Курсовая Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Курсовая работа Дипломная работа Контрольная работа Реферат Отчет по практике Эссе Доклад Решение задач Научно-исследовательская работа Монография Аспирантский реферат Магистерская работа Научная статья Публикация статьи в ВАК Публикация статьи в Scopus Дипломная работа MBA Бизнес-план Тест/экзамен online Чертеж Рецензия

Принимаю Политику конфиденциальности

Продолжить

Скидка 25% при заказе до 26.12.2024

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния скважины

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

2.2 Освоение скважины

где Hнкт0 = Hскв-10 м;

м/с

2.3 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
1	Пластовое давление, МПа	Pпл	18,9
2	Глубина скважины, м	Н	2653
3	Внутренний диаметр НКТ, м	dнктв	0,062
4	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	dэкв	0,13
5	Устьевое давление, МПа	Ру	7,0
6	Давление насыщения, МПа	Рнас	27,4
7	Плотность пластовой нефти, кг/м3	rнпл	669
8	Плотность нефти дегазированной, кг/м3	rнд	883
9	Вязкость нефти дегазированной, мПа·с	mнд	2,84
10	Обводненность продукции, %	n	0,32
11	Плотность пластовой воды, кг/м3	rвпл	1100
12	Газовый фактор, м3/т	Г	231,4

Определим коэффициент растворимости
=231,4·0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа^-1

2.4 Гидравлический расчет движения газожидкостной смеси в скважине по методу Ф. Поэтмана – П. Карпентера

1. Принимаем величину шага изменения давления , соответственно число задаваемых давлений n = 21.

2. Рассчитываем температурный градиент потока

где  - средний геотермический градиент скважины, Q_{ж ст} – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; D_Т – внутренний диаметр колонны НКТ, м.

3. Определяем температуру на устье скважины



5. Рассчитаем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования. Например, при Р=10 МПа и Т=267,5 К.:
;

 




6. Определим плотность выделившегося газа при Р=10 МПа и Т=276, 5 К.:
;

где ;



;
7. Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при Р=10 МПа и Т=267,5 К :
;
8. Рассчитаем объемный коэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности л(Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти б_н при стандартном давлении:
;

;

;
9. Определяем коэффициент сверхсжимаемости газа по следующим зависимостям

где Т_пр и р_пр – соответственно приведенные температура и давления определяются по следующим формулам





10. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях. Например, при термодинамических условиях Р = 10 МПа и Т = 267, 5 К, удельный объем будет







11. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях

12. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси

13. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления



14. Вычисляем полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньше, чем р_нас. Например, градиент в точке, соответствующей давлению р = 7 МПа







15. Вычисляем dH/dp

16. Проводим численное интегрирование зависимости dH/dp = f(p), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока.
2.5 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы
Данная скважина эксплуатируется фонтанным способом. Это связано с высоким газосодержанием нефти 231,4 м³/т, давление на забое скважины меньше давления насыщения нефти газом поэтому фонтанирование газлифтное. Скважина относится к высоко дебитным (, обводненность продукции на данный момент 0,34 %), поэтому перевод на другой способ эксплуатации на данный момент не целесообразен.






Заключение
В процессе выполнения курсового проекта мною были выполнены расчеты освоения скважины, условий фонтанирования, распределения давлений в насосно-компрессорных трубах и эксплуатационной колонне, был выбран способ эксплуатации, закреплены знания по таким дисциплинам как нефтегазопромысловое оборудование, эксплуатация нефтяных и газовых скважин, разработка нефтяных и газовых скважин, гидравлика.

Наиболее целесообразно эксплуатировать скважину фонтанным способом.

Список литературы

1.                 Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти.: Под редакцией К.Р. Уразаков. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 374с.

2.                 Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М., Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 543 с.

3.                 Сборник задач по технологии и технике нефтедобыче: Учеб. пособие для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный - М.: Недра, 1984. - 272.с., ил.

4.                 Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учеб. пособие для вузов. – М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

5.                 Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. – 2-е изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1983 г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.

6.                 Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. И доп., М. - «Недра», 1979. - 271 с.