Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Аналіз та оптимізація технологічного режиму роботи видобувної свердловини № 115 Киртаельского родовища - Промисловість, виробництво

Курсовий проект

Аналіз та оптимізація технологічного режиму роботи видобувної свердловини № 115 Киртаельского родовища

Зміст

1. Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів Киртаельского родовища

2. Технологічна часть2.1 Аналіз стану свердловини 2.2 Розрахунок процесу освоєння свердловини

2.3 Розрахунок умов фонтанування свердловини при початкових і поточних умовах

2.4 Розрахунок і розподіл тиску в експлуатаційній колоні і НКТ при поточних умовах експлуатації свердловини

2.5 Технічне обгрунтування способу експлуатації свердловини і вибір свердловинного обладнання і режиму його роботи

Висновок

Список використаної літератури

1. Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів Киртаельского родовища

 № Параметри Од. Пласти

 п / п вимір.

 D 3 dzr

 D 2 st

 D 2 ef 2

 1 2 3 4 5 6

 1 Середня глибина залягання м 2754

 2 Тип поклади Пластовий, тектонічно екранований Масивний сводовий, стратиграфически і тектонічно екранований Пластовий сводовий, тектонічно екранова-ний

 3 Тип колектора поровий

 4 Площа нафтогазоносності тис.м3 30753 34605 38352

 5 Середня загальна товщина м 51142135

 6 Середня газонасичених товщина м 8,5-12,7 11,8 * -

 7 Середня нефтенасищенная товщина м 4,1-9,1 31,3 * 16,5-18,2

 8 Середня водонасиченого товщина м 13,5 53,4 11,2

 9 Пористість% 9-13 10 8-13

 10 Середня нефтенасищенность ЧНЗ частки од. 0,82-0,85 0,9 * 0,72-0,95

 11 Середня нефтенасищенность ВНЗ частки од.

 12 Середня нефтенасищенность газової шапки частки од. - 0,06 -

 13 Середня насиченість газом газової шапки частки од. 0,78-0,87 0,85 -

 14 Проникність по керну

 мкм 2 0,004-0,039 0,046 0,002-0,112

 по ГДВ

 мкм 2

 по ГІС

 мкм 2

 15 Коефіцієнт песчанистости частки од. 0,512-0,692 0,68 * 0,205-0,218

 16 Коефіцієнт розчленованості частки од. 5-6 12-15 5-8

 17 Початкова пластова температура

 о С 55 55 62

 18 Початковий пластовий тиск МПа 27,17-27,47 27,4 28,81-29,4

 19 В'язкість нафти в пластових умовах мПа * с - 0,83-1,3 -

 20 Щільність нафти в пластових умовах

 т / м 3 0,669

 21 Щільність нафти в повехностних умовах

 т / м 3 0,841 0,835 0,822-0,830

 22 Абсолютна відмітка ВНК м -2492

 23 Об'ємний коефіцієнт нафти частки од. 1,541 1,518 1,236 **

 24 Вміст сірки в нафті%

 25 Зміст парафіну в нафті%

 26 Тиск насичення нафти газом МПа - 27,4 11,65 **

 27 Газосодержание

 м 3 / т 231,4 * 231,4 87,1 **

 28 Зміст стабільного конденсату

 г / м 3 225,8

 29 В'язкість води в пластових умовах мПа * с - 0,7 -

 30 Щільність води в пластових умовах

 т / м 3 - 1,1 -

 31 Середня продуктивність

 * 10м 3 / (сут * МПа)

 32 Початкові балансові запаси нафти тис.т 5579 48167 18127

 в т.ч .: по категоріях А + В + С1 тис.т 157 40324 7091

 С2 тис.т 5422 7843 11 036

 33 Коефіцієнт нефтеизвлечения частки од. 0,180 0,355 0,200

 в т.ч .: по категоріях А + В + С1 частки од. 0,350 0,355 0,200

 С2 частки од. 0,175 0,355 0,200

 34 Початкові видобувні запаси нафти тис.т 1004 17099 3627

 в т.ч .: по категоріях А + В + С1 тис.т 55 14 315 1419

 С2 тис.т 949 2784 2208

 35 Початкові балансові запаси газу млн.м3

 в т.ч .: по категоріях А + В + С1 млн.м3

 С2 млн.м3

 36 Початкові балансові запаси конденсату тис.т

 37 Коефіцієнт вилучення конденсату частки од.

