№
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
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
|
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.
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.