Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины

Выбор и обоснование метода и технологии воздействия на призабойную зону пласта. Определение глубины подвески скважинного насоса с учетом допустимого содержания свободного газа в откачиваемой жидкости и необходимости выноса воды с забоя скважины.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 30.01.2016
Размер файла 3,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Пермский Национальный Исследовательский Политехнический Университет

Кафедра Нефтегазовые Технологии

Курсовой проект по дисциплине:

Скважинная добыча нефти в осложненных условиях

На тему: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины

Пермь, 2015

Исходные данные для курсового проектирования по дисциплине «Скважинная добыча нефти в осложненных условиях»

Параметры обозначения

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

, м

1750

1620

1810

1950

1680

1770

1900

1800

1700

1820

1730

1870

1920

1840

1710

1650

1940

1880

1720

1850

1960

, МПа

17,6

16,1

18,0

19,3

16,9

17,6

18,9

17,9

17,1

18,1

17,4

18,6

19,1

18,5

17,0

16,5

19,3

18,7

17,3

18,4

19,5

, МПа

13,5

12,58

14,0

14,2

11,8

12,3

13,7

12,5

12,1

13,2

12,0

12,4

14,3

13,0

11,8

8,0

12,5

12,1

11,0

11,5

14,1

, /т

70

80

90

85

75

105

120

110

115

70

80

90

85

75

105

60

110

115

65

85

95

, °С

28

26

31

33

27

30

34

32

25

31

30

34

32

31

28

24

32

30

28

29

32

, м

6,0

4,0

5,0

4,5

5,5

3,5

6,0

4,5

4,0

5,5

7,0

3,5

3,0

4,5

4,0

5,0

6,5

7,0

4,5

3,5

4,0

S

3,0

2,0

2,5

3,5

4,0

3,0

2,0

2,5

3,5

4,0

3,0

2,0

2,5

3,5

4,0

3,0

2,0

2,5

3,5

4,0

3,0

, кг/

810

800

780

790

815

770

770

790

780

830

820

790

800

815

785

780

800

795

840

805

780

, мПа*с

2,5

2,0

2,0

2,5

4,5

2,5

1,5

3,0

3,0

5,5

4,0

2,5

4,5

5,5

3,5

3,0

4,0

3,5

8,0

5,0

3,0

, °С

18

16

14

17

15

14

19

16

18

17

15

13

16

14

18

15

16

14

17

15

19

, °С

24

22

21

23

21

21

25

23

24

24

22

21

23

22

24

21

22

20

24

23

24

,т/сут(УСШН)

8

10

12

14

12

10

8

14

12

10

8

14

12

10

8

14

5

7

9

11

15

,т/сут (УЭЦН)

25

30

35

40

45

50

25

30

35

40

45

50

25

30

35

40

45

50

25

30

35

Коллектор

к

т

к

т

к

т

к

т

к

т

к

к

т

к

к

Т

к

т

к

к

т

Общие данные: =0,146 м; =1 МПа; =10 % (масс.);

= 800 м; =1 МПа; =50 % (масс.);

=200 м; =30 м; в=0,85 (УСШН);

б = 25 °; =6 °С; =0,1 (УЭЦН);

1. Выбор и обоснование метода и технологии воздействия на призабойную зону пласта. Описание технологического процесса

В связи с ухудшенным состоянием призабойной зоны пласта (rпзп=5м), о котором говорит скин-фактор S=3, рекомендуется провести кислотную обработку.

Методы кислотного воздействия основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Для обработки пластов-коллекторов, представленных терригенными песчано-алевритовыми отложениями, применяют специальные кислотные смеси, получившие название глинокислот.

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот. Терригенные коллекторы, как правило, содержат малое количество карбонатов, в среднем 1-5% по массе. Основная масса таких коллекторов представлена силикатными веществами (кварц) и алюмосиликатами (каолин).

При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в призабойную зону скважины.

Основные реакции протекают следующим образом:

Si02 + 4HF = 2H20 + SiF4

3SiF4 + 4H20 = Si(0Н)4 + 2Н2SiF6

Кремнефтористоводородная кислота Н2SiF6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(0Н)4 при понижении кислотности раствора может образовывать гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок и закупоривающий призабойную зону.

Реакция алюмосиликатов с HF такова:

H4Al2Si209 + 14HF = 2A1F3 + 2SiF4 + 9Н20

Соль фтористого алюминия A1F3 остается в растворе, а фтористый кремний SiF4, соединяясь с водой образует Si(0Н)4 и Н2SiF6.

Таким образом, общая реакция следующая:

H4Al2Si209 + 12HF = 2A1F3 + Si(0Н)4 + Н2SiF6 + 5Н20

Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже гвоорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе. Фтористоводородная кислота реагирует и с карбонатами, например, с известняком:

CaCO3 + HF = CaF2 + H2O + CO2

Фторид кальция выпадает в осадок, приводя к снижению проницаемости. Поэтому соляная кислота, входящая в состав глиняной, предотвращает образование CaF2.

Технология проведения глинокислотной обработки заключается в последовательном выполнении следующих операций:

Промывка скважины. В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов. В качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция и другие растворители. После промывки добывающая скважина заполняется нефтью.

Закачивают расчетный оббьем кислотного раствора в скважину.

Продавливают кислотный раствор в призабойную зону скважины, прододжая агрегатом закачку расчетного обьема в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его полглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт скважина закрывается.

Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 36 ч.

После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о его технологическом эффекте.

