет
Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений
Курсовой проект
Тема: "Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское"
Учебная дисциплина: "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин"
Выполнил: студент гр. РНГМ-05-2
Валиуллин А.В
Проверил: Илюшин П.Ю.
г. Пермь, 2009 г.
Содержание
Введение
1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи
2. Технологическая часть
2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. 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. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины выбор скважинного оборудования и режима его работы
Заключение
Список литературы
Приложение
Введение
В курсовом проекте описаны геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения на 01.10.2009 г., а также проанализирован фонд добывающих скважин и решены задачи освоения, исследования и обоснования способа эксплуатации добывающей скважины № 1263.
1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи
Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа, в среднем течении реки Пим, с 49 по 163 км от устья. Ближайшими населёнными пунктами являются город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым – 60 км к северу от него. Наиболее крупный населённый пункт город Сургут, который расположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО "Сургутнефтегаз".
Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. 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 один объект АС. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого ведется одной скважиной
Запасы нефти, свободного и растворенного газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году в количестве: геологические запасы нефти категории С1 – 108,7 млн.т, категории С2 – 105,2 млн.т, извлекаемые категории С1 – 48,5 млн.т, категории С2 – 39,8 млн.т. Геологические запасы растворенного газа категории С1 утверждены в объеме 24,7 млрд.м3, категории С2 – 18,7 млрд.м3, извлекаемые соответственно 11,0 млрд.м3 и 7,2 млрд.м3. Запасы свободного газа категории С1 оценивались в 4,3 млрд.м3, категории С2 – 7,4 млрд.м3.
В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчаноглинистые отложения платформенного мезо-кайнозойского осадочного чехла.
Палеозойский фундамент и полный разрез платформенных отложений, включающий в себя и отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, вскрыт на Лянторском месторождении скважиной 17. Общая толщина осадочного чехла в этой скважине составляет 3144 метра.
Палеозойский фундамент.
Породы палеозойского фундамента представлены порфиритом базальтовым, темно-серым и темно-зеленым, с прожилками и включениями кальцита и других минералов. Вскрытая толщина пород фундамента составляет 56 метров.
Кора выветривания.
Образования коры выветривания в пределах Сургутского района имеют площадное распространение. Они вскрыты почти во всех скважинах, пробуренных до палеозойского основания. По положению в разрезе возраст условно принимается триасовым. Литологически кора выветривания представлена выветрелыми порфиритами, разбитыми трещинами, заполненными кальцитом. Толщина коры выветривания достигает 15 метров.
Юрская система.
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания всеми тремя отделами: верхним, средним и нижним. Нижний и средний отделы сложены близкими по генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту, в составе верхнего отдела выделяются абалакская и баженовская свиты.
Тюменская свита сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков, местами битуминозные. Алевролиты серые и светло-серые, участками глинистые, волнисто-горизонтально-слоистые за счет прослоев и линз песчаника. Песчаники серые, мелко и разнозернистые, крепкие, слюдистые, кремнисто-глинистые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков, небольшой мощности, прослойки угля. Толщина Тюменской свиты достигает 340 м.
Абалакская свита, нижняя часть верхнего отдела сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, алевритистыми прослоями известковистыми, содержащими глауконит, обломки фауны аммонитов, пелеципод, фараминифер верхнеюрского возраста. Толщина отложений абалакской свиты изменяется от 25 до 68 метров.
Баженовская свита представлена аргиллитами темно-серыми до черных с коричневым оттенком, битуминозными, листоватыми, с включениями обломков фауны, стяжений пирита, с обильным растительным детритом. Толщина свиты 15-30 метров.
Меловая система.
Отложения меловой системы в изучаемом районе представлены двумя отделами: нижним и верхним, нижний отдел включает в себя мегионскую, вартовскую, алымскую и нижнюю часть покурской свиты; верхний- верхами покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Мегионская свита согласно залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты, включает в себя остатки берриасского и нижней части валанжинского яруса.
В низах свиты выделяется ачимовская толща, сложенная в основном, песчано-алевритовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, глинистые с редкими прослоями известковых песчаников. Ачимовская толща перекрывается мощной толщей аргиллитов темно-серых и серых плотных, слюдистых, иногда известковистых. В верхней части мегионской свиты выделяется песчаный пласт БС10, который на Лянторском месторождении существенно заглинизирован. Толщина мегионской свиты 270-320 метров.
Вартовская свита включает в себя осадки верхне-валанжин-сетерив-барремского возраста и в пределах месторождений вскрыты всеми пробуренными скважинами. Нижняя часть вартовской свиты представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых. В верхней части вартовской свиты выделяются песчаные пласты АС9, АС10 и АС11, являющиеся на Лянторском месторождении промышленно нефтегазоносными. Толщина вартовской свиты 430 - 450 метров.
Алымская свита включает в себя осадки нижнеаптского возраста, представлены аргиллитами темно-серыми, в средней части почти черными, плотными, крепкими, слюдистыми, прослоями известковистыми. В нижней части встречаются линзовидные тончайшие прослойки песчаников. Толщина алымской свиты изменяется от 130 до 170 метров.
Покурская свита выделена в объеме осадков верхне-альб-сеноманского возраста, представлены неравномерным переслаиванием алеврито-песчаных пластов с глинистыми.
Кузнецовская свита. Морские отложения отделены от континентальных сеноманских отложений и выделяются в составе кузнецовской свиты. Представлены они пачкой глин темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, аргиллитоподобных, с включениями глауконита. Встречаются обломки фауны, толщина свиты 25-35 метров.
Березовская свита. Отложения свиты разделяются на две подсвиты: нижнеберезовскую (коньяк-сантонский ярусы) и верхнеберезовскую (кампанский ярус). Нижняя подсвита представлена глинами серыми и светло-серыми, слабоалевритовыми, опоковидными, прослоями переходящими в опоки-алевритистые.Толщина нижнеберезовской свиты 35-130 метров, верхнеберезовская свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, однородными, слабоалевритистыми, толщина 35-70 метров.
Ганькинская свита. Отложения заканчивают разрез меловых отложений. Литологически маастрихт-датские отложения довольно однообразны. Весь разрез представлен глинами серыми, зеленовато-серыми, иногда голубоватыми, известковистыми прослоями, переходящими в мергели. Встречаются включения глауконита, пирита и обломков фауны. Толщина свиты 55-80 метров.
Палеогеновая система.
Разрез палеогеновых образований представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового, и олигоценового возрастов. В составе палеогеновой системы выделяется ряд свит: талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен), тавдинская, атлымская, новомихайловская, туртасская (олигоцен).
Талицкая свита. Отложения свиты мало отличаются от вышеописанных пород верхнего мела. Она сложена глинами темно-серыми, в верхней части алевритистыми с прослоями тонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит. Толщина свиты 85-120 метров.
Люлинворская свита представлена глинами серыми и светло-серыми и зеленоватым оттенком, в нижней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части прослоями диатомовые. Толщина свиты 180-220 метров.
mirznanii.com
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место (стр. 1 из 3)
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 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
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:
Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t) :
где
уклон прямолинейного участкаОтрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.
2.2 Освоение скважины
Таблица 2.1 Исходные данные:
Расход жидкости агрегата 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 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 rгл = 1200 кг/м3 , в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью rнд = 870 кг/м3 данной 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 - 1-160´32к. 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 (hгл ) и его предельного напряжения сдвига (tгл ) 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
Для жидкости замещения в этом случае
mirznanii.com
Контрольная работа - Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место
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 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 | о С | 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 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 |
| 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 | rгл | 1100 |
| 6 | Плотность нефти дегазированной, кг/м3 | rнд | 883 |
| 7 | Вязкость нефти дегазированной, мПа·с | mнд | 2,84 |
Расход жидкости агрегата 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 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 rгл = 1200 кг/м3, в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью rнд = 870 кг/м3 данной 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 — 1-160´32к. 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 (hгл ) и его предельного напряжения сдвига (tгл ) 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 l 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 = Re×Sen – 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
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 bкI – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения 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 на трение:
где lк – 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 | 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 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 | 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 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.
www.ronl.ru
Дипломная работа - Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место
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 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 | о С | 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 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 |
| 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 | rгл | 1100 |
| 6 | Плотность нефти дегазированной, кг/м3 | rнд | 883 |
| 7 | Вязкость нефти дегазированной, мПа·с | mнд | 2,84 |
Расход жидкости агрегата 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 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 rгл = 1200 кг/м3, в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью rнд = 870 кг/м3 данной 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 — 1-160´32к. 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 (hгл ) и его предельного напряжения сдвига (tгл ) 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 l 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 = Re×Sen – 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
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 bкI – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения 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 на трение:
где lк – 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 | 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 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 | 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 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.
www.ronl.ru
| 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 | ||||
www.coolreferat.com
