Расчет условий фонтанирования скважины

Анализ состояния скважины

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
	Средняя глубина залегания	м
	Тип залежи		Пластовый, тектонически экранированный	Массивный сводовый, стратиграфически и тектонически экранированный	Пластовый сводовый, тектонически экраниро-ванный
	Тип коллектора		Поровый
	Площадь нефтегазоносности	тыс.м3
	Средняя общая толщина	м
	Средняя газонасыщенная толщина	м	8,5-12,7	11,8*	-
	Средняя нефтенасыщенная толщина	м	4,1-9,1	31,3*	16,5-18,2
	Средняя водонасыщенная толщина	м	13,5	53,4	11,2
	Пористость	%	9-13		8-13
	Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ	доли ед.	0,82-0,85	0,9*	0,72-0,95
	Средняя нефтенасыщенность ВНЗ	доли ед.
	Средняя нефтенасыщенность газовой шапки	доли ед.	-	0,06	-
	Средняя насыщенность газом газовой шапки	доли ед.	0,78-0,87	0,85	-
	Проницаемость по керну	мкм2	0,004-0,039	0,046	0,002-0,112
	по ГДИ	мкм2
	по ГИС	мкм2
	Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,512-0,692	0,68*	0,205-0,218
	Коэффициент расчлененности	доли ед.	5-6	12-15	5-8
	Начальная пластовая температура	оС
	Начальное пластовое давление	МПа	27,17-27,47	27,4	28,81-29,4
	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	-	0,83-1,3	-
	Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3		0,669
	Плотность нефти в повехностных условиях	т/м3	0,841	0,835	0,822-0,830
	Абсолютная отметка ВНК	м		-2492
	Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,541	1,518	1,236**
	Содержание серы в нефти	%
	Содержание парафина в нефти	%
	Давление насыщения нефти газом	МПа	-	27,4	11,65**
	Газосодержание	м3/т	231,4*	231,4	87,1**
	Содержание стабильного конденсата	г/м3		225,8
	Вязкость воды в пластовых условиях	мПа*с	-	0,7	-
	Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	-	1,1	-
	Средняя продуктивность	*10м3/(сут*МПа)
	Начальные балансовые запасы нефти	тыс.т
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	тыс.т
	С2	тыс.т
	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
	Начальные извлекаемые запасы нефти	тыс.т
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	тыс.т
	С2	тыс.т
	Начальные балансовые запасы газа	млн.м3
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	млн.м3
	С2	млн.м3
	Начальные балансовые запасы конденсата	тыс.т
	Коэффициент извлечения конденсата	доли ед.

 

 

Технологическая часть

 

Анализ состояния скважины

Для оценки состояния ПЗП определим скин – фактор по методике Ван - Эвердинга и Херста.

 

Таблица 1.1 Исходные данные:

№ п/п		Обозначение
	Дебит скважины	q
	Вязкость нефти	м	0,00107
	Мощность пласта	h	41,3
	Пористость	m	0,1
	Сжимаемость нефти	вн	15,03*10-10
	Сжимаемость породы	вп	1*10-10
	Радиус скважины	rc	0,13

 

Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t):

∆P, МПа	LgT
2,7	7,2
3,7	7,9
4,7	8,6
	9,0
5,2	10,0
5,2	10,5

 

 

 

где уклон прямолинейного участка

 

 

Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.

 

Освоение скважины

 

Таблица 2.1 Исходные данные:

№ п/п		Обозначение
	Пластовое давление, МПа	Pпл	18,94
	Глубина скважины, м	Н
	Внутренний диаметр НКТ, м	dнктв	0,062
	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	dэкв	0,13
	Плотность жидкости глушения, кг/м3	rгл
	Плотность нефти дегазированной, кг/м3	rнд
	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 Hнкт0 = Hскв-10 м;

 

 

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:

 

.

 

 

Re_кр – 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 q_I = 0,0032 м³/с составит

м/с

 

Параметр Хёдстрема:

 

 

Тогда

 

 

число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре

 

 

Re_глкI = 1362 <Re_крI = 5560 т.е. режим движения ламинарный.

Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении глинистого раствора определяются по формуле

 

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

 

 

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

 

 

МПа.

 

Для жидкости замещения:

 

 

поскольку Re_жзI = 18793 > Re_кр = 2310, режим движения ламинарный.

Потери давления на трение:

 

 

где l_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:

	X, м	ДРт гл , МПа	ДРт з, МПа	ДРкз гл, МПа	ДРкз з, Мпа	Рзак, МПа	Рзаб, МПа	Vж.з.,м3	Tзак, час
НКТ		1,972	0,000	0,765		2,737	28,521	0,000	0,000
	1,823	0,042	0,765		3,056	29,285	0,604	0,052
	1,674	0,084	0,765		3,374	29,285	1,207	0,105
	1,525	0,127	0,765		3,693	29,285	1,811	0,157
	1,375	0,169	0,765		4,012	29,285	2,414	0,210
	1,226	0,211	0,765		4,330	29,285	3,018	0,262
	1,077	0,253	0,765		4,649	29,285	3,621	0,314
	0,928	0,295	0,765		4,968	29,285	4,225	0,367
	0,778	0,337	0,765		5,286	29,285	4,828	0,419
	0,629	0,380	0,765		5,605	29,285	5,432	0,471
	0,480	0,422	0,765		5,924	29,285	6,035	0,524
	0,331	0,464	0,765		6,242	29,285	6,639	0,576
	0,181	0,506	0,765		6,561	29,285	7,242	0,629
	0,032	0,548	0,765		6,880	29,285	7,846	0,681
	0,000	0,557	0,765		6,948	29,285	7,975	0,692
Затрубное пространство			0,557	0,765		6,948	28,521	7,975	0,692
		0,557	0,707	0,001	6,800	28,429	8,236	0,715
		0,557	0,649	0,006	6,321	28,003	10,053	0,873
		0,557	0,591	0,011	5,843	27,578	11,869	1,030
		0,557	0,533	0,017	5,364	27,152	13,686	1,188
		0,557	0,475	0,022	4,886	26,726	15,503	1,346
		0,557	0,417	0,027	4,408	26,300	17,319	1,503
		0,557	0,360	0,032	3,929	25,875	19,136	1,661
		0,557	0,302	0,037	3,451	25,449	20,953	1,819
		0,557	0,244	0,043	2,972	25,023	22,769	1,977
		0,557	0,186	0,048	2,494	24,597	24,586	2,134
		0,557	0,128	0,053	2,015	24,172	26,403	2,292
		0,557	0,070	0,058	1,537	23,746	28,219	2,450
		0,557	0,012	0,063	1,058	23,320	30,036	2,607
		0,557	0,000	0,068	0,625	22,894	31,853	2,765

 

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
	Пластовое давление, МПа	Pпл	18,9
	Глубина скважины, м	Н
	Внутренний диаметр НКТ, м	dнктв	0,062
	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	dэкв	0,13
	Устьевое давление, МПа	Ру	7,0
	Давление насыщения, МПа	Рнас	27,4
	Плотность пластовой нефти, кг/м3	rнпл
	Плотность нефти дегазированной, кг/м3	rнд
	Вязкость нефти дегазированной, мПа·с	mнд	2,84
	Обводненность продукции, %	n	0,32
	Плотность пластовой воды, кг/м3	rвпл
	Газовый фактор, м3/т	Г	231,4

 

 

Определим коэффициент растворимости

 

=231,4·0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа^-1