Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 52
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 2.3 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 Таблица 1.1 Исходные данные: Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t) : где Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП. 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 где Hнкт0
= Hскв
-10 м; Для жидкости замещения в этом случае Тогда коэффициент гидравлического сопротивления l равен: 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 Reглк
I
= 1362 <Reкр
I
= 5560 т.е. режим движения ламинарный. Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются по формуле где bк
I
– коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле: по графику bк
I
= 0,56, определим потери на трение: Для жидкости замещения: поскольку Reжз
I
= 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 ( 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: 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: Определим коэффициент растворимости 1. Принимаем величину шага изменения давления 2. Рассчитываем температурный градиент потока где 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 ( 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.
|