2. Технологічна частина 2.1 Аналіз стану свердловини Для оцінки стану ПЗП визначимо скін - фактор за методикою Ван - Евердінгена і Херста.

Таблиця 1.1 Вихідні дані:

 № п / п Позначення

 1 Дебіт свердловини q 81

 2 В'язкість нафти м 0,00107

 3 Потужність пласта h 41,3

 4 Пористість m 0,1

 5 Стисливість нафти

 в н

 15,03 * 10 -10

 6 Стисливість породи

 в п

 1 * 10 -10

 7 Радіус свердловини

 r c 0,13

Переведемо КВД в координати ?P і 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

гдеуклон прямолінійної ділянки

Негативне значення скін-фактора вказує на покращене стан ПЗП.2.2 Освоєння свердловини

Таблиця 2.1 Вихідні дані:

 № п / п Позначення

 1 Пластовий тиск, МПа

 P пл 18,94

 2 Глибина свердловини, м Н 2652

 3 Внутрішній діаметр НКТ, м

 d НКТВ 0,062

 4 Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м

 d екв 0,13

5

 Щільність рідини глушіння, кг / м 3

 r гл 1100

6

 Щільність нафти дегазованої, кг / м 3

 r нд 883

 7 В'язкість нафти дегазованої, мПа · с

 m нд 2,84

Витрата рідини агрегату УНЦ-1-160'32к:

на першій передачі qI = 0.0032 м3 / с

на четвертій передачі qIV = 0.0102 м3 / с

Рішення:

Освоєння свердловини - комплекс технологічних і організаційних заходів, спрямованих на переклад простоює з тієї чи іншої причини свердловини в розряд діючих. Основною метою виклику припливу і освоєння є зниження протитиску на вибої свердловини, заповненої спеціальною рідиною глушіння, і штучне відновлення або поліпшення фільтраційних характеристик привибійної зони для отримання відповідного дебіту або приемистости. Прийняти, що для освоєння необхідну забійні тиск одно 0,75 * Рпл.

В якості рідини глушіння використовуємо глинистий розчин щільністю rгл = 1200 кг / м3, в якості рідини заміщення дегазована нафту щільністю rнд = 870 кг / м3данной поклади. Проектування процесу освоєння свердловини методом заміни рідини на нафту (без поглинання її пластом) полягає в розрахунку тиску закачки (Рзак), обсягу закачиваемой рідини (Vзак) і тривалості закачки (Тзак).

Закачування рідини заміщення проводиться насосним агрегатом УНЦ - 1-160'32к. Даний агрегат має чотири передачі, що відрізняються напорами та витратами рідини і необхідно для кожної передачі знайти втрати напору на тертя, щоб встановити режим закачування. В даному випадку втрати напору розраховуються для двох режимів - на першій передачі (витрата qI = 0.0032 м3 / с) і на четвертій передачі (витрата qIV = 0.0102 м3 / с).

Для оцінки пластичної в'язкості глинистого розчину (hгл) і його граничної напруги зсуву (tгл) використовуються формули Б.Є. Філатова

Знаходимо критичну швидкість руху глинистого розчину в трубі Wкрт

Фактичну середню швидкість руху глинистого розчину в НКТ при різних режимах закачування знаходимо за такою формулою:

на першій передачі:

на четвертій передачі:

Втрати тиску на тертя при русі глинистого розчину по трубах визначаються за формулою

 де H нкт0 = H скв -10 м;

Для рідини заміщення в цьому випадку

Тоді коефіцієнт гідравлічного опору l дорівнює:

МПа.

