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

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) :

где уклон прямолинейного участка

Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.

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:

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

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

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

по графику кI = 0,56, определим потери на трение:

МПа.

Для жидкости замещения:

поскольку ReжзI = 18793 > Reкр = 2310, режим движения ламинарный.

Потери давления на трение:

где к - 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:

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:

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.