Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское

На 01.01.2008 г. в действующем фонде находится 3015 скважин, что составляет 94,9% от эксплуатационного фонда. Дающий фонд составляет 92,6% от эксплуатационного фонда (2942 скважины). Неработающий фонд составил 236 скважин (7,4% эксплуатационного фонда). В простое - 73 скважины, в бездействии 163 скважины, скважин в освоении на 01.01.2008г. - нет.

Неработающий фонд составляют в основном скважины, оборудованные УЭЦН-50, УВННП-25, УЭЦН-30. При этом 30,3% скважин, оборудованных УЭЦН-25,30, находятся в неработающем фонде, когда только 8,8% скважин, оборудованных УЭЦН-50, находятся в неработающем фонде.

Коэффициент использования фонда в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,856) на 0,023 и составил 0,879. Коэффициент эксплуатации в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,958) на 0,01 и составил 0,968.

Применяемые на месторождении типоразмеры УЭЦН приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 Распределение УЭЦН по типоразмерам

№ п/п	Типоразмер УЭЦН	Напор, м	Подача, м3/сут	Число скважин
1	ЭЦН-25-30	1500 1600 1850	12-35	132
2	ЭЦН-50	1300 1550 1700	25-70	1863
3	ЭЦН-80	1200 1550 1800	60-115	603
4	ЭЦН-125	1200 1300 1500	105-165	244
5	ЭЦН-200	1200 1400	150-265	33
6	ЭЦН-250	1200 1700	195-340	17
7	ЭЦН-400	1050 1100	300-440	6
8	ЭЦН-500	1000 1200	430-570	1
9	"CL" FS-300 FS-320	1600 900	10-60 20-60	186
10	"ODI" R-5 R-7 R-9 R-12 R-16 R-32	1600 1350	20-60 60-100	53

Согласно приведенной выше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемого фонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 - 7,7 % (244 шт.), ЭЦН-20,25,30 - 3,74%, а также применяются установки импортного производства фирмы ODI - 5,85% (186 шт.) и CENTRILIFT- 1,66% (53 шт.) от общего их количества (рис. 3).

Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые в значительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторые характеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН

Тип оборудования	Глубина спуска (средняя), м	Средний дебит, м3/сут	Обводненность, %
ВНН-25	1720	23	48,4
ЭЦН-30	1740	27,9	73
ЭЦН-50	1680	43,2	83,9
ЭЦН-80	1660	78,1	84,1
ЭЦН-125	1640	115,4	88
ЭЦН-200	1600	187	88,6
ЭЦН-250	1640	238	91,4
ЭЦН-400	1550	392	93,2
ЭЦН-500	1480	443	94
" CL "	1760	49,24	82,69
" ODI "	1740	70,9	84,82

Так как обводненность продукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи с этим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции. Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% от анализируемого фонда, от 50 до 80 - 4,15%, от 80 до 90 - 95,09%, от 90 до 99,9 - 0,75 %. Обводнённость продукции скважин, оборудованных установками ЭЦН, повысилась с 87,8% в 2003 году до 89,15% в 2004 году.

Рассмотрим теперь распределение скважин по дебиту Средние дебиты скважин изменяются в пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитом до 50 м3/сут - 65,7%, от 50 до 100 м3/сут - 24,82%, а с дебитами от 100 до 443 м3/сут - 8,84 %.

Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.

Данные по скважине:
Нс(Lc)	2351	м
Dэкс	146	мм
dэкс	130,4	мм
Dнкт	73	мм
dнкт	62	мм
Pпл тек	19,1	МПа
Pпл нач	21	МПа
сб.р.	1,109	г/см3
nв	0,746	д.ед.
Hдин	1059	м
Pбуф	1,5	МПа
Pзатр	2,0	МПа
спл вода	1008	кг/м3
Pнас	14,5	МПа
сг	0,758	кг/м3
сн д	903	кг/м3
сн пл	843	кг/м3
Pзаб дин	15,3	МПа
Pзаб стат	23,5	МПа
Qж	52	м3/сут
h	8	м
Кпрод	1,4	м3/(сут*МПа)
bн	1,115	д.ед.
мн	4,2	мПа*с
k	0,109	мкм2

2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны

2.2.1 Расчет процесса освоения скважины

Исходные данные:

Величина	Значение	Ед. измер.
Hc	2351	м
Dнкт	0,073	м
dнкт	0,062	м
Dэкс	0,146	м
dэкс	0,1304	м
сб.р.	1109	кг/м3
сж.з.	911	кг/м3
мж.з.	4,2	мПа*с
Pпл нач	21	МПа

Решение:

Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена "тяжёлой жидкостью" - буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового давления (Рпл).

Наиболее распространённым видом освоения скважины является замена "тяжёлой жидкости" более "лёгкой", именуемой "жидкость замещения", и способствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойным давлениями - как условия притока жидкости:

Рассматриваемая скважина заполнена глинистым раствором плотностью 1109 кг/м3.

В первую очередь необходимо выбрать вид жидкости замещения, удовлетворяющий условию притока жидкости. Если ствол скважины полностью заполнить этой жидкостью, то её плотность жз определится из соотношения:

Очевидно, что проще всего использовать в качестве жидкости замещения дегазированную нефть данной залежи плотностью нд = 903 кг/м3 и заполнить ствол скважины дегазированной нефтью полностью.

Закачка жидкости замещения будет производиться агрегатом

Табл.3

Передача	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа
	при диаметре сменных цилиндрических втулок, мм
	80	90	100	115	127
Азинмаш - 32м
I	-	-	-	-	-	-	-	-	3,16	16,0
II	-	-	-	-	-	-	-	-	4,61	10,9
III	-	-	-	-	-	-	-	-	7,01	7,2
IV	-	-	-	-	-	-	-	-	10,2	4,3

Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости, выбираем I передачу характеризующуюся подачей 3,16 л/с (0,00316 м3/сек).

2.2.1.1 Прямая закачка

Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.

При расчетах этого процесса необходимо определить потери на трение при движении глинистого раствора и нефти в НКТ и в затрубном пространстве ().

Глинистый раствор вязкопластичная жидкость, то для оценки пластической вязкости з и предельного динамического напряжения сдвига ф0 используем формулы Б.С. Филатова:

Рассчитаем критическую скорость в трубе:

Фактическую скорость бурового раствора в трубе:

Рассчитаем параметр Сен-Венана - Ильюшина:

По графику [1, c.76, рис.3.1] определяем коэффициент

Так как , режим движения ламинарный, следовательно, потери на трение в трубе определяем по формуле:

Для определения потерь на трение при движении в трубе нефти воспользуемся уравнением Дарси - Вейсбаха:

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Рассчитаем число Рейнольдса:

При коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Кольбрука:

Соответственно потери на трение в трубе при движении нефти состявят:

Расчет потерь на трение в кольцевом пространстве

Рассчитывается критическая скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре

где 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

а число Рейнольдса

и тогда параметр Хёдстрема

Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре

Параметр Хедстрема

Критическое число Рейнольдса

Число Рейнольдса при движении глинистого раствора

Так как Reгл 1< Reкр 1, то режим движения структурный

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

где rI - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле

по графику рис.3.1. [5] rI = 0,60

МПа.

Для жидкости замещения

потери давления на трение

поскольку ReжзI = 3682> Reкр = 2320,

и согласно

МПа.

Суммарные потери напора на трение в кольцевом зазоре при закачке жидкости замещения на первой передаче составят

МПа;

Весь процесс закачки

1). Расчёт расстояния x, на которое должна подняться жидкость замещения, считая от забоя, в кольцевом зазоре для случая, когда

-

проверяется возможность неполного заполнения скважины жидкостью замещения в целях её экономии и сокращения времени освоения.

Давление на забое скважины в этом случае равно

Откуда

где Aкзгл и Aкжз - градиенты давления от гидравлических потерь при движении соответственно бурового раствора и жидкости замещения в кольцевом зазоре, Па/м, определяемые по формулам:

· для структурного режима бурового раствора

Па/м,

· для структурного режима жидкости замещения

Страницы: 1, 2, 3, 4