МПа.

Таким чином, збільшення об'ємної витрати рідини з 0,0032 до 0,0102 призводить до зростання втрат на тертя в трубі. Освоєння свердловини, згідно з проведеними розрахунками, доцільно вести на першій передачі.

Витіснення глинистого розчину проводитися рідиною заміщення (нафтою) по кільцевому зазору («затрубному простору»).

Критичну швидкість для кільцевого зазору розраховуємо за формулою:

.

Reкр- критичне число Рейнольдса, що характеризує зміну режиму течії рідини в кільцевому зазорі і визначається за формулою

де He = Re ? Sen - параметр Хёдстрема.

Параметр Сен-Венана - Ільюшина для кільцевого зазору записується у вигляді:

число Рейнольдса:

і тоді параметр Хёдстрема

Середня швидкість руху рідини заміщення в кільцевому зазорі при витраті qI = 0,0032 м3 / с складе

 м / с

Параметр Хёдстрема:

Тоді

число Рейнольдса при русі глинистого розчину в кільцевому зазорі

ReглкI = 1362 Втрати тиску на тертя в кільцевому зазорі при русі глинистого розчину визначаються за формулою

де bкI- коефіцієнт, що залежить від параметра Сен-Венана-Ільюшина, який для випадку руху рідини по кільцевому зазору визначається за формулою:

за графіком bкI = 0,56, визначимо втрати на тертя:

МПа.

Для рідини заміщення:

оскільки ReжзI = 18793> Reкр = 2310, режим руху ламінарний.

Втрати тиску на тертя:

де lк- коефіцієнт гідравлічного опору.

Тоді

Пряма закачування

Розглянемо випадок прямої закачування, тобто коли легша рідина нагнітається в НКТ, а важка рідина витісняється по міжтрубному просторі.

1) Заповнення порожнини НКТ рідиною заміщення і як наслідок переміщення кордону розділу нафта - глинистий розчин (X) по НКТ від гирла до черевика НКТ (). Приймаємо, що башмак НКТ спущено до вибою свердловини (1407м).

Для визначення тиску закачування використовуємо формулу:

-

тиск, необхідний для врівноваження різниці гідростатичних тисків.

Для визначення забійного тиску використовуємо формулу:

2) Заповнення затрубного простору рідиною заміщення, переміщення кордону розділу від черевика до гирла, X - відстань від гирла до кордону розділу. ().

Для визначення тиску закачування використовуємо формулу:

Для визначення забійного тиску використовуємо формулу:

Зворотній закачування

Розглянемо випадок зворотного закачування, тобто коли легша рідина нагнітається в затрубний простір, а важка рідина витісняється по НКТ. Розрахунки виробляємо аналогічно розрахункам за прямої закачуванні, результати зводимо в таблицях. Будуємо графіки залежностей забійного тиску, і тиску закачування від часу.

Пряма закачування:

 X, м

 ДР т гл, МПа

 ДР т з, МПа

 ДР кз гл, МПа

 ДР кз з, Мпа

 Р зак, МПа

 Р заб, МПа

 V ж.з. , М 3

 T зак, годину

 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

 Затрубний простір 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 23,320 30,036 2,607

 0 0 0,557 0,000 0,068 0,625 22,894 31,853 2,765

2.3 Розрахунок умов фонтанування свердловини

Природне оптимальне фонтанування - це процес підйому продукції свердловини під дією природної енергії при роботі підйомника на оптимальному режимі.

Умови фонтанування визначається співвідношенням між ефектним газовим фактором суміші, що надходить з пласта, і питомою витратою газу, необхідним для роботи газорідинного підйомника.

