Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения
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… Читать ещё >
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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 | ||
Средняя глубина залегания | м | |||||
Тип залежи | Пластовый, тектонически экранированный | Массивный сводовый, стратиграфически и тектонически экранированный | Пластовый сводовый, тектонически экраниро-ванный | |||
Тип коллектора | Поровый | |||||
Площадь нефтегазоносности | тыс.м3 | |||||
Средняя общая толщина | м | |||||
Средняя газонасыщенная толщина | м | 8,5−12,7 | 11,8* | ; | ||
Средняя нефтенасыщенная толщина | м | 4,1−9,1 | 31,3* | 16,5−18,2 | ||
Средняя водонасыщенная толщина | м | 13,5 | 53,4 | 11,2 | ||
Пористость | % | 9−13 | 8−13 | |||
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ | доли ед. | 0,82−0,85 | 0,9* | 0,72−0,95 | ||
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ | доли ед. | |||||
Средняя нефтенасыщенность газовой шапки | доли ед. | ; | 0,06 | ; | ||
Средняя насыщенность газом газовой шапки | доли ед. | 0,78−0,87 | 0,85 | ; | ||
Проницаемость по керну | мкм2 | 0,004−0,039 | 0,046 | 0,002−0,112 | ||
по ГДИ | мкм2 | |||||
по ГИС | мкм2 | |||||
Коэффициент песчанистости | доли ед. | 0,512−0,692 | 0,68* | 0,205−0,218 | ||
Коэффициент расчлененности | доли ед. | 5−6 | 12−15 | 5−8 | ||
Начальная пластовая температура | оС | |||||
Начальное пластовое давление | МПа | 27,17−27,47 | 27,4 | 28,81−29,4 | ||
Вязкость нефти в пластовых условиях | мПа*с | ; | 0,83−1,3 | ; | ||
Плотность нефти в пластовых условиях | т/м3 | 0,669 | ||||
Плотность нефти в повехностных условиях | т/м3 | 0,841 | 0,835 | 0,822−0,830 | ||
Абсолютная отметка ВНК | м | — 2492 | ||||
Объемный коэффициент нефти | доли ед. | 1,541 | 1,518 | 1,236** | ||
Содержание серы в нефти | % | |||||
Содержание парафина в нефти | % | |||||
Давление насыщения нефти газом | МПа | ; | 27,4 | 11,65** | ||
Газосодержание | м3/т | 231,4* | 231,4 | 87,1** | ||
Содержание стабильного конденсата | г/м3 | 225,8 | ||||
Вязкость воды в пластовых условиях | мПа*с | ; | 0,7 | ; | ||
Плотность воды в пластовых условиях | т/м3 | ; | 1,1 | ; | ||
Средняя продуктивность | *10м3/(сут*МПа) | |||||
Начальные балансовые запасы нефти | тыс.т | |||||
в т.ч.: по категориям А+В+С1 | тыс.т | |||||
С2 | тыс.т | |||||
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 | ||
Начальные извлекаемые запасы нефти | тыс.т | |||||
в т.ч.: по категориям А+В+С1 | тыс.т | |||||
С2 | тыс.т | |||||
Начальные балансовые запасы газа | млн.м3 | |||||
в т.ч.: по категориям А+В+С1 | млн.м3 | |||||
С2 | млн.м3 | |||||
Начальные балансовые запасы конденсата | тыс.т | |||||
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 | |||
Дебит скважины | q | |||
Вязкость нефти | м | 0,107 | ||
Мощность пласта | h | 41,3 | ||
Пористость | m | 0,1 | ||
Сжимаемость нефти | вн | 15,03*10-10 | ||
Сжимаемость породы | вп | 1*10-10 | ||
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 | |
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 | |||
Пластовое давление, МПа | Pпл | 18,94 | ||
Глубина скважины, м | Н | |||
Внутренний диаметр НКТ, м | dнктв | 0,062 | ||
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м | dэкв | 0,13 | ||
Плотность жидкости глушения, кг/м3 | гл | |||
Плотность нефти дегазированной, кг/м3 | нд | |||
Вязкость нефти дегазированной, мПа· с | нд | 2,84 | ||
Расход жидкости агрегата УНЦ-1−16 032к:
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 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 — 1−16 032к. 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 случае
Тогда 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:
Тогда
число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре
ReглкI = 1362 крI = 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 = 18 793 > Reкр = 2310, режим движения ламинарный.
