Банк рефератов содержит более 364 тысяч рефератов, курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: истории, психологии, экономике, менеджменту, философии, праву, экологии. А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому.
Полнотекстовый поиск
Всего работ:
364150
Теги названий
Разделы
Авиация и космонавтика (304)
Административное право (123)
Арбитражный процесс (23)
Архитектура (113)
Астрология (4)
Астрономия (4814)
Банковское дело (5227)
Безопасность жизнедеятельности (2616)
Биографии (3423)
Биология (4214)
Биология и химия (1518)
Биржевое дело (68)
Ботаника и сельское хоз-во (2836)
Бухгалтерский учет и аудит (8269)
Валютные отношения (50)
Ветеринария (50)
Военная кафедра (762)
ГДЗ (2)
География (5275)
Геодезия (30)
Геология (1222)
Геополитика (43)
Государство и право (20403)
Гражданское право и процесс (465)
Делопроизводство (19)
Деньги и кредит (108)
ЕГЭ (173)
Естествознание (96)
Журналистика (899)
ЗНО (54)
Зоология (34)
Издательское дело и полиграфия (476)
Инвестиции (106)
Иностранный язык (62792)
Информатика (3562)
Информатика, программирование (6444)
Исторические личности (2165)
История (21320)
История техники (766)
Кибернетика (64)
Коммуникации и связь (3145)
Компьютерные науки (60)
Косметология (17)
Краеведение и этнография (588)
Краткое содержание произведений (1000)
Криминалистика (106)
Криминология (48)
Криптология (3)
Кулинария (1167)
Культура и искусство (8485)
Культурология (537)
Литература : зарубежная (2044)
Литература и русский язык (11657)
Логика (532)
Логистика (21)
Маркетинг (7985)
Математика (3721)
Медицина, здоровье (10549)
Медицинские науки (88)
Международное публичное право (58)
Международное частное право (36)
Международные отношения (2257)
Менеджмент (12491)
Металлургия (91)
Москвоведение (797)
Музыка (1338)
Муниципальное право (24)
Налоги, налогообложение (214)
Наука и техника (1141)
Начертательная геометрия (3)
Оккультизм и уфология (8)
Остальные рефераты (21697)
Педагогика (7850)
Политология (3801)
Право (682)
Право, юриспруденция (2881)
Предпринимательство (475)
Прикладные науки (1)
Промышленность, производство (7100)
Психология (8694)
психология, педагогика (4121)
Радиоэлектроника (443)
Реклама (952)
Религия и мифология (2967)
Риторика (23)
Сексология (748)
Социология (4876)
Статистика (95)
Страхование (107)
Строительные науки (7)
Строительство (2004)
Схемотехника (15)
Таможенная система (663)
Теория государства и права (240)
Теория организации (39)
Теплотехника (25)
Технология (624)
Товароведение (16)
Транспорт (2652)
Трудовое право (136)
Туризм (90)
Уголовное право и процесс (406)
Управление (95)
Управленческие науки (24)
Физика (3463)
Физкультура и спорт (4482)
Философия (7216)
Финансовые науки (4592)
Финансы (5386)
Фотография (3)
Химия (2244)
Хозяйственное право (23)
Цифровые устройства (29)
Экологическое право (35)
Экология (4517)
Экономика (20645)
Экономико-математическое моделирование (666)
Экономическая география (119)
Экономическая теория (2573)
Этика (889)
Юриспруденция (288)
Языковедение (148)
Языкознание, филология (1140)

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

Название: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место
Раздел: Промышленность, производство
Тип: курсовая работа Добавлен 05:25:15 08 мая 2011 Похожие работы
Просмотров: 35 Комментариев: 3 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать

Курсовой проект

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения


Содержание

1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния скважины

2.2 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
1 2 3 4 5 6
1 Средняя глубина залегания м 2754
2 Тип залежи Пластовый, тектонически экранированный Массивный сводовый, стратиграфически и тектонически экранированный Пластовый сводовый, тектонически экраниро-ванный
3 Тип коллектора Поровый
4 Площадь нефтегазоносности тыс.м3 30753 34605 38352
5 Средняя общая толщина м 51 142 135
6 Средняя газонасыщенная толщина м 8,5-12,7 11,8* -
7 Средняя нефтенасыщенная толщина м 4,1-9,1 31,3* 16,5-18,2
8 Средняя водонасыщенная толщина м 13,5 53,4 11,2
9 Пористость % 9-13 10 8-13
10 Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ доли ед. 0,82-0,85 0,9* 0,72-0,95
11 Средняя нефтенасыщенность ВНЗ доли ед.
12 Средняя нефтенасыщенность газовой шапки доли ед. - 0,06 -
13 Средняя насыщенность газом газовой шапки доли ед. 0,78-0,87 0,85 -
14 Проницаемость по керну мкм2 0,004-0,039 0,046 0,002-0,112
по ГДИ мкм2
по ГИС мкм2
15 Коэффициент песчанистости доли ед. 0,512-0,692 0,68* 0,205-0,218
16 Коэффициент расчлененности доли ед. 5-6 12-15 5-8
17 Начальная пластовая температура о С 55 55 62
18 Начальное пластовое давление МПа 27,17-27,47 27,4 28,81-29,4
19 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с - 0,83-1,3 -
20 Плотность нефти в пластовых условиях т/м3 0,669
21 Плотность нефти в повехностных условиях т/м3 0,841 0,835 0,822-0,830
22 Абсолютная отметка ВНК м -2492
23 Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,541 1,518 1,236**
24 Содержание серы в нефти %
25 Содержание парафина в нефти %
26 Давление насыщения нефти газом МПа - 27,4 11,65**
27 Газосодержание м3 231,4* 231,4 87,1**
28 Содержание стабильного конденсата г/м3 225,8
29 Вязкость воды в пластовых условиях мПа*с - 0,7 -
30 Плотность воды в пластовых условиях т/м3 - 1,1 -
31 Средняя продуктивность *10м3 /(сут*МПа)
32 Начальные балансовые запасы нефти тыс.т 5579 48167 18127
в т.ч.: по категориям А+В+С1 тыс.т 157 40324 7091
С2 тыс.т 5422 7843 11036
33 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
34 Начальные извлекаемые запасы нефти тыс.т 1004 17099 3627
в т.ч.: по категориям А+В+С1 тыс.т 55 14315 1419
С2 тыс.т 949 2784 2208
35 Начальные балансовые запасы газа млн.м3
в т.ч.: по категориям А+В+С1 млн.м3
С2 млн.м3
36 Начальные балансовые запасы конденсата тыс.т
37 Коэффициент извлечения конденсата доли ед.

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния скважины

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

Таблица 1.1 Исходные данные:

№ п/п Обозначение
1 Дебит скважины q 81
2 Вязкость нефти м 0,00107
3 Мощность пласта h 41,3
4 Пористость m 0,1
5 Сжимаемость нефти вн 15,03*10-10
6 Сжимаемость породы вп 1*10-10
7 Радиус скважины rc 0,13

Переведем КВД в координаты ∆P и 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

где уклон прямолинейного участка


Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.

2.2 Освоение скважины

Таблица 2.1 Исходные данные:

№ п/п Обозначение
1 Пластовое давление, МПа Pпл 18,94
2 Глубина скважины, м Н 2652
3 Внутренний диаметр НКТ, м dнктв 0,062
4 Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м dэкв 0,13
5 Плотность жидкости глушения, кг/м3 rгл 1100
6 Плотность нефти дегазированной, кг/м3 rнд 883
7 Вязкость нефти дегазированной, мПа·с mнд 2,84

Расход жидкости агрегата УНЦ-1-160´32к:

на первой передаче qI = 0.0032 м3

на четвёртой передаче qIV = 0.0102 м3

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*Рпл .

В качестве жидкости глушения используем глинистый раствор плотностью rгл = 1200 кг/м3 , в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью rнд = 870 кг/м3 данной залежи. Проектирование процесса освоения скважины методом замены жидкости на нефть (без поглощения её пластом) заключается в расчёте давления закачки (Рзак ), объёма закачиваемой жидкости (Vзак ) и продолжительности закачки (Тзак ).

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 qI = 0.0032 м3 /с) и на четвёртой передаче (расход qIV = 0.0102 м3 /с).

Для оценки пластической вязкости глинистого раствора (hгл ) и его предельного напряжения сдвига (tгл ) используются формулы Б.Е. Филатова

Находим критическую скорость движения глинистого раствора в трубе Wкрт


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:

.


Reкр – 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 qI = 0,0032 м3 /с составит

м/с

Параметр Хёдстрема:


Тогда

число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре

Reглк I = 1362 <Reкр I = 5560 т.е. режим движения ламинарный.

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

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

по графику bк I = 0,56, определим потери на трение:


МПа.

Для жидкости замещения:

поскольку Reжз I = 18793 > Reкр = 2310, режим движения ламинарный.

Потери давления на трение:

где lк – 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.3 Tзак , час
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
Затрубное пространство 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 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 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, Qж ст – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; DТ – 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 бн при стандартном давлении:

;

;

;

9. Определяем коэффициент сверхсжимаемости газа по следующим зависимостям

где Тпр и рпр – 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 рнас . 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.

Оценить/Добавить комментарий
Имя
Оценка
Комментарии:
Где скачать еще рефератов? Здесь: letsdoit777.blogspot.com
Евгений07:47:00 19 марта 2016
Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день "Чистых Денег"? Узнайте как: business1777.blogspot.com ! Cпециально для студентов!
11:24:43 29 ноября 2015
Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день "Чистых Денег"? Узнайте как: business1777.blogspot.com ! Cпециально для студентов!
08:56:46 29 ноября 2015

Работы, похожие на Курсовая работа: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место

Назад
Меню
Главная
Рефераты
Благодарности
Опрос
Станете ли вы заказывать работу за деньги, если не найдете ее в Интернете?

Да, в любом случае.
Да, но только в случае крайней необходимости.
Возможно, в зависимости от цены.
Нет, напишу его сам.
Нет, забью.



Результаты(151192)
Комментарии (1843)
Copyright © 2005-2016 BestReferat.ru bestreferat@mail.ru       реклама на сайте

Рейтинг@Mail.ru