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

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

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

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-1-160´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/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 — 1-160´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

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 = 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

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 ;

;
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.

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.