Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место (стр. 1 из 3)

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 q_I = 0.0032 м³/с

на четвёртой передаче q_IV = 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*Р_пл.

В качестве жидкости глушения используем глинистый раствор плотностью r_гл = 1200 кг/м³, в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью r_нд = 870 кг/м³данной залежи. Проектирование процесса освоения скважины методом замены жидкости на нефть (без поглощения её пластом) заключается в расчёте давления закачки (Р_зак), объёма закачиваемой жидкости (V_зак) и продолжительности закачки (Т_зак).

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 q_I = 0.0032 м³/с) и на четвёртой передаче (расход q_IV = 0.0102 м³/с).

Для оценки пластической вязкости глинистого раствора (h_гл) и его предельного напряжения сдвига (t_гл) используются формулы Б.Е. Филатова

Находим критическую скорость движения глинистого раствора в трубе W_крт

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 H_нкт0 = H_скв-10 м;

Для жидкости замещения в этом случае