2. Техника, применяемая при кислотной обработке

Приготовление кислотного раствора, как правило, осуществляется на специальных кислотных базах, организованных на территории нефтедобывающего района. Для перевозки необходимых объемов кислотного раствора на скважины используются автоцистерны различного объема (до 20 м3). Перекачка осуществляется специальными центробежными насосами кислотоупорного исполнения.

Закачка кислотных растворов в скважину осуществляется специальными насосными агрегатами на автомобильном шасси, например, «Азинмаш 30 А». Насосный агрегат включает в себя гуммированную цистерну для кислотного раствора, насос высокого давления с приводом от коробки отбора мощности автомобиля. Давление, создаваемое таким насосом, меняется от единиц до десятков МПа. Наряду с насосным агрегатом, для кислотных обработок используется цементировочный агрегат (типа ЦА-320М), который играет роль подпорного насоса для основного агрегата, подавая технологические жидкости на прием силового насоса. Кроме того, агрегат ЦА-320М, оборудованный насосом низкого давления и емкостями, позволяющими перемешивать кислотный раствор с различными реагентами, добавляемыми в него на скважине.

Важнейшим техническим элементом при проведении кислотной обработки является специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. Головка оборудована обратным клапаном и задвижкой высокого давления, соединенной с выкидом насосного агрегата.

Рис. 1 - Примерная схема обвязки наземного оборудования при глинокислотной обработке: 1 -- передвижная емкость для кислоты; 2 -- стационарная емкость для кислоты; 3 -- емкость для нефти; 4 -- цементировочный агрегат; 5 -- установка насосная АзИНМАШ-ЗОА; 6 -- бункеры; 7 -- основной насос; 8 -- водяной насос; 9 -- резервуар; 10 -- насос; 11 -- скважина

Расчет распределения плотности ГЖС (), удельного газосодержания жидкости (вг) и температуры (tскв) в интервале «забой- прием скважинного насоса». Построение зависимости для , вг, tскв.

УСШН

а) =10 % (масс.)

Расчет производим «снизу-вверх».

1)Для расчета f принимаем

А для расчета dp/dH, принимаем:

Зададимся 10 интервалами, тогда

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

3) Определим температуру на затрубе скважины

4) Определяем температуру потока, соответствующую заданным давлениям

5) Рассчитаем текущее равновесное давление насыщения при :

где и - соответственно молярные доли метана и азота в попутном газе

Массовый состав смеси принимаем

6) Рассчитываем относительную плотность газа по воздуху:

Молекулярная масса газа:

Вычисляем молекулярную массу данного газа:

7) Определим объем выделившегося газа

, где

8) Определим остаточную газонасыщенность нефти в процессе разгазирования (Р=1,5 МПа; Т=294 К)

9) Определим относительную плотность выделившегося газа

, где

10) Определим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях ее разгазирования

11) Определим удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности и объемный коэффициент нефти

12) Определим коэффициент сверхсжимаемости газа

а) Определим Рпр и Тпр

Таблица 1 - Данные о критических давлениях и температуре различных компонентов

Параметры

4,7

4,9

4,3

3,8

3,4

7,4

3,4

9

190,7

306,2

369,8

425,2

470,4

304,2

126,2

373,6

б) Определим коэффициент сверхсжимаемости для азота

в) Определим коэффициент сверхсжимаемости углеводородной составляющей газа

т.к Рпр находится в интервале 0?Рпр?3,8 ,а Тпр - в интервале 1,17?Тпр?2,0, то

г) Определим коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси

13) Определяем удельный объем газожидкостной смеси

14) Определим удельную массу смеси при стандартных условиях

15) Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления

16) Определим идеальную плотность жидкостной смеси

17) Определяем полный градиент давления в точках с заданными давлениями Р<Рнас

18) Определяем dH/dP

19) Проводим численное интегрирование зависимости dH/dP=f(P)

20) Определим удельный объём газа

3. Расчет распределения давления в ЭК при обводненности n=10%. УСШН

Таблица 2

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

12,25

291,56

0,00

0,7081

0,0000

1,1369

2,9306

1,2194

0,6355

1,2480

1084,02

868,63

0,00883

113,29

1650,00

11,125

290,12

0,00

0,6988

0,0000

1,1371

2,6615

1,2134

0,6342

1,2482

1084,02

868,45

0,00883

113,31

1522,54

10

288,67

0,00

0,6896

0,0000

1,1374

2,3923

1,2073

0,6417

1,2485

1084,02

868,27

0,00882

113,33

1395,06

8,875

287,23

0,00

0,6806

0,0000

1,1377

2,1232

1,2013

0,6572

1,2488

1084,02

868,08

0,00882

113,35

1267,54

7,75

285,79

0,23

0,6720

0,0149

1,1339

1,8541

1,1953

0,6802

1,2471

1084,02

869,24

0,00883

113,21

1140,10

6,625

284,35

3,04

0,6640

0,1656

1,1268

1,5849

1,1893

0,7100

1,2717

1084,02

852,39

0,00867

115,29

1011,57

5,5

282,91

6,25

0,6570

0,2897

1,1188

1,3158

1,1832

0,7458

1,3174

1084,02

822,83

0,00839

119,12

879,71

4,375

281,47

10,03

0,6519

0,3957

1,1095

1,0467

1,1772

0,7871

1,4060

1084,02

771,00

0,00791

126,45

741,57

3,25

280,03

14,71

0,6505

0,4899

1,0980

0,7775

1,1712

0,8330

1,5946

1084,02

679,82

0,00706

141,65

590,77

2,125

278,59

21,02

0,6577

0,5784

1,0827

0,5084

1,1651

0,8827

2,0815

1084,02

520,79

0,00562

177,97

410,99

1

277,15

31,20

0,6949

0,6707

1,0577

0,2392

1,1591

0,9357

4,1218

1084,02

262,99

0,00359

278,54

154,20

Рис. 2 - График распределения давления в ЭК

Рис. 3 - График распределения плотности ГЖС в ЭК

Рис. 4 - График распределения температуры ГЖС в ЭК

Рис. 5 - График распределения удельного газосодержания жидкости в ЭК

б)=50 % (масс.).