Вихідні дані для розрахунку:

 № п / п Позначення

 1 Пластовий тиск, МПа

 P пл 18,9

 2 Глибина свердловини, м Н 2653

 3 Внутрішній діаметр НКТ, м

 d НКТВ 0,062

 4 Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м

 d екв 0,13

 5 Гирлове тиск, МПа

 Р у 7,0

 6 Тиск насичення, МПа

 Р нас 27,4

7

 Щільність пластової нафти, кг / м 3

 r НПЛ 669

8

 Щільність нафти дегазованої, кг / м 3

 r нд 883

 9 В'язкість нафти дегазованої, мПа · с

 m нд 2,84

 10 Обводненість продукції,% n 0,32

 11

 Щільність пластової води, кг / м 3

 r ВПЛ 1100

 12

 Газовий фактор, м 3 / т Г 231,4

Визначимо коефіцієнт розчинності

= 231,4 · 0,883 / (27,4-0,1) = 7,48 МПа-12.4 Гідравлічний розрахунок руху газорідинної суміші в свердловині за методом Ф. Поетмана - П. Карпентера

1. Приймаємо величину кроку зміни тиску, відповідно число задаються тисків n = 21.

2. Розраховуємо температурний градієнт потоку

де- середній геотермічний градієнт свердловини, Qж ст- дебіт свердловини по рідині при стандартних умовах; DТ- внутрішній діаметр колони НКТ, м.

3. Визначаємо температуру на гирлі свердловини

5. Розрахуємо залишкову газонасиченість нафти (питомий об'єм розчиненого газу) в процесі її розгазування. Наприклад, при Р = 10 МПа і Т = 267,5 К .:

;

6. Визначимо щільність газу, що виділився при Р = 10 МПа і Т = 276, 5 К .:

;

де;

;

7. Знаходимо відносну щільність розчиненого газу, що залишається в нафті при Р = 10 МПа і Т = 267,5 К:

;

8. Розрахуємо об'ємний коефіцієнт, попередньо визначивши питомий приріст обсягу нафти за рахунок одиничного зміни її газонасиченості л (Т), і температурний коефіцієнт об'ємного розширення дегазованої нафти бнпрі стандартному тиску:

;

;

;

9. Визначаємо коефіцієнт сверхсжімаемості газу за такими залежностями

де Тпрі рпр- відповідно наведені температура і тиску визначаються за такими формулами

10. Обчислюємо питомий об'єм газорідинної суміші при відповідних термодинамічних умовах. Наприклад, при термодинамічних умовах Р = 10 МПа і Т = 267, 5 К, питома обсяг буде

11. Визначаємо питому масу суміші при стандартних умовах

12. Розраховуємо ідеальну щільність газорідинної суміші

13. Визначаємо кореляційний коефіцієнт незворотних втрат тиску

14. Обчислюємо повний градієнт тиску в точках із заданими тисками, менше, ніж Рнас. Наприклад, градієнт в точці, що відповідає тиску р = 7 МПа

15. Обчислюємо dH / dp

16. Проводимо чисельне інтегрування залежності dH / dp = f (p), в результаті чого отримуємо розподіл тиску на ділянці НКТ, де відбувається протягом газорідинного потоку.

2.5 Техніко-економічне обгрунтування способу експлуатації свердловини і вибір свердловинного обладнання і режиму його роботи

Дана свердловина експлуатується фонтанні способом. Це пов'язано з високим газосодержания нафти 231,4 м3 / т, тиск на вибої свердловини менше тиску насичення нафти газом тому фонтанування газліфтної. Свердловина відноситься до високо дебетні (, обводненість продукції на даний момент 0,34%), тому переклад на інший спосіб експлуатації на даний момент не доцільний.

Висновок

У процесі виконання курсового проекту мною були виконані розрахунки освоєння свердловини, умов фонтанування, розподілу тисків в насосно-компресорних трубах та експлуатаційної колоні, був обраний спосіб експлуатації, закріплені знання з таких дисциплін як нефтегазопромислове обладнання, експлуатація нафтових і газових свердловин, розробка нафтових і газових свердловин, гідравліка.

Найбільш доцільно експлуатувати свердловину фонтанні способом.

Список літератури

1. Андрєєв В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Довідник з видобутку нафти .: Під редакцією К.Р. Уразаков. - М: ТОВ «Надра-Бізнесцентр», 2000. - 374с.

2. Басаригін Ю.М., Будніков В.Ф., Булатів А.І., путівця Ю.М., Технологічні основи освоєння і глушіння нафтових і газових свердловин: Учеб. для вузів. - М: ТОВ «Надра-Бізнесцентр», 2001. - 543 с.

3. Збірник завдань з технології та техніці нафтовидобутку: Учеб. посібник для вузів / І.Т. Міщенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.І. Богомільний - М .: Недра, 1984. - 272.с., іл.

4. Міщенко І.Т. Скважинная видобуток нафти: Учеб. посібник для вузів. - М: ФГУП Вид-во «Нафта і газ» РГУ нафти і газу ім. І.М. Губкіна, 2003. - 816 с.

5. Щуров В.И. Технологія і техніка видобутку нафти: Підручник для вузів. - 2-е вид., Стереотипне. Передрук з видання 1983 - М .: ТОВ ТИД «Альянс», 2005. - 510 с.

6. Юрчук А.М., Істомін А.З. Розрахунки у видобутку нафти. Підручник для технікумів, 3-е изд., Перераб. І доп., М. - «Надра», 1979. - 271 с.
Домашні та офісні мережі Home Lan - стандарти та обладнання (Home lan і інтелектуальний будинок)
Міністерство освіти Російської Федерації Тольяттінській державний університет Факультет «Математики та інформатики» Кафедра «Інформатика та обчислювальна техніка» Реферат по темі: «Домашні та офісні мережі Home Lan - стандарти та обладнання (Home lan і інтелектуальний будинок)» з дисципліни

Гігієнічне значення води в тваринництві
Міністерство освіти і науки російської федерації Московський державний університет прикладної біотехнології Кафедра зоогігіениКурсовая робота Гігієнічне значення води в тваринництві Виконав: студент 3 курсу 9 групи Єгоров Петро Олексійович Перевірив: доц. Смирнова І.Р. Москва 2005 Зміст Введення

Історія філософії як науки
Федеральне агентство за освітою Державна освітня установа Вищої професійної освіти Уральський державний економічний університет Кафедра _ (назва кафедри, на яку передається робота) КОНТРОЛЬНА РОБОТА №_ По дисциплине_ Философия_ (назва дисципліни за учбовим планом) _ На тему «Історія

Інформаційні технології управління інвестиційними проектами будівництва в місті Туле
Федеральне агентство за освітою і науці РФ ГОУ ВПО МГСУ Московський державний будівельний університет Реферат по управлінню проектом на тему: «Інформаційні технології управління інвестиційними проектами будівництва в місті Туле» м. Нижневартовск 2010 рік Зміст Введення 1. Поняття інвестиційних

Веди - стародавні пам'ятки індійської релігійної літератури
План Вступ 1. Структура індійської священної книги Веди 2. Теорія походження світу Висновки Список літератури використаної при написанні реферату Вступ Індійська культура посідає одне з чільних місць в історії світової культури. Вона характеризується грандіозними досягненнями

Українські видання Біблії
Міністерство освіти і науки України Національний педагогічний університет імені М.П. Драгоманова Інститут української філології Кафедра журналістики Українські видання біблії на здобуття освітньо-кваліфікаційного рівня «Бакалавр» Капшученко Юлія Петрівна Спеціальність 6.030203 «Видавнича

Вплив групових психолого-педагогічних методів на розвиток навичок спілкування у старших дошкільників
Введення Дошкільне дитинство - дуже короткий відрізок в житті людини, всього перші сім років, що мають неминуще значення. У цей період дитина освоює цілі і мотиви своїх взаємин з навколишнім світом. Саме в цей період необхідно познайомити його зі справжніми цінностями людських взаємин, допомогти

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати