ФНГ / РЭНГМ / Дипломный проект "Анализ работы добывающих и нагнетательных скважин"
(автор - student, добавлено - 19-06-2014, 10:11)
СКАЧАТЬ:
1. Введение. Нормальная работа добывающих и нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причина прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхность и пр. так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течении самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями. Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации К(э), который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины к общему календарному периоду (год, квартал, месяц). Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). МРП – это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. Величина МРП в разных районах при разных способах эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для штанговых насосных установок, работающих в осложненных условиях, до нескольких лет при фонтанной эксплуатации. Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонт скважин. К текукщему ремонту относятся следующие работы: 1. Планово-предупредительный ремонт. 2. Ревизия подземного оборудования. 3. Ликвидация неисправностейв подземной части оборудования. 4. Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН). 5. Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот. 6. Очистка НКТ от парафина и солей. 7. Замена обычных НКТ на трубы с покрытием И т.д. Из общего числа ежегодно выполняемых подземаных ремонтов более 90% работ проводятся в глубинно-насосных скважинах со штанговыми насосами и менее 5% в скважинах, оборудованных погружными электронасосами. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1.Общие сведения о месторождении. Сармановская площадь является краевой на севере Ромашкинского месторождения. В административном отношении площадь расположена на территории Сармановского, Альметьевского и Заинского районов Татарстана. На территории площади расположены населенные пункты – Сарман, Муртышбаш, Муртыштамак, Кульметьево, Николаевка и др. Магистральные автодороги: Бугульма – Наб.Челны, Альметьевск – Муслюмово. Долину Сармановской площади пересекает множество рек и оврагов: абсолютные отметки поверхности земли колеблются от --139 до +286 метров. В пределах площади протекают реки: Малая Ирна, Камышла, Мензеля, Холодный ключ, Иганя. Климат резко континентальный: суровая зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето. Преобладающие ветра – юго-западное. Средняя глубина промерзания грунта – 1,55 метра. Почвы в пределах площади в основном черноземные. Основные полезные ископаемые : нефть, небольшое распространение имеют глины кирпичные, щебень. На площади развита система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа, воды, поддержания пластового давления, электроснабжения, автоматики и телемеханики. Система сбора нефти и газа герметизированная, напорная, однотрубная, выполненная по схеме «скважина – ГЗУ – ЦСП – I и II ступени сепарации». Отделившийся газ перекачивается на Миннибаевский ГБЗ. Система поддержания пластового давления состоит из кустовых насосных станций, сети подводящих и разводящих от КНС до нагнетательной скважины водоводов. Источником водоснабжения являются Камский водовод и очищенные сточные воды. Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Все объекты по добыче нефти, ППД комлесно автоматизированны и телемеханизированны. Обзорная схема Рис. 1.1. I – Ромашкинское месторождение: площади: 1- Березовская, 2 – Северо-Альметьевская, 3 – Альметьевская, 4 – Миннибаевская, 5 – Зай-Каратайская, 6 – Куакбашская, 7 – Ташлиярская, 8 – Чишминская, 9 – Алькеевская, 10 – Восточно-Сулеевская, 11 – Абдрахмановская, 12 – Южно-Ромашкинская, 13 – Западно-Лениногорская, 14 – Павловская, 15 – Зеленогорская, 16 – Восточно-Лениногорская, 17 – Азнакаевская, 18 – Холмовская, 19 – Карамалинская. 