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

Дальнейший расчет см. пункт а).

4. Расчет распределения давления в ЭК при обводненности n=50%. УСШН

Таблица 3

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

12,25

291,55

0

0,7081

0

1,1565

2,9306

1,2194

0,6355

2,1086

2061,80

977,82

0,00988

101,23

1650,00

11,125

290,11

0

0,6988

0

1,1514

2,6615

1,2134

0,6342

2,1110

2061,80

976,70

0,00987

101,34

1536,05

10

288,67

0

0,6896

0

1,1460

2,3923

1,2073

0,6417

2,1151

2061,80

974,82

0,00985

101,53

1421,94

8,875

287,23

0

0,6806

0

1,1402

2,1232

1,2013

0,6572

2,1225

2061,80

971,42

0,00982

101,86

1307,54

7,75

285,79

0,23

0,6720

0,0161

1,1339

1,8541

1,1953

0,6802

2,1360

2061,80

965,27

0,00976

102,47

1192,60

6,625

284,35

3,04

0,6640

0,1767

1,1268

1,5849

1,1892

0,7099

2,1606

2061,80

954,26

0,00965

103,58

1076,70

5,5

282,90

6,25

0,6570

0,3061

1,1188

1,3158

1,1832

0,7458

2,2063

2061,80

934,50

0,00947

105,63

959,01

4,375

281,46

10,03

0,6519

0,4145

1,1095

1,0467

1,1772

0,7871

2,2949

2061,80

898,44

0,00912

109,59

837,95

3,25

280,02

14,71

0,6504

0,5095

1,0980

0,7775

1,1711

0,8330

2,4834

2061,80

830,22

0,00848

117,91

709,98

2,125

278,58

21,02

0,6577

0,5973

1,0827

0,5084

1,1651

0,8827

2,9703

2061,80

694,13

0,00721

138,65

565,67

1

277,14

31,20

0,6948

0,6877

1,0577

0,2392

1,1591

0,9357

5,0105

2061,80

411,50

0,00472

212,03

368,41

Рис. 6 - График распределения давления в ЭК

Рис. 7 - График распределения плотности ГЖС в ЭК

Рис. 8 - График распределения температуры ГЖС в ЭК

Рис. 9 - График распределения удельного газосодержания в ЭК

УЭЦН

а) =10 % (масс.)

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

3) Определим температуру на затрубе скважины

Дальнейший расчет см. пункт «УСШН а)».

5. Расчет распределения давления в ЭК при обводненности n=10% УЭЦН

Таблица 4

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

12,25

291,60

0

0,7083

0

1,1565

2,9306

1,2196

0,6356

1,2197

1084,02

888,77

0,00879

113,78

1650,00

11,125

290,18

0

0,6990

0

1,1515

2,6615

1,2136

0,6345

1,2221

1084,02

887,01

0,00877

114,00

1521,88

10

288,75

0

0,6898

0

1,1461

2,3923

1,2076

0,6420

1,2262

1084,02

884,04

0,00874

114,37

1393,42

8,875

287,32

0

0,6809

0

1,1403

2,1232

1,2017

0,6575

1,2336

1084,02

878,72

0,00869

115,06

1264,37

7,75

285,89

0,24

0,6724

0,0054

1,1339

1,8541

1,1957

0,6806

1,2472

1084,02

869,17

0,00860

116,30

1134,23

6,625

284,46

3,05

0,6644

0,0651

1,1269

1,5849

1,1897

0,7104

1,2719

1084,02

852,27

0,00843

118,56

1002,12

5,5

283,03

6,26

0,6575

0,1251

1,1189

1,3158

1,1837

0,7462

1,3177

1084,02

822,64

0,00815

122,76

866,38

4,375

281,60

10,04

0,6524

0,1867

1,1096

1,0467

1,1778

0,7875

1,4065

1084,02

770,72

0,00764

130,86

723,72

3,25

280,18

14,73

0,6510

0,2518

1,0981

0,7775

1,1718

0,8333

1,5955

1084,02

679,41

0,00676

147,99

566,87

2,125

278,75

21,04

0,6583

0,3247

1,0828

0,5084

1,1658

0,8830

2,0835

1084,02

520,29

0,00522

191,41

375,96

1

277,32

31,24

0,6956

0,4165

1,0578

0,2392

1,1598

0,9358

4,1279

1084,02

262,61

0,00281

355,28

68,44

Рис. 10 - График распределения давления в ЭК

Рис. 11 - График распределения плотности ГЖС в ЭК

Рис. 12 - График распределения температуры ГЖС в ЭК

Рис. 13 - График распределения удельного газосодержания в ЭК

а) =50 % (масс.)

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

Дальнейший расчет см. пункт «УСШН а)».

6. Расчет распределения давления в ЭК при обводненности n=50% УЭЦН

Таблица 5

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

12,25

291,60

0

0,7083

0

1,1565

2,9306

1,2196

0,6356

2,1086

2061,80

977,81

0,00966

103,55

1650,00

11,125

290,17

0

0,6990

0

1,1515

2,6615

1,2136

0,6345

2,1110

2061,80

976,69

0,00965

103,66

1533,44

10

288,74

0

0,6898

0

1,1461

2,3923

1,2076

0,6419

2,1151

2061,80

974,80

0,00963

103,86

1416,71

8,875

287,31

0

0,6809

0

1,1403

2,1232

1,2016

0,6575

2,1225

2061,80

971,39

0,00959

104,22

1299,67

7,75

285,88

0,24

0,6723

0,0058

1,1339

1,8541

1,1956

0,6805

2,1361

2061,80

965,23

0,00953

104,88

1182,05

6,625

284,45

3,05

0,6644

0,0700

1,1269

1,5849

1,1897

0,7103

2,1608

2061,80

954,19

0,00943

106,07

1063,39

5,5

283,02

6,26

0,6574

0,1339

1,1189

1,3158

1,1837

0,7462

2,2066

2061,80

934,38

0,00923

108,29

942,81

4,375

281,59

10,04

0,6524

0,1988

1,1096

1,0467

1,1777

0,7874

2,2953

2061,80

898,25

0,00888

112,58

818,57

3,25

280,16

14,73

0,6510

0,2668

1,0981

0,7775

1,1717

0,8333

2,4843

2061,80

829,93

0,00822

121,68

686,80

2,125

278,73

21,04

0,6583

0,3420

1,0828

0,5084

1,1657

0,8829

2,9722

2061,80

693,70

0,00690

144,99

536,80

1

277,30

31,24

0,6955

0,4356

1,0578

0,2392

1,1598

0,9358

5,0161

2061,80

411,04

0,00419

238,81

320,91

Рис. 14 - График распределения давления в ЭК

Рис. 15 - График распределения плотности ГЖС в ЭК

Рис. 16 - График распределения температуры ГЖС в ЭК

Рис. 17 - График распределения удельного газосодержания в ЭК

Определение глубины подвески скважинного насоса с учетом допустимого содержания свободного газа в откачиваемой жидкости и необходимости выноса воды с забоя скважины.

УСШН

Условия: в=0,85, вынос воды с забоя.

а) =10 %

Рис. 18 - График распределения давления в НКТ и ЭК

1.Проверяем выполнение условий выноса (ненакопления) воды в интервале «забой-прием».

Где - приведенная скорость нефти в колонне диаметром , м/с;

- кинематическая вязкость нефти, м2/с.

Условие полного выноса воды из интервала «забой-прием»:

I случай

Вне зависимости выполнения условия

,

где - необходимая глубина спуска лифта.

II случай

Численное значение рассчитывается по зависимости

.

на глубине

2. По графику определим глубину погружения насоса

Давление на приеме насоса

9,56 МПа

Рассчитаем физические свойства продукции на приеме насоса

1) Определим количество растворенного в нефти газа

Где С = 0,5 - эмпирический коэффициент

2) Определим объемные коэффициенты нефти и жидкости

в) Определим расход жидкости

Где - дебит дегазированной нефти; - планируемый дебит жидкости

г) Определим расход свободного газа

Где коэффициент сверхсжимаемости газа; - средняя температура в стволе скважины;

д) Определим расход газожидкостной смеси

3) По графику на рис. определим давление на выходе из насоса

4) Аналогично рассчитаем физические свойства продукции на выходе из насоса. Результаты запишем в таблицу 6

Таблица 6

, м3/м3

60

60

1,1416

1,1462

1,127399539

1,1315

, м3/с

0,000160

0,000160

, м3/с

0,000200

0,000201

м3/с

0,00

0,00

,м3/с

0,000200

0,000201

5) Определим потери давления в клапанах насоса

Примем, что и

Определим максимальную скорость движения жидкости в отверстии седла клапана

Для подобранного насоса диаметр клапанов d=20 и 14 мм

в) Определим число Re

В качестве выбираем вязкость того компонента, содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее

г) По графику Степановой определяем коэффициент расхода клапана

д) Определим плотность дегазированной жидкости

е) Определим потери давления

6) Определим давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании

7) Рассчитаем количество утечек в зазоре плунжерной пары

Где Сэ - относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре; Lпл - длина плунжера; - зазор между плунжером в цилиндром при их концентричном расположении

нет свободного газа

8) Рассчитаем коэффициент наполнения

удовлетворяет условию.

б)=50 %

Рис. 19 - График распределения давления в НКТ и ЭК

Аналогично рассчитаем физические свойства продукции на приеме и выходе из насоса. Результаты запишем в таблицу 7

Таблица 7

, м3/м3

60

60

1,1406

1,1496

1,0703

1,0748

, м3/с

0,000082

0,000082

, м3/с

0,000175

0,000176

м3/с

0,00

0,00

,м3/с

0,000175

0,000176

5) Определим потери давления в клапанах насоса

Примем, что и

Определим максимальную скорость движения жидкости в отверстии седла клапана

Для подобранного насоса НСВ1-32 диаметр клапанов d=20 мм и d=14 мм

в) Определим число Re

В качестве выбираем вязкость того компонента, содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее

г) По графику Степановой определяем коэффициент расхода клапана

д) Определим плотность дегазированной жидкости

е) Определим потери давления

6) Определим давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании

7) Рассчитаем количество утечек в зазоре плунжерной пары

Где Сэ - относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре; Lпл - длина плунжера; - зазор между плунжером в цилиндром при их концентричном расположении

нет свободного газа

8) Рассчитаем коэффициент наполнения

удовлетворяет условию.

УЭЦН

Условия: ввх=0,1, вынос воды с забоя.

а) =10 %

Рис. 20 - График распределения давления в НКТ и ЭК

1.Проверяем выполнение условий выноса (ненакопления) воды в интервале «забой-прием».

Где - приведенная скорость нефти в колонне диаметром , м/с;

- кинематическая вязкость нефти, м2/с.

Условие полного выноса воды из интервала «забой-прием»:

Вне зависимости выполнения условия , где - необходимая глубина спуска лифта => происходит полный вынос воды с забоя, на любой глубине спуска лифта.

2. Так как при любой глубине спуска насоса будет выполняться условие выноса воды, то мы спустим на глубину где =8 МПа. МПа.

При таких условиях , что удовлетворяет условию =>.

б)=50 %

Рис. 21 - График распределения давления в НКТ и ЭК.

1.Проверяем выполнение условий выноса (ненакопления) воды в интервале «забой-прием».

Где - приведенная скорость нефти в колонне диаметром , м/с;

- кинематическая вязкость нефти, м2/с.

Условие полного выноса воды из интервала «забой-прием»:

Вне зависимости выполнения условия

,

где - необходимая глубина спуска лифта => происходит полный вынос воды с забоя, на любой глубине спуска лифта.

2. Так как при любой глубине спуска насоса будет выполняться условие выноса воды, то мы спустим на глубину где =8 МПа.

При таких условиях , что удовлетворяет условию =>.

Выбор скважинной насосной установки (УСШН и УЭЦН)

УСШН

а) =10 %

Для данной скважины подобран насос НСВ1-32 и по графику Адонина 5СК-6-1,5-1600

1) Рассчитаем коэффициент усадки нефти

2) Рассчитаем требуемую подачу насоса

С другой стороны

Где - площадь поперечного сечения плунжера; - длина хода полированного штока; N - число двойных ходов;

3) Задаемся значением , тогда

4) Определим величины упругих деформаций штанг и труб

Где - длина колонны штанг; - площадь поперечного сечения труб; Е - модуль упругости материала штанг

Где - доля штанг с площадью поперечного сечения в общей длине штанговой колонны;

Тогда

5) Рассчитаем коэффициент деформации

6) Рассчитаем коэффициент утечек

7) Рассчитаем коэффициент подачи

б) =50 %

Для данной скважины подобран насос НСВ1-32 и по графику Адонина 5СК-6-1,5-1600

1) Рассчитаем коэффициент усадки нефти

2) Рассчитаем требуемую подачу насоса

С другой стороны

Где - площадь поперечного сечения плунжера; - длина хода полированного штока; N - число двойных ходов;

3) Задаемся значением , тогда

4) Определим величины упругих деформаций штанг и труб

Где - длина колонны штанг; - площадь поперечного сечения труб; Е - модуль упругости материала штанг

Где - доля штанг с площадью поперечного сечения в общей длине штанговой колонны;

Тогда

5) Рассчитаем коэффициент деформации

6) Рассчитаем коэффициент утечек

7) Рассчитаем коэффициент подачи

УЭЦН

Необходимый напор ЭЦН можно определить из уравнения основной характеристики:

где - динамический уровень, из графика распределения = 68 м.

- напор, затрачиваемый на создание противодавления, на устье;

- потери напора на трение при движении ГЖС в НКТ;

- положительная работа выделившегося из нефти газа по подъему жидкости, выраженная в метрах столба жидкости.

Напор, затрачиваемый на создание противодавления, на устье:

где - средняя плотность жидкости в НКТ

Потери напора на трение при движении ГЖС в НКТ:

где - скорость движения жидкости в НКТ, м/с:

Определим число Рейнольдса:

Т. к. режим движения жидкости турбулентный, коэффициент гидравлических сопротивлений найдем по формуле:

Тогда потери напора на трение при движении ГЖС в НКТ:

Положительная работа выделившегося из нефти газа по подъему жидкости, выраженная в метрах столба жидкости.

Тогда требуемый напор насоса:

Теперь по известному дебиту 43,8 м3/сут и по найденному необходимому напору 173,67 м выбираем насос ЭЦН5-80-1400.

nв=50%:= 939 м, Qж=110,4 м3/сут

Таблица 8 - Характеристики рабочей области насоса

(nв=10%)

Номинальная подача, м3/сут

Напор, м

КПД, %

Рабочая область

Подача, м3/сут

Напор, м

ЭЦН5-30-450

30

450

20-40

(nв=50%)

Номинальная подача, м3/сут

Напор, м

КПД, %

Рабочая область

Подача, м3/сут

Напор, м

ЭЦН5-30-600

30

600

43

20 - 40

200-1000

Расчет распределения , и в колонне НКТ (интервал «выкид насоса - устье скважины»);

УСШН

а) =10 % (масс.)

Расчет производим «сверху-вниз».

