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

Курсовой проект

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

Содержание

  1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения

  2. Технологическая часть

    1. Анализ состояния скважины

    2. Расчет процесса освоения скважины

    3. Расчет условий фонтанирования скважины при начальных и текущих условиях

    4. Расчет и распределение давления в эксплуатационной колонне и НКТ при текущих условиях эксплуатации скважины

    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.

D>3 >dzr

D>2 >st

D>2 >ef>2>

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

в>н>

15,03*10-10

6

Сжимаемость породы

в>п>

1*10-10

7

Радиус скважины

r>c>

0,13

Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t) :

∆P, МПа

LgT

0

0

2,7

7,2

3,7

7,9

4,7

8,6

5

9,0

5,2

10,0

5,2

10,5

где уклон прямолинейного участка



Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.

2.2 Освоение скважины

Таблица 2.1 Исходные данные:

№ п/п

Обозначение

1

Пластовое давление, МПа

P>пл>

18,94

2

Глубина скважины, м

Н

2652

3

Внутренний диаметр НКТ, м

d>нктв>

0,062

4

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

d>экв>

0,13

5

Плотность жидкости глушения, кг/м3

>гл>

1100

6

Плотность нефти дегазированной, кг/м3

>нд>

883

7

Вязкость нефти дегазированной, мПа·с

>нд>

2,84

Расход жидкости агрегата УНЦ-1-16032к:

на первой передаче q>I> = 0.0032 м3/с

на четвёртой передаче q>IV> = 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*Р>пл>.

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 (Р>зак>), объёма закачиваемой жидкости (V>зак>) и продолжительности закачки (Т>зак>).

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 q>I> = 0.0032 м3/с) и на четвёртой передаче (расход q>IV> = 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 W>крт>



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 H>нкт0> = H>скв>-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:

>.>

Re>кр> – 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 q>I> = 0,0032 м3/с составит

м/с

Параметр Хёдстрема:



Тогда

число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре

Re>глк>>I> = 1362 <Re>кр>>I>> >= 5560 т.е. режим движения ламинарный.

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

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

по графику >к>>I> = 0,56, определим потери на трение:



> >МПа.

Для жидкости замещения:

поскольку Re>жз>>I> = 18793 > Re>кр> = 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

ДР>т гл >, МПа

ДР>т з>, МПа

ДР>кз гл>, МПа

ДР>кз з>, Мпа

Р>зак>, МПа

Р>заб>, МПа

V>ж.з.>,м3

T>зак>, 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

P>пл>

18,9

2

Глубина скважины, м

Н

2653

3

Внутренний диаметр НКТ, м

d>нктв>

0,062

4

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

d>экв>

0,13

5

Устьевое давление, МПа

Р>у>

7,0

6

Давление насыщения, МПа

Р>нас>

27,4

7

Плотность пластовой нефти, кг/м3

>нпл>

669

8

Плотность нефти дегазированной, кг/м3

>нд>

883

9

Вязкость нефти дегазированной, мПа·с

>нд>

2,84

10

Обводненность продукции, %

n

0,32

11

Плотность пластовой воды, кг/м3

>впл>

1100

12

Газовый фактор, м3/т

Г

231,4



Определим коэффициент растворимости

=231,4·0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа-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, Q>ж ст> – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; D>Т> – 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 б>н >при стандартном давлении:

;

;

;

9. Определяем коэффициент сверхсжимаемости газа по следующим зависимостям

где Т>пр> и р>пр> – 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 р>нас>. 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.