Потери давления на трение:
где к — 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 | |||
1,823 | 0,042 | 0,765 | 3,056 | 29,285 | 0,604 | 0,052 | ||||
1,674 | 0,084 | 0,765 | 3,374 | 29,285 | 1,207 | 0,105 | ||||
1,525 | 0,127 | 0,765 | 3,693 | 29,285 | 1,811 | 0,157 | ||||
1,375 | 0,169 | 0,765 | 4,012 | 29,285 | 2,414 | 0,210 | ||||
1,226 | 0,211 | 0,765 | 4,330 | 29,285 | 3,018 | 0,262 | ||||
1,077 | 0,253 | 0,765 | 4,649 | 29,285 | 3,621 | 0,314 | ||||
0,928 | 0,295 | 0,765 | 4,968 | 29,285 | 4,225 | 0,367 | ||||
0,778 | 0,337 | 0,765 | 5,286 | 29,285 | 4,828 | 0,419 | ||||
0,629 | 0,380 | 0,765 | 5,605 | 29,285 | 5,432 | 0,471 | ||||
0,480 | 0,422 | 0,765 | 5,924 | 29,285 | 6,035 | 0,524 | ||||
0,331 | 0,464 | 0,765 | 6,242 | 29,285 | 6,639 | 0,576 | ||||
0,181 | 0,506 | 0,765 | 6,561 | 29,285 | 7,242 | 0,629 | ||||
0,032 | 0,548 | 0,765 | 6,880 | 29,285 | 7,846 | 0,681 | ||||
0,000 | 0,557 | 0,765 | 6,948 | 29,285 | 7,975 | 0,692 | ||||
Затрубное пространство | 0,557 | 0,765 | 6,948 | 28,521 | 7,975 | 0,692 | ||||
0,557 | 0,707 | 0,001 | 6,800 | 28,429 | 8,236 | 0,715 | ||||
0,557 | 0,649 | 0,006 | 6,321 | 28,003 | 10,053 | 0,873 | ||||
0,557 | 0,591 | 0,011 | 5,843 | 27,578 | 11,869 | 1,030 | ||||
0,557 | 0,533 | 0,017 | 5,364 | 27,152 | 13,686 | 1,188 | ||||
0,557 | 0,475 | 0,022 | 4,886 | 26,726 | 15,503 | 1,346 | ||||
0,557 | 0,417 | 0,027 | 4,408 | 26,300 | 17,319 | 1,503 | ||||
0,557 | 0,360 | 0,032 | 3,929 | 25,875 | 19,136 | 1,661 | ||||
0,557 | 0,302 | 0,037 | 3,451 | 25,449 | 20,953 | 1,819 | ||||
0,557 | 0,244 | 0,043 | 2,972 | 25,023 | 22,769 | 1,977 | ||||
0,557 | 0,186 | 0,048 | 2,494 | 24,597 | 24,586 | 2,134 | ||||
0,557 | 0,128 | 0,053 | 2,015 | 24,172 | 26,403 | 2,292 | ||||
0,557 | 0,070 | 0,058 | 1,537 | 23,746 | 28,219 | 2,450 | ||||
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 | |||
Пластовое давление, МПа | Pпл | 18,9 | ||
Глубина скважины, м | Н | |||
Внутренний диаметр НКТ, м | dнктв | 0,062 | ||
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м | dэкв | 0,13 | ||
Устьевое давление, МПа | Ру | 7,0 | ||
Давление насыщения, МПа | Рнас | 27,4 | ||
Плотность пластовой нефти, кг/м3 | нпл | |||
Плотность нефти дегазированной, кг/м3 | нд | |||
Вязкость нефти дегазированной, мПа· с | нд | 2,84 | ||
Обводненность продукции, % | n | 0,32 | ||
Плотность пластовой воды, кг/м3 | впл | |||
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.
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.