1) Определим величину шага изменения давления

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

3) Определим температуру на затрубе скважины

4) Определяем температуру потока, соответствующую заданным давлениям

5) Рассчитаем текущее равновесное давление насыщения при :

где и - соответственно молярные доли метана и азота в попутном газе

Массовый состав смеси принимаем

6) Рассчитываем относительную плотность газа по воздуху:

Молекулярная масса газа:

Вычисляем молекулярную массу данного газа:

7) Определим объем выделившегося газа

8) Определим остаточную газонасыщенность нефти в процессе разгазирования (Р=1,5 МПа; Т=294 К)

9) Определим относительную плотность выделившегося газа

10) Определим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях ее разгазирования

11) Определим удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности и объемный коэффициент нефти

12) Определим коэффициент сверхсжимаемости газа

а) Определим Рпр и Тпр

,

Таблица 9 - Данные о критических давлениях и температуре различных компонентов

Параметры

4,7

4,9

4,3

3,8

3,4

7,4

3,4

9

190,7

306,2

369,8

425,2

470,4

304,2

126,2

373,6

б) Определим коэффициент сверхсжимаемости для азота

в) Определим коэффициент сверхсжимаемости углеводородной составляющей газа т.к Рпр находится в интервале 0?Рпр?3,8 ,а Тпр - в интервале 1,17?Тпр?2,0, то

г) Определим коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси

13) Определяем удельный объем газожидкостной смеси

14) Определим удельную массу смеси при стандартных условиях

15) Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления

16) Определим идеальную плотность жидкостной смеси

17) Определяем полный градиент давления в точках с заданными давлениями Р<Рнас

18) Определяем dH/dP

19) Проводим численное интегрирование зависимости dH/dP=f(P)

20) Определим удельный объём газа

7. Расчет распределения давления в НКТ при обводненности n=10% УСШН

Таблица 10

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

1

277,15

31,20

0,6949

0,6707

1,0577

0,2392

1,1591

0,9357

4,1218

1084,02

262,99

0,00367

272,32

0,00

2,125

278,59

21,02

0,6577

0,5784

1,0827

0,5084

1,1651

0,8827

2,0815

1084,02

520,79

0,00566

176,66

252,55

3,25

280,03

14,71

0,6505

0,4899

1,0980

0,7775

1,1712

0,8330

1,5946

1084,02

679,82

0,00709

141,01

431,24

4,375

281,47

10,03

0,6519

0,3957

1,1095

1,0467

1,1772

0,7871

1,4060

1084,02

771,00

0,00794

126,01

581,44

5,5

282,91

6,25

0,6570

0,2897

1,1188

1,3158

1,1832

0,7458

1,3174

1084,02

822,83

0,00842

118,75

719,12

6,625

284,35

3,04

0,6640

0,1656

1,1268

1,5849

1,1893

0,7100

1,2717

1084,02

852,39

0,00870

114,96

850,58

7,75

285,79

0,23

0,6720

0,0149

1,1339

1,8541

1,1953

0,6802

1,2471

1084,02

869,24

0,00886

112,90

978,74

8,875

287,23

0,00

0,6806

0,0000

1,1377

2,1232

1,2013

0,6572

1,2488

1084,02

868,08

0,00885

113,04

1105,83

10

288,67

0,00

0,6896

0,0000

1,1374

2,3923

1,2073

0,6417

1,2485

1084,02

868,27

0,00885

113,01

1232,98

11,125

290,12

0,00

0,6988

0,0000

1,1371

2,6615

1,2134

0,6342

1,2482

1084,02

868,45

0,00885

112,99

1360,11

12,25

291,56

0,00

0,7081

0,0000

1,1369

2,9306

1,2194

0,6355

1,2480

1084,02

868,63

0,00885

112,97

1487,21

Рис. 22 - График распределения давления в НКТ

Рис. 23 - График распределения плотности ГЖС в НКТ

Рис. 24 - График распределения температуры ГЖС в НКТ

Рис. 25 - График распределения удельного газосодержания жидкости в НКТ

б)=50 % (масс.).

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

Дальнейший расчет см. пункт а).

8. Расчет распределения давления в НКТ

Таблица 11

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

1

277,14

31,20

0,6948

0,6877

1,0577

0,2392

1,1591

0,9357

5,0105

2061,80

411,50

0,00426

234,95

0,00

2,125

278,58

21,02

0,6577

0,5973

1,0827

0,5084

1,1651

0,8827

2,9703

2061,80

694,13

0,00674

148,46

215,67

3,25

280,02

14,71

0,6504

0,5095

1,0980

0,7775

1,1711

0,8330

2,4834

2061,80

830,22

0,00800

124,98

369,48

4,375

281,46

10,03

0,6519

0,4145

1,1095

1,0467

1,1772

0,7871

2,2949

2061,80

898,44

0,00864

115,70

504,86

5,5

282,90

6,25

0,6570

0,3061

1,1188

1,3158

1,1832

0,7458

2,2063

2061,80

934,50

0,00898

111,31

632,55

6,625

284,35

3,04

0,6640

0,1767

1,1268

1,5849

1,1892

0,7099

2,1606

2061,80

954,26

0,00917

109,03

756,49

7,75

285,79

0,23

0,6720

0,0161

1,1339

1,8541

1,1953

0,6802

2,1360

2061,80

965,27

0,00928

107,80

878,46

8,875

287,23

0,00

0,6806

0,0000

1,1376

2,1232

1,2013

0,6572

2,1376

2061,80

964,52

0,00927

107,89

999,79

10

288,67

0,00

0,6896

0,0000

1,1374

2,3923

1,2073

0,6417

2,1374

2061,80

964,64

0,00927

107,87

1121,15

11,125

290,11

0,00

0,6988

0,0000

1,1371

2,6615

1,2134

0,6342

2,1371

2061,80

964,76

0,00927

107,86

1242,51

12,25

291,55

0,00

0,7081

0,0000

1,1369

2,9306

1,2194

0,6355

2,1369

2061,80

964,88

0,00927

107,85

1363,84

Рис. 26 - График распределения давления в НКТ

Рис. 27 - График распределения плотности ГЖС в НКТ

Рис. 28 - График распределения температуры ГЖС в НКТ

Рис. 29 - График распределения удельного газосодержания в НКТ

УЭЦН

а) =10 % (масс.)

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

3) Определим температуру на затрубе скважины

Дальнейший расчет см. пункт «УСШН а)».

9. Расчет распределения давления в ЭК

Таблица 12

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

1

277,32

31,24

0,6956

0,4165

1,0578

0,2392

1,1598

0,9358

4,1279

1084,02

262,61

0,00308

325,05

0,00

2,125

278,75

21,04

0,6583

0,3247

1,0828

0,5084

1,1658

0,8830

2,0835

1084,02

520,29

0,00536

186,69

287,85

3,25

280,18

14,73

0,6510

0,2518

1,0981

0,7775

1,1718

0,8333

1,5955

1084,02

679,41

0,00686

145,81

474,88

4,375

281,60

10,04

0,6524

0,1867

1,1096

1,0467

1,1778

0,7875

1,4065

1084,02

770,72

0,00773

129,35

629,65

5,5

283,03

6,26

0,6575

0,1251

1,1189

1,3158

1,1837

0,7462

1,3177

1084,02

822,64

0,00823

121,51

770,76

6,625

284,46

3,05

0,6644

0,0651

1,1269

1,5849

1,1897

0,7104

1,2719

1084,02

852,27

0,00851

117,44

905,17

7,75

285,89

0,24

0,6724

0,0054

1,1339

1,8541

1,1957

0,6806

1,2472

1084,02

869,17

0,00868

115,24

1036,05

8,875

287,32

0,00

0,6809

0,0000

1,1377

2,1232

1,2017

0,6575

1,2488

1084,02

868,06

0,00867

115,38

1165,77

10

288,75

0,00

0,6898

0,0000

1,1374

2,3923

1,2076

0,6420

1,2485

1084,02

868,25

0,00867

115,36

1295,56

11,125

290,18

0,00

0,6990

0,0000

1,1371

2,6615

1,2136

0,6345

1,2482

1084,02

868,44

0,00867

115,33

1425,32

12,25

291,60

0,00

0,7083

0,0000

1,1369

2,9306

1,2196

0,6356

1,2480

1084,02

868,62

0,00867

115,31

1555,06

Рис. 30 - График распределения давления в НКТ

Рис. 31 - График распределения плотности ГЖС в НКТ

Рис. 32 - График распределения температуры ГЖС в НКТ

Рис. 33 - График распределения удельного газосодержания в НКТ

а) =50 % (масс.)

2) Определим температурный градиент потока

Где - средний геотермический градиент скважины

тогда

3) Определим температуру на затрубе скважины

Дальнейший расчет см. пункт «УСШН а)».

10. Расчет распределения давления в НКТ

Таблица 13

Р, МПа

Т, К

Vгв м3/т

сгв м3/ м3

вг, м3/м3

Рпр

Тпр

z

Vсм

м3/ м3

Мсм

кг/ м3

ссм и

кг/ м3

dP/dH МПа/м

dH/dP

м/МПа

H, м

1

277,30

31,24

0,6955

0,4356

1,0578

0,2392

1,1598

0,9358

5,0161

2061,80

411,04

0,00435

229,66

0,00

2,125

278,73

21,04

0,6583

0,3420

1,0828

0,5084

1,1657

0,8829

2,9722

2061,80

693,70

0,00700

142,94

209,59

3,25

280,16

14,73

0,6510

0,2668

1,0981

0,7775

1,1717

0,8333

2,4843

2061,80

829,93

0,00830

120,47

357,75

4,375

281,59

10,04

0,6524

0,1988

1,1096

1,0467

1,1777

0,7874

2,2953

2061,80

898,25

0,00896

111,62

488,30

5,5

283,02

6,26

0,6574

0,1339

1,1189

1,3158

1,1837

0,7462

2,2066

2061,80

934,38

0,00931

107,44

611,52

6,625

284,45

3,05

0,6644

0,0700

1,1269

1,5849

1,1897

0,7103

2,1608

2061,80

954,19

0,00950

105,27

731,17

7,75

285,88

0,24

0,6723

0,0058

1,1339

1,8541

1,1956

0,6805

2,1361

2061,80

965,23

0,00961

104,10

848,94

8,875

287,31

0,00

0,6809

0,0000

1,1377

2,1232

1,2016

0,6575

2,1377

2061,80

964,51

0,00960

104,18

966,10

10

288,74

0,00

0,6898

0,0000

1,1374

2,3923

1,2076

0,6419

2,1374

2061,80

964,63

0,00960

104,16

1083,29

11,125

290,17

0,00

0,6990

0,0000

1,1371

2,6615

1,2136

0,6345

2,1371

2061,80

964,75

0,00960

104,15

1200,47

12,25

291,60

0,00

0,7083

0,0000

1,1369

2,9306

1,2196

0,6356

2,1369

2061,80

964,87

0,00960

104,14

1317,63

Рис. 34 - График распределения давления в НКТ

Рис. 35 - График распределения плотности ГЖС в НКТ

Рис. 36 - График распределения температуры ГЖС в НКТ

с

Рис. 37 - График распределения удельного газосодержания в НКТ

Определение глубины начала интенсивного образования АСПО;

УСШН

а) =10 %

Рис. 38 - График распределения для Тскв и Таспо

Глубина интенсивного образования АСПО равна 1290м.

б) =50 %

Рис. 39 - График распределения для Тскв и Таспо

Глубина интенсивного образования АСПО равна 1200м.

УЭЦН

а) =10 %

Рис. 40 - График распределения для Тскв и Таспо

Глубина интенсивного образования АСПО равна 1330м.

б) =50 %

Рис. 41 - График распределения для Тскв и Таспо

пласт скважина газ насос

Глубина интенсивного образования АСПО равна 1180м.

Выбор и обоснование технологий предупреждения образования АСПО в колонне НКТ и удаления отложений;

Для борьбы с АСПО существует несколько способов: механический, физический и химический. Для борьбы с отложениями парафина проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая, проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и выносит их на поверхность. Также применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.

Механический способ борьбы с отложениями АСПО - это способ очистки НКТ от парафина при помощи скребков. На скважинах эксплуатирующихся фонтанным способом или ЭЦН применяются установки УДС-1М, ПАДУ, ПАДУ-3 и т.д. Борьбу с отложениями парафина в затрубном пространстве проводят механическим путем с помощью скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз.

Физический способ.

В настоящее время для предупреждения отложений АСПО на подземном оборудовании скважин месторождений «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» успешно применяются магнитные аппараты марки МАС-2,5. В настоящее время, с технической точки зрения, установка магнитных аппаратов возможна на фонтанных, оборудованных установками ШГН и ШВН скважинах. Перед применением магнитных аппаратов рекомендуется провести лабораторные испытания скважинной жидкости на магнитную восприимчивость.

В случае интенсивного отложения АСПО в колонне НКТ возможно более рентабельным будет применять нагревательных линий марки НКЛ-16-400-8-800 по ТУ 3542-001-001-48369-2003 (ООО «ПермНИПИнефть»).

Из химических методов предотвращения отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) применяют жидкие и твердые ингибиторы. В случае применения жидких ингибиторов, дозировка ингибиторов осуществляется с помощью поверхностных и глубинных дозаторов, выпускаемых отечественной промышленностью. Кроме того, на месторождениях применяются твердые ингибиторы серии ИКД, разработанные в ООО «ПермНИПИнефть», в которых происходит самодозирование за счет постепенного растворения ингибитора в скважинной жидкости. Установка контейнера возможна при всех способах эксплуатации скважины, действие контейнера рассчитано на 1 год. Твердые ингибиторы серии ИКД помещаются в добывающие скважины в перфорированных контейнерах, изготовленных из 4 или 8 насосно-компрессорных труб (НКТ) длиной 5 или 2,5 метра, соответственно, каждая камера контейнера отделена друг от друга перфорированной шайбой. Верхний и нижний концы контейнера заглушены такими же перфорированными шайбами. Твердый ингибитор ИКД помещается в камеры контейнера. После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды омывают реагент через перфорированные отверстия.

Ингибитор постепенно растворяется и выносится вместе с продукцией добывающей скважины, предотвращая процесс отложения АСПВ с самого начала технологической цепочки добычи.

Список литературы

1. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Мищенко И. Т.

2. Расчеты в добыче нефти. Мищенко И. Т.

3. Технология и техника добычи нефти. Щуров В. И.

4. Скважинная добыча нефти. И. Т. Мищенко.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Ознакомление с технологией процесса пароциклического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта. Создание оптимальной модели, описывающей пароциклическое воздействие на призабойную зону скважины, оценка ее эффективности на примере реального объекта.

    дипломная работа [2,7 M], добавлен 13.06.2012

  • Характеристика нефтегазоносных пластов месторождения, свойства нефти, пластовой воды и состав газа. Условия работы оборудования скважины, анализ эффективности эксплуатации. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации.

    курсовая работа [540,3 K], добавлен 13.01.2011

  • Основные этапы и факторы, влияющие на процесс вскрытия продуктивного пласта. Конструкция забоя скважины, ее структура и назначение основных элементов. Схема оборудования устья скважины для вызова притока нефти и газа, предъявляемые к нему требования.

    презентация [399,8 K], добавлен 14.12.2014

  • Оборудование ствола и устья скважины. Характеристика и условия работы насосных штанг. Законтурное и внутриконтурное заводнение. Классификация скважин по назначению. Ликвидация песчаных пробок гидробуром. Методы воздействия на призабойную зону пласта.

    курсовая работа [1,7 M], добавлен 26.10.2011

  • Условия проводки скважины, осложнения. Техника для строительства скважины. Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды. Освоение скважины: выбор метода вызова притока из пласта. Выбор буровой установки, обогрев зимой.

    дипломная работа [409,9 K], добавлен 13.07.2010

  • Расчет параметров режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения. Схема циркуляции промывочной жидкости в скважине при прямой промывке. Основные геометрические характеристики участков движения промывочной жидкости.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 23.12.2012

  • Исследование притока жидкости и газа к несовершенной скважине. Влияние радиуса скважины на её производительность. Определение коллекторских свойств пласта. Фильтрация газа в пористой среде. Приближенные методы решения задач теории упругого режима.

    презентация [577,9 K], добавлен 15.09.2015

  • Анализ работы газовой скважины в пористой среде при установившемся режиме фильтрации газа. Исследование зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора. Диагностика газовой скважины по результатам гидродинамических исследований.

    курсовая работа [741,1 K], добавлен 15.04.2015

  • Выбор буровой установки. Расчет количества раствора для бурения скважины. Схема установки штангового скважинного насоса и глубины погружения. Определение необходимой мощности и типа электродвигателя для станка-качалки и числа качаний плунжера в минуту.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 08.03.2015

  • Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.

    дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.