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

Курсовой проект

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/(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

гл

1100

6

Плотность нефти дегазированной, кг/м3

нд

883

7

Вязкость нефти дегазированной, мПа·с

нд

2,84

Расход жидкости агрегата УНЦ-1-16032к:

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 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 (Рзак), объёма закачиваемой жидкости (Vзак) и продолжительности закачки (Тзак).

Закачка жидкости замещения производится насосным агрегатом УНЦ - 1-16032к. 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 (гл) и его предельного напряжения сдвига (гл) 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 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 = ReSen - 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

Страницы: 1, 2

МЕНЮ

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

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

2.1 Анализ состояния скважины

2.2 Расчет процесса освоения скважины

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:

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

2.2 Освоение скважины

Таблица 2.1 Исходные данные:

Расход жидкости агрегата УНЦ-1-16032к:

на первой передаче qI = 0.0032 м3/с

на четвёртой передаче qIV = 0.0102 м3/с

Решение:

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 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 равен:

МПа.

МПа.

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 = ReSen - 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

ИНТЕРЕСНОЕ