20 – Южная, 21 – Сармановская. II – Ново-Елховское месторожение; III – Бавлинское месторождение. а/ - границы месторождения; б/ - границы площадей 1.2. Краткая геолого – физическая характеристика Сармановской площади Ромашкинского месторождения. Сармановская площадь является краевой на севере Ромашкинского месторождения. Осадочную толщу ее составляют девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.В данной работе рассмотрены продуктивные пласты кыновского и пашийского горизонтов. Кыновский горизонт (пласт Dо) является основным продуктивным объектом, содержит 90,2 % первоначальных извлекаемых запасов нефти Сармановской площади. Пласт Dо имеет площадное распространение. В северо- восточной части, образуя естественную границу с Ташлиярской площадью, коллекторы пласта Dо замещают глинисто-алевролитовые породы, являющимися не коллекторами. С восточной, южной и юго-западной сторон площадь граничит с Ташлиярской, Чишминской и Березовской площадями. Граница с северной стороны является контур нефтеносности. В 1990-1991г.г трестом "Татнефтегеофизика" были выполнены сейсмические работы для уточнения структуры и положения контура нефтеносности в северной и западной части площади. Результаты сейсмических работ позволили уточнить форму и границы положительной структуры и откорректировать положение контура нефтеносности в районе скважин № № 12336, 12150, 12280. Кроме того, намечено бурение двух разведочных скважин на положительных структурах за контуром в западной части площади. Положение ВНК по пласту Dо Сармановской площади определено по данным 16 скважин и среднее его положение рассчитано на абсолютной глубине - 1487,0 м.. Пласт Dо представлен высокопродуктивными(1групп), высокопродуктивными глинистыми((I)группа ) и низкопродуктивными песчано-алевролитовыми(IIгруппа) коллекторами. Деления пород на группы проведено по двум параметрам : проницаемости и глиностости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов, параметров. Нижняя граница пород коллекторов определена по предельному значению проницаемости (обсалютной) Кпр = 0,03 мкм2. Высокопродуктивные коллектора имеют обсалютную проницаемость > 0,1 мкм2, глиностость 0,1 мкм 2, глиностость > 2. Низкопродуктивные коллектора имеют проницаемость в пределах от 0,03 до 0,1 мкм2. Пласт Dо имеет сложное строение и в более чем половине скважин пробуренного на площади фонда имеет два или три пропластка, разделенного небольшими глинистыми перемычками. Коэффициент расчлененности пласта Dо на Сармановской площади равен 1,57. В ряде скважин все три пропластка соединяются в единый пласт, часть скважин имеют в своем разрезе один или два из трех пропластков. В общей сложности все три пропластка пласта Dо гидродинамически связаны между собой. При значительной разнице фильтрационно-емкостных свойств отдельных пропластков выработка запасов нефти осложняется, так как в работе принимают участие в основном лучшие их них. Наименьшую расчлененность имеется на I блоке, наибольшую на IV, то есть наблюдается тенденция монолитизации пласта Dо с юга в северном направлении. Об улучшении состава коллекторов в северном направлении свидетельствует то, что происходит увеличение объема высокопродуктивных коллекторов в общем объеме нефтенасыщенных коллекторов от 80% на I блоке до 92% на IV блоке. Средняя толщина нефтенасыщенности коллекторов пласта Dо на Сармановской площади составляет 3,22 метра, изменяемость от 0,8 метра до 12,0 метра. Общая толщина пласта Dо включая глинистые пропластки достигает 14,6 метра. Высокопродуктивные коллектора имеют наибольшую среднюю по площади нефтенасыщенную толщину 2,99 метра, высокопродуктивные-глинистые – 2,34 метра, низкопродуктивные – 1,97 метра. Какой-либо закономерности в изменении толщины коллекторов по площади в определенном направлении не наблюдается. Мало отличается по своей величине коэффициент пористости, проницаемости, нефтенасыщенности шести блоков. При средней величине коэффициента пористости по площади равном 0,203 в высокопродуктивных коллекторах, min среднее значение имеют коллектора I блока ( 0,205), max – коллектора V блока ( 0,216). Средняя величина коэффициента пористости в высокопродуктивных-глинистых коллекторах составляет 0,199. Коэффициент пористости по низкопродуктивным коллекторам, рассчитанный по всему пробуренному фонду по состоянию на 1.01.1992 года равен 0,161. Средняя проницаемость высокопродуктивных коллекторов по площади равна 0, 631, высокопродуктивных-глинистых – 0,309, низкопродуктивных – 0,065. Пашийский горизонт полностью или частично вскрыт бурением лишь в половине пробуренных на Сармановской площади скважин. Основная часть запасов нефти горизонта сосредоточена в микрозалежах пласта D1 «а». Одна скважина (8714) обнаружила нефть в пласте D1 «б1». Залежь невелика, контролируется одной скважиной, в которой ВНК определен обсалютной отметкой – 1498,5 метров. Около 35% извлеаемых запасов нефти пласта D1 «а» сосредоточено в I блоке. Остальная часть нефти сосредоточена в небольших водоплавающих залежах, где отношение нефтенасыщенной части пласта к общей толщине пласта D1 «а» составляет в среднем по площади 0,41. Для уточнения границ микрозалежей нефти в пласте D1 «а» построена карта, которая позволила с достаточной точностью провести границу залежей нефти, приуроченных к небольшим локальным структурам с амплитудой до 10 метров. Анализ всего пробуренного фонда скважин Сармановской площади показал, что в 65, попавших в границы микрозалежей нефти ппо пласту D1 «а» пашийского горизонта не был вскрыт бурением по техническим или прочим причинам. Говорить о среднем ВНК по пласту D1 «а» нет смысла, так как каждая из залежей имеет самостоятельную ВНК, меняющуюся в пределах от 20 метров ( от –1486 до –1506). Пласт D1 «а» имеет площадное распространение. Средняя общая толщина пласта составляет 4,69 метров, при этом нефтенасыщенность равна 3,13 м, ВНЗ – 2,48 метра. Подсчет параметров пласта D1 «а». Таблица № П.П. I группа II группа III группа Пористость 0,211 0,194 0,154 Нефтенасыщенность 0,847 0,764 0,671 Корреляционная схема пласта Dо. З 12931 12932 12933 12934 В З 12925 12926 12523 12969 12970. В З 12922 12923 12471 12971 12972 12973 В - Высокопродуктивные коллектора. - Высокопродуктивные глинистые коллектора. - Низкопродуктивные коллектора. Основные параметры продуктивных пластов. Таблица № Метод определения Наименование Проницаемость, мкм2 Пористость, Доли ед. Начальная Нефтенасыщенность, Доли ед. Насыщенность связанной водой а б в г д Е Геофизические исследования Пласт Dо I группа коллекторов Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения II группа коллекторов Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения III группа коллекторов Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение 444 549 0.631 0.731 0.105-2.696 352 444 0,309 0,746 0,102-1,820 175 200 0,065 480 599 0,209 0,096 0,155-0,262 375 472 0,199 0,100 0,152-0,266 203 239 0,161 462 573 0,813 0,084 0,560-0,949 363 457 0,733 0,122 0,422-0,930 196 230 0,651 0,187 0,267 0,349 а б в г д Е Коэфф. вариации Интервал изменения Средний по площади Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения 0,722 0,030-0,090 748 1193 0,416 0,974 0,030-2,696 0,108 0,126-0,235 819 1311 0,197 0,133 0,126-0,266 0,107 0,393-0,815 792 1261 0,754 0,130 0,393-0,949 0,246 Пласт D1 «а» I группа коллекторов Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения II группа коллекторов Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения 142 168 0.686 0.636 0,107-2,696 39 40 0,265 1,057 0,100-1,860 171 204 0,210 0,104 0,109-0,266 49 52 0,192 0,117 0,140-0,258 107 121 0,845 0,094 0,508-0,925 31 31 0,769 0,144 0,421-0,880 0,155 0,231 а б в г д Е III группа коллекторов Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения Средний по площади Кол-во скважин шт. Кол-во определений Ср.значение Коэфф. вариации Интервал изменения 31 33 0,072 0,560 0,030-0,091 193 241 0,532 0,847 0,030-2,636 38 40 0,156 0,101 0,124-0,191 234 300 0,199 0,141 0,124-0,266 26 26 0,645 0,124 0,465-0,750 158 179 0,775 0,136 0,421-0,925 0,335 0,225 Статистические показатели неоднородности. Таблица № Кол-во Исследований Коэфф. песчаности Коэфф. расчлененности Характеристика прерывистости Другие показатели Ср. знач. Коэфф. вариации Ср. знач. Коэфф. Вариации Пласт Dо по площади 986 0,89 0,16 1,57 0,42 0,97 - Пласт D1 «а» по площади 509 0,98 0,16 1,21 0,37 0,50 - 1.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Исследование физико-химических свойств нефтей проводилось по глубинным и поверхностным пробам. При обобщении были использованы результаты исследований, проведенных в лабораториях ТатНИПИнефть и объединения Татнефть. Отбор глубинных проб нефти проводился глубинными пробоотборниками типа ПД-3 м и ВПЛ-ЗОО. Анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и АСМ-300. Газ. выделенный из нефти„ анализировался на аппарате ЛХМ-8МД, содержание сероводорода определялось йодометрическим способом. Исследования проведены по 71 пластовой пробе из 30 скважин и 950 поверхностным пробам из 467 скважин, учтены только качественные пробы. Основными продуктивными в пределах площади являются отложения двух горизонтов: кыновского и пашийского. Результаты исследований нефти и газа приведены в таблицах. В таблицах приводится компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании. Нефть Сармановской площади относится к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. Результаты исследования показывают, что параметры нефти по горизонтам изменяются по следующим пределам. Кыновский горизонт Давление насыщения изменяется от 1,8 до 9,0 МПа, среднее значение – 6,8 МПа. Газовый фактор равен 40,5 м3/т, вязкость пластовой нефти изменяется от 2,9 до 11,1 МПа*с, среднее значение равно 5,9МПа*с. Плотность нефти при дизразгазировании изменяется в пределах от 848,0 до 888,0 кг/м3, среднее значение равно 869,9 кг/м3. Содержание серы в нефти составляет 1,7 %, асфальтенов – 5,0 %, парафина – 4,3 %. При разгонке получение фракций : до 200 С – 24,5 %; до 300 С – 31,4 %. Пашийский горизонт. Газовый фактор равен 39,4 м3/т, вязкость пластовой нефти равна 5,3 МПа*с , плотность нефти при дизразгазировании изменяется от 865,0 кг/м3 до 872,0 кг/м3, среднее значение – 871,0 кг/м3. Содержание серы в нефти – 2,0%, асфальтенов – 5,1% массового объема. При разгонке получение фракций : до 200 С – 23,5% ; до 300 С – 43,9%. Материальный баланс распределения углеводородов Сармановской площади. Средне текущий газовый фактор по девону равен 46,6 м3/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти газовый фактор, то есть количество газа, выделенного на первой и второй ступенях сепарации, равняется 40,4 м3/т. Потери газа от испарения легких фракций при дальнейшей ее подготовке составляет 2,86 м3/т, потери газа при подготовке сточных вод – 0,007 м3/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 3,33 м3/т. Эта разница ушла с товарной нефтью. Физико-химические свойства и состав пластовых вод В разрезе пашийско-кыновского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитояые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 1 до 229 м3/сут при понижении уровня на 165-1300 м от устья. По химическому составу подземные воды относятся к хлор-кальциевому типу ( по В.А.Сулину ). Общая минерализация составляет 234,9-281 г/л, плотность - 1172,0-1189,7 кг/м3, вязкость - 1,76-1,97 МПа.с (табл. 2.31 , 2.33 ). Газовый состав подземных вод - азотно-метановый. Газонасыщенность колеблется от 0,28 до 0,41 м3/т, упругость газа от 50 до 100 кг/см2. Объемный коэффициент -1,014. Свойства пластовой нефти, газа, воды. Таблица № Наименование Количество исследований Диапазон изменения Средняя величина скважин проб а б в г Д Пласт Dо Нефть Давление насыщения, МПа Газосодержание, м3/т Газовый фактор при дизразгаз. м3/т Р1=0,5 МПа,Т1=9С Р2=0,1 МПа,Т1=9С Суммарный газовый фактор, м3/т Плотность, кг/м3 Вязкость, МПа*с Объем коэфф. при Дифф.разгазировании в раб.усл. дол.ед. Пластовая температура, С Плотность дегазированной нефти, кг/м3 Газ Содержание ионов и примесей Cl SO4 HCO3 Ca Mg K+Na 28 28 28 11 26 28 61 61 61 61 61 61 47 57 65 39 54 69 62 62 62 62 62 62 1,8-9,0 32,8-59,2 779,9-847,0 2,9-11,1 1,063-1,1920 848,0-888,0 4276,19-4891,47 0-3,76 0-4,16 445,91-573,3 155,53-277,96 2938,68-3387,54 6,8 46,6 35,3 5,2 40,5 815,9 5,9 1,1019 40 869,9 4583,83 1,88 2,08 509,61 191,75 3163,11 а Примеси PH Вода Газосодерхание, м3/т В т.ч. сероводород, м3/т Объемный коэфф, доли ед. Вязкость ,МПа*с Общая минерализация, г/л Плотность, кг/м3 б 61 61 61 61 в 62 62 62 62 г неопр. 4,4-5,2 0,28-0,41 --- 1,014 1,76-1,96 243,9998-278,56 1172-1189 Д Неопр. 4,8 0,35 --- 1,014 1,810 261,277 1180,5 Пласт D1 «а» Нефть Давление насыщения, МПа Газосодержание, м3/т Газовый фактор при дизразгаз. м3/т Р1=0,5 МПа,Т1=9С Р2=0,1 МПа,Т1=9С Суммарный газовый фактор, м3/т Плотность, кг/м3 Вязкость, МПа*с а Объем коэфф. при Дифф.разгазировании в раб.усл. дол.ед. Пластовая температура, С Плотность дегазированной нефти, кг/м3 Газ Содержание ионов и примесей а Cl SO4 HCO3 Ca Mg K+Na Примеси PH Вода Газосодерхание, м3/т В т.ч. сероводород, м3/т Объемный коэфф, доли ед. Вязкость ,МПа*с Общая минерализация, г/л Плотность, кг/м3 1,0 2,0 2 1 б 2 2 б 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 1 2 2 1 в 2 2 в 37 37 37 37 37 37 37 37 37 37 48,6-48,7 608,0-810,0 г 1,106-1,214 868,0-872,0 г 4350,91-4948,31 0-1,29 0-0,72 487,08-587,85 157,06-212,78 2978,2-3447,14 неопр. 4,6-6,8 0,28-0,41 --- 1,014 1,88-1,97 247,86-281,75 1175-1189,7 7,5 48,6 34,2 5,2 39,4 808,9 5,3 д 1,121 40 871,0 д 4648,81 0,65 0,366 537,47 184,92 3212,8 неопр. 5,7 0,35 --- 1,014 1,93 264,80 1182,35 Компонентный состав нефтяного газа при дифференциальном разгазировании (моль%). Таблица № Наименование Пласт Dо D1 «а» Сероводород Углекислый газ Азот и другие Метан Этан Пропан Изо-бутан н.бутан изо-пентан н.пентан гексан плотность газа 0,02 0,49 12,16 38,92 23,48 17,21 1,6 4,03 0,77 0,72 0,60 1,2310 0,01 0,45 13,56 40,66 21,8 15,8 1,51 4,0 0,84 0,80 0,57 1,2107 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Таблица № Наименование Пласт D1 «а» Количество исследований Диапазон измерения Среднее значение скв. проб 1 2 3 4 5 Вязкость, сП при 20ºС 354 813 7,78-48,40 17,72 50ºС 341 744 3,50-25,90 7,29 Температура застывания, ºС -18 Температура насыщения парафином, ºС 28,8 массовое содержа- ние,% Смол силикагелевых 342 793 12,30-36,00 20,33 Сера 349 808 1,20-4,70 1,70 Асфальтенов 334 779 2,00-8,5 4,25 Парафинов 202 472 2,50-8,40 4,15 объемный выход фракций,% Н.К. - 100ºС 331 734 4,30-11,20 7,46 до 150ºС 335 736 6,20-25,00 16,29 до 200ºС 329 733 22,00-30,00 25,32 до 300ºС 334 735 23,60-61,30 45,92 Наименование Пласт Dо Количество последований Диапозон измерения Среднее значение скв. проб 1 2 3 4 5 Вязкость, сП при 20ºС 50 93 11,84-64,00 21,99 50ºС 50 93 4,96-24,40 7,76 Температура застывания, ºС -18 Температура насыщения парафином, ºС 22,8 массовое содержа- ние,% Смол силикагелевых 48 91 15,30-38,00 23,29 Сера 48 49 1,20-3,60 1,69 Асфальтенов 47 90 1,90-7,40 4,72 Парафинов 18 27 3,30-8,00 4,65 объемный выход фракций,% Н.К. - 100ºС 47 89 3,70-10,00 7,65 до 150ºС 47 90 10,00-37,10 16,36 до 200ºС 48 91 18,60-29,50 25,08 до 300ºС 48 91 35,00-57,90 45,58 Примечание: Температура застывания нефти взята в среднем для девона Ромашкинского месторождения. В компонентном составе нефтяного газа в основном преобладают метано-пропановые фракции до 76,9% мольных. Рабочий газовый фактор определялся непосредственно в промысловых условиях путем замера объема газа на ступенях сепарации. Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 60,1 м3/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество газа, выделенное на 1 и 2 ступенях сепарации, равняется 46,1 м3/т. Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей ее подготовке составляет – 4,19 м3/т, а ее потери в процессе подготовки сточных вод порядка 0,003 м3/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа. выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 9,807 м3/т., т.е. такое количество газа остается в товарной нефти. Пластовые воды пашийско-кыновских отложений Ташлиярской площади изучались по 121 скважине (табл. 1.4.1., 1.4.2). Водоносные горизонты приурочены к песчано-алевролитовым отложениям пашийского и кыновского горизонтов франского яруса. Дебиты воды в скважинах колеблются от 80 до 150м3//сут при динамических уровнях 400-600м. Более водообильны отложения пашийского горизонта. Статические уровни подземных вод устанавливаются на абсолютных отметках от +2 до минус 28-40м. Начальное пластовое давление составляет в среднем 17,5 МПа. Воды пашийско-кыновских отложений напорные. Режимы залежей, приуроченные к пластам D1«а» и D0 , - упруговодонапорные. Вязкость пластовых вод изменяется в пределах 1,75-1,97 мПа•с, температура – 32ºС-43ºС. По химическому составу подземные воды относятся к хлор- кальциевому типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация колеблется в пределах 236,7-300,7 г/л. Плотность в среднем составляет 1184,0 кг/м3. По преобладающим компонентам воды являются хлоридно-натриевыми высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция и с ничтожным – сульфатов и гидрокарбонатов. Реакция среды слабокислая. Подземные воды пашийско-кыновских отложений отличаются значительным содержанием высокорастворенного газа преимущественно азотнометанного состава. Газонасыщенность вод составляет 0,2-0,4 м3/т, упругость растворенного газа от 50-100 кг/см2. Общее количество углеводородных газов – 75%. Длительная эксплуатация Ромашкинского месторождения привела к изменению гидрогеологических условий. Прежде всего нарушился региональный уклон пьезометрической поверхности горизонтов D1«а» и D0. На разрабатываемых площадях движение жидкости происходит от нагнетательных скважин к эксплуатационным, от участков с большим пластовым давлением к участкам меньшего пластового давления. В пределах Ташлиярской площади в зоне отбора текущее пластовое давление составляет в среднем 16,6 МПа, в зоне нагнетания – 20,7 МПа. Происходит изменение в химическом составе пластовых вод, особенно в тех районах, где осуществляется закачка речных вод с целью ППД. Снижается общая минерализация, увеличивается содержание сульфатов. Зависимость газового фактора, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления, ниже давления насыщения. В М В Гф 16,0_ 1,125_ 30_ 14,0_ 1,100_ 20_ 12,0_ 1,075_ 10_ 10,0 1,050 0 Гф М | | | | | 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 Р/Рн рис.№ 2. Анализ текущего состояния разработки Сармановской площади. 2.1. Технологические показатели разработки площади. Динамика основных технологических показателей разработки площади приведена в табл. 2.2.1. и на рис.2.2.1. Весь период разработки площади подразделяется на четыре стадии. Первая стадия (1965-1973г.г.)- стадия освоения площади, характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости, т.к. в этот период площадь разбуривается и осваивается система поддерживания пластового давления. За 9 лет площадь была разбурена по основной сетке скважин 800х650 м (I,III,IV блоки) и 650х650м (II блок). Добыча нефти за первую стадию составила 28,3% от начальных извлекаемых запасов нефти, обводненность продукции-20,8%. Вторая стадия (1974-1977г.г.) – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов. Ко второй стадии относится период, в течение которого уровень добычи нефти отличается от максимального годового отбора не более, чем на 5%. Продолжительность второй стадии составила четыре года. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1976г. и составила 7,488 млн.т (6,3% от НИЗ). За первую и вторую стадии, т.е. до начала падения добычи нефти, отобрано 52,4% извлекаемых запасов. Обводненность к концу второй стадии составила 37,5%. Третья стадия (1978-1984 г.г.) – значительное снижение добычи нефти, характеризуется высокой обводненностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. Третья стадия длилась 7 лет. В этот период вводились в разработку запасы, не охваченные основным фондом. Среднегодовое падение добычи нефти в третьей стадии составило 17%, обводненность продукции в 1984г. – 78,8%. Первые три стадии, в течение которых сохраняются сравнительно высокие темпы отбора от начальных извлекаемых запасов нефти и отбирается наибольшая их доля, образуют основной период разработки площади. Общая продолжительность основного периода составляет 20 лет, отобрано 77% от начальных извлекаемых запасов нефти. Четвертая стадия (с 1985г.) – завершение разработки площади, характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда. За границу между третьей и четвертой стадиями принимается год, когда темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составляет примерно 2%. Четвертая стадия, относящаяся к позднему периоду разработки, является более продолжительной, чем начальные стадии и наиболее сложной для разработки. Всего по состоянию на 1.1.2000г. из продуктивных пластов площади отобрано 107,9 млн.т нефти или 88,7% от начальных извлекаемых запасов. По площади достигнута сравнительно высокая нефтеотдача при обводненности 88,7%. Отбор жидкости составил 269,1 млн.т., водо-нефтяной фактор – 1,49. Для компенсации отбора жидкости в пласты закачано 298 млн.м3 воды, что составляет 102% к отбору жидкости в пластовых условиях. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1976г. и составил 7,488 млн.т при отборе 52,4% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 30,6%, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 27,4%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 6,2%. Темп роста обводненности продукции, начиная с 1987г. снижается, с 1989 по 1993 г.г. обводненность держится на уровне 88%, а с 1994г. даже уменьшается., что связано с изменением технической политики АО «Татнефть», а так же с проводимыми на площади работами по сокращению отбора попутной воды. За 1999 год с площади добыто 692 тыс.тонн нефти, что в 10,8 раза меньше максимального уровня добычи. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 0,6%, от ТИЗ – 4,8%. Жидкости добыто 5819 тыс.т. В общем объеме годовой добычи на долю скважин, оборудованных электроцентробежными насосами приходится 89,4%, штанговыми глубинными насосами – 10,6%. Распределение фонда скважин приведено в табл.2.2.2.. С обводненностью выше 90% работают 206 скважин или 53% всех добывающих скважин. Закачка воды составила 5000 тыс.м3. Отношение закачки к отбору жидкости в пластовых условиях – 96%. Среднесуточная приемистость одной нагнетательной скважины в 1999г. – 377 м3/сут. Основные технологические показатели разработки Сармановской площади приведены в таблице 2.2.1. Динамика основных технологических показателей приведена на рис. 2.2.1. Выводы и рекомендации по улучшению состояния и разработки Сармановской площади В отчетном году, как и в предыдущий, расчет и анализ текущих показателей разработки производился согласно новым запасам, утвержденным протоколом при главном геологе объединения «Татнефть» от 24.10.1999г. Всего за год добыто 692 тыс.тонн нефти, что составляет 0,58% от начальных и 4,8% от текущих извлекаемых запасов. Годовая добыча на 252 тыс.тонн превышает проектную, при более низком отборе жидкости. Обводненность продукции несколько увеличилась и составила 88,1%. Почти весь фонд эксплуатационных скважин (за исключение скважин, работающих на пласт Д0) дает обводненную продукцию. Попутной воды добыто 5126 тыс.тонн. Значительно продвинулся фронт закачиваемой воды. Потери нефти из-за обводнения составили 145 тыс.тонн. Отбор жидкости в пластовых условиях обеспечен технологической закачкой на 99,9%. За год закачено 6,022 млн.м3 воды. Пластовое давление по площади повысилось на 1,7 атм и составляет на 1.01.2000г. 180,5 атм. Для выполнения плана по добыче нефти и компенсации потерь на площади в течение года проведены геолого-технические мероприятия с эффективностью 188 тыс.тонн дополнительной нефти. Всего на 1.01.2000г. на Сармановской площади добыто 107,865 млн.тонн нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи 0,523. В 2000 году планируется отобрать 0,671 млн.тонн нефти, что составляет 4,9% от текущих и 0,55% от начальных извлекаемых запасов. Предполагаемые потери из-за дальнейшего обводнения 147 тыс.тонн. Чтобы обеспечить планируемый уровень добычи необходимо провести следующие геолого-технические мероприятия: Ввести в эксплуатацию 2 новые скважины с годовым эффектом 2 тыс.тонн, из бездействия 6 скважин с годовым эффектом 4,1 тыс.тонн. Оптимизировать режим работы 29 механизированных скважин с годовым эффектом 8,7 тыс.тонн, в том числе форсировать режим работы 6 скважин. Для поддержания пластового давления закачать в пласт 6,4 млн.м3 воды, в линиях дополнительного разрезания планируется освоить под закачку 5 скважин. Совершенствовать систему заводнения путем продолжения циклической закачки, закачки хим.реагентов для повышения нефтеотдачи пластов и другие мероприятия. За счет регулирования процесса разработки получить 156,9 тыс.тонн нефти. 2.3. Характеристика фонда эксплуатационных скважин. на 1.01.2000г. Таблица 2.1.1. №/ пп Наименование Характеристика фонда скважин Количество 1. Фонд добывающих скважин Пробурено Возвращено с других горизонтов 563 29 Всего 592 в т.ч. действующие (добывающ. +нагнетат.) 353+13 из них: фонт. (добыв.+ нагнет.) - ЭЦН (добыв.+нагнет.) 291+7 ЩГН (добыв.+ нагнет.) 62+6 газлифт - бездействующие (добывающ.) 18 в освоении после бурения - в консервации 8 переведены под закачку 41 переведены на другие горизонты 66 ликвидированы+ ожидающ. ликвид. 85+5 дающие техническую воду 5 контрольные 2 пьезометрические 9 2 фонд нагнетательных скважин Пробурено 226 Возвращено с других горизонтов 14 Переведено из добывающих Всего 240 в т.ч.: под закач.+остан.по тех.прич.(наг.+доб.) 155+41 бездействующие (нагнет.+добыв.) 2 в освоен.после бурения (нагнет+добыв.) - в консервации - в отработке на нефть 13 переведены на другие горизонты 16 ликвидир.+ожид.лквид. 46+7 контрольные - пьезометрические 1 дающие техническую воду - Всего 832/240 3.Анализ состояния эксплуатации скважин. 3.1. Характеристика фонда эксплуатационных скважин Сармановской площади. Весь пробуренный фонд составляет 923 скважины, в том числе 21 дублер, 31 скважина, переведенная на другие горизонты и 10 скважин в разрезающем ряду, соседнюю с Чишминской площадью. Плотность сетки скважин по всему пробуренному фонду составляет 26,9 га/скв. , по добывающим – 37,6 га/скв. Из 882 скважин, работающих на площадь, 825 пробурено на горизонт Dо, 50 на горизонт D1 «а» и 7 скважин - совместные D1 «а» и Dо. На выделенных блоках разработки пробуренный фонд скважин распределен следующим образом: на I блоке пробурено 174 или 18,9% скважин; на II блоке – 203 или 22,0% скважин; на III блоке – 194 или 21,0% скважин; на IV блоке – 213или 23,1% скважин; на V