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 |
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 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