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

Курсовой проект

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/(сутМПа)
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

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-1-160ґ32к:

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

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.

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 = ReЧSen – 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 <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	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

=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 ;