Xreferat.com » Рефераты по промышленности и производству » 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


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.



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
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

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


где Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения уклон прямолинейного участка


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


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-1-160ґ32к:

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/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 - 1-160ґ32к. 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


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



Находим критическую скорость движения глинистого раствора в трубе Wкрт


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



Фактическую среднюю скорость движения глинистого раствора в НКТ при различных режимах закачки находим по следующей формуле:

на первой передаче:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



на четвертой передаче:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



Потери давления на трение при движении глинистого раствора по трубам определяются по формуле


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

где Hнкт0 = Hскв-10 м;


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторожденияАнализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторожденияАнализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторожденияАнализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



Для жидкости замещения в этом случае


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторожденияАнализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Тогда коэффициент гидравлического сопротивления l равен:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения МПа.

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения 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:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения.


Reкр – критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



где He = ReЧSen – параметр Хёдстрема.

Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



число Рейнольдса:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



и тогда параметр Хёдстрема


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре при расходе qI = 0,0032 м3/с составит


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения м/с



Параметр Хёдстрема:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Тогда


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


ReглкI = 1362 <ReкрI = 5560 т.е. режим движения ламинарный.

Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются по формуле


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



где bкI – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



по графику bкI = 0,56, определим потери на трение:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения МПа.


Для жидкости замещения:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



поскольку ReжзI = 18793 > Reкр = 2310, режим движения ламинарный.

Потери давления на трение:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения



где lк – коэффициент гидравлического сопротивления.


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Тогда


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


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 (Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения). Принимаем, что башмак НКТ спущен до забоя скважины (1407м).

Для определения давления закачки используем формулу:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


давление, необходимое для уравновешивания разности гидростатических давлений.


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения
Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Для определения забойного давления используем формулу:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

2) Заполнение затрубного пространства жидкостью замещения, перемещение границы раздела от башмака до устья, X – расстояние от устья до границы раздела. (Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения).

Для определения давления закачки используем формулу:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Для определения забойного давления используем формулу:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

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 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


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения=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 Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения, соответственно число задаваемых давлений n = 21.

2. Рассчитываем температурный градиент потока


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


где Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения - 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

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

5. Рассчитаем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования. Например, при Р=10 МПа и Т=267,5 К.:


Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115
    <div class=

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.
Подробнее

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Похожие рефераты: