close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

курсовая(1)

код для вставкиСкачать
Краевое государственное автономное образовательное учреждение среднего профессионального образования "Камчатский политехнический техникум"
Курсовой проект по дисциплине:
Мдк 1.1 "Разработка нефтяных и газовых
Месторождений"
Тема: Выбор оптимального технологического режима эксплуатации газовых скважин
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
Выполнил Принял
Студент группы ЭНГ-3 Преподаватель
Краснолобов А.В. Лопатина В.А.
2013г.
Содержание
Введение..............................................................................................3
1.Описание режимов.............................................................................................4-6
2.Методика расчетов................................................................................................7
3.Расчет режимов......................................................................................8
4. Сводная таблица..................................................................................14
Заключение...........................................................................................15
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
Изм.Лист( документа.ПодписьДатаРазраб.Краснолобов А
Лит.ЛистЛистовПров.Лопатина В.А. Т.Контр.КПТ ЭНГ-2 Н.Контр. Утв.
Аннотация
Данная курсовая работа содержит расчёт режимов работы газовых скважин
Abstract
This course work includes the calculation mode of deposits of Orenburg field.131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
Введение
Россия по праву считается одной из главных энергетических держав Мира. Доказанные запасы нефти ("Proved reserves" по классификации SPE, что примерно соответствует отечественным категориям А+В+С1) России по зарубежным оценкам (Global Oil Production, 2007) составляют примерно 7,7 млрд.т или 5.5% от Мировых. По данному показателю Россия находится на 7 месте после Саудовской Аравии (25,5% мировых запасов), Ирака (11,1%), Кувейта (9,5%), Ирана (9,2%), ОАЭ (7,8%) и Венесуэлы (6,2%). Эти запасы распределены примерно по 2 300 месторождениям (для сравнения в США при меньшей площади открыто около 31 000 нефтяных месторождений). Считается, что разведанные запасы нефти России составляют около 35% от начальных прогнозных ресурсов, т.е. примерно 2/3 общего количества нефти на территории и акватории РФ еще ждет своего открытия. Данные о годовой добыче нефти в России по различным оценкам составляют от 350 до 450 млн. т/год, что составляет примерно 9-10% от мировой (третье место после Саудовской Аравии (11,6%) и США (10,7%)). Эти цифры заметно уступают пиковым показателям - в 1991 году в РСФСР было добыто 570 млн. т. По мере экономического роста России потребности в нефти будут неизбежно увеличиваться (так, потребление нефти в развитых странах составляет 2-3 т/чел/год, а у нас только 0,8 т/чел/год). Это неизбежно повлечет увеличение добычи, что в свою очередь чрезвычайно обострит проблему возобновления ее запасов. Воспроизводство запасов (соотношение вновь открытого и добытого за то же время количества нефти) в последние полтора десятилетия составляло только 50-75% (до 1994 г более 100%). Ситуация усугубляется и высокой долей трудноизвлекаемых (скорее, дорого извлекаемых запасов) - 55%.
Таким образом, в условиях возрастающей добычи углеводородного сырья Россия остро нуждается в существенном приросте его запасов. Главные направления решения этой проблемы должны быть сосредоточены на:
* *проведении региональных поисковых работ в пределах шельфов Арктических и Дальневосточных морей, в центральных и северных районах Восточной Сибири и других, слабо изученных регионах России, с целью обнаружения новых крупных (уникальных) месторождений нефти и газа,
* *планомерном изучении и освоении глубоководных акваторий внутренних и окраинных морей; поисков и разведки газогидратных скоплений,
* *глубоком изучении и создании новых технологий промышленной разработки нетрадиционных источников углеводородного сырья, глубокозалегающих и приповерхностных скоплений нефти и газа.
Конечно, все это невозможно без большого объема научных исследований, интеграции усилий ученых и инженеров самого разного профиля, подготовки нового поколения высококвалифицированных кадров, способных не только осваивать, но и создавать новые прорывные технологии поиска и разведки месторождений.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.ДатаОписание режимов
Существуют фактический и расчетный технологический режимы работы скважины. Фактический устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в год в соответствии с проектом разработки и результатами исследования скважины. Расчетный технологический режим устанавливается при составлении проекта разработки на много лет вперед Режимы работы скважины бывают:
1) Режим постоянной депрессии 2) Режим постоянного градиента давления 3) Режим постоянного дебита
4) Режим постоянной скорости фильтрации 5) Режим постоянного забойного давления
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Режим постоянного градиента на забое скважины. Математически градиент давления на забое газовой скважины можно представить в следующем виде:
где Q0 и рз0-максимальный дебит скважин и соответствующее ему забойное давление, при которых газонасыщенный коллектор на забое скважины не разрушается; А0 и В0 - конфиденты фильтрационных сопротивлений.
Величина Y определяется, исходя из результатов исследований скважин и опытной эксплуатации для принятого дебита Q0, при котором ещё не наблюдается осложнений при эксплуатации.
Режим постоянного градиента характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежание этого скважину следует эксплуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого. При определении допустимого градиента надо учитывать следующих два момента.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.ДатаНа месторождениях с рыхлыми коллекторами в ряде случаев из-за неправильного выбора глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб отсутствие выхода песка на поверхность ещё не является подтверждением правильности выбора величины градиента. Кроме того, разрушение пласта при величине градиента, превышающего его допустимое значение, при котором не происходит разрушения, не является столь опасным, как это кажется на первый взгляд, так как для каждого значения заданного градиента существует область возможного разрушения, что приводит при значениях градиентов, превышающих допустимую величину, вначале к интенсивному выносу песка с последующему снижению его количества. Для заданной устойчивости коллектора нетрудно определять радиус зоны разрушения для различных величин градиента на забое.
При установлении технологического режима работы скважин по разрушению коллекторов, как правило, отсутствуют данные, позволяющие оценить устойчивость коллекторов. Поэтому необоснованная величина градиента давления приводит к большим погрешностям и, следовательно, либо к искусственному занижению производительности скважин, либо к накоплению песчано-глинистых пробок против продуктивного интервала.
Режим постоянной депрессии на пласт Дебит при этом определяется из выражения
, где Q - дебит, приведенный к атмосферным условиям.
Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация коллектора при значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.
В отличии от режима постоянного градиента, ограничиваемого величной устойчивости пород к разрушению, пределы,131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов (подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и так далее) выбирается постоянная депрессия.
Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов (подошвенная или контурная вода, гидраты др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена, исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабопеременной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности скважин.
В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита. Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и так далее Этот случай близок к режиму постоянного дебита.
Режим постоянного забойного давления (рз=const).
Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличие от предыдущих режимов режим постоянного забойного давления является наихудшим вариантом с131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата точки зрения темпа снижения производительности скважин. Эксплуатация газовых скважин на режиме при рз=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения. Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.
Режим постоянного дебита. (Q = const).
Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины.
Режим постоянного дебита устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока. Это практически возможно для крепких коллекторов до достижения определённой величины градиента на забое или величины устьевого или забойного давлений при заданной конструкции скважины и системы сбора, осушки и очистки газа. Режим постоянного дебита на определённой стадии разработки, особенно вначале, может быть установлен при наличии коррозии забойного оборудования и насосно-компрессорных труб, наличия жидкостных или песчаных пробок и так далее Величина дебита при этом режиме устанавливается темпом (скоростью) коррозии, пропускной способностью забойного оборудования, скоростью потока, обеспечивающей вынос жидкости и твердых частиц, потенциальной отдачей пласта и наземными условиями.
Дебит выбирают с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, например, y = const или Dр = const, при котором не произойдет осложнений.
Режим постоянной скорости фильтрации на забое. Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Данный режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации. Если режим постоянного дебита отчасти соответствует конструкции скважины, то режим постоянной скорости фильтрации в полной мере относится к призабойной зоне пласта, точнее, к стенке скважины.
Математически, в предположении того, что силы, действующие на частицы пористой среды, пропорциональны скорости впервой степени, режим постоянной скорости фильтрации можно записать в виде:
С=Q/рз=const. 131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.
ДатаМетодика расчета
Определяется исходя из результатов исследования скважин и данных опытной эксплуатации для принятого начального дебита газа.
Расчет коэффициентов Ао и Во зависят от совершенства скважины. Его производят по коэффициентам а и b, полученным при исследовании скважин.
Для принятого начального оптимального дебита газа Qгн и забойного давления Рз вычисляем по формуле значение градиента давения Ψ, которое в дальнейшем считается постоянным. Забойное давление Рз и пластовое давление Рпл определяют по формлам: Число скважин, необходимых для заданного отбора газа определяется из соотношения:
При постоянном отборе Q:
Количество скважин определяется по формуле:
n=Qг / Qскв
Средний дебит Qср находится по формуле:
Qcp=Qг / 35 = const
Задаваясь значениями дебита меньше первоначального определяют значения Qд и время при котором должен быть такой расход газа.
Qдоб=t*Qср
Текущее пластовое давление Рпл определяем по формуле материального баланса:
Забойное давление определяют по уравнению притока газа к забою скважины:
По давлению на головке определяем срок работы режма.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
Расчёт
Режим постоянного градиента давления.
1.
2.
3.
4.
При Q=450
При Q=400
При Q=350
При Q=300
При Q=250
При Q=200
При Q=100
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
5.
6. 7.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
Режим постоянного дебита.
1.
2.
3.
4.
3 131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата 5.
6.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата Режим постоянного забойного давления 1.
2.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата 3.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
Сводная таблица
1 Режим.
Q тыс/сутQ*QPзPплPз*PзdQbQ*QaQ+bQ*QnPпл-Pз450202500145.01234.8121.02721.15012.96034.1103289.8400160000123.98210.7315.37118.80010.24029.0403586.75350122500104.17187.4510.85116.4507.84024.2904083.283009000085.6164.887.32714.1005.76019.8604679.282506250068.26142.864.65911.7504.00015.7505574.62004000052.14121.152.7189.4002.56011.9606969.011001000023.06.76.61556.964.7006405.34013753.55 2 Режим
t/сутPплPзPnPг20241.123170.69868.34635127.212100237.512165.56569.81135121.881200233.900160.3471.79535116.384400221.795142.10276.2173596.448600213.335128.33281.3993580.235800203.322111.08487.6223557.1071000192.35489.4495.36635-8.791400178.3252.89125.4335-64.141800164.122-45.43352000152.834352600124.44235 131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата 3 режим
t/сутPплPзPnPгQ20241.123112.377118.7462717.923552.299100237.512108.370129.1422710.826545.369200233.900109.814124.08628 527.927400221.79591.353130.44228 512.057600213.33576.916136.41929 500.478800203.32255.436147.88630 488.8161000192.35434.194158.1630 487.9281400178.3252.89125.4330 479.6991800164.122-45.43 29 481.3672000152.834 29 485.2252600124.442 131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
Заключение
В данной курсовой работе я рассчитал 3 режима, Режим постоянного дебита, Режим постоянного градиента, и режим постоянного забойного давления. Скважина добурена до подошвы и не обсажена.Месторождение работает в периоде с 20-2600 суток.Qср заданная на начало работы=450тыс м3/сут. Начальное пластовое давление =240кгс/см2.Пластовая температура=60°.Начальное забойное давление=145кгс/см2.Все скважины совершенны по степени и характеру вскрытия.В результате исследования скважин установленны средние значения коэффициента a=47сут/тыс м3 и b=0.064сут/тыс м3.
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата
131018 КПО 0.01 4.9 ПЗ
ЛистИзм Лист ( докум.Подп.Дата 
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
77
Размер файла
2 810 Кб
Теги
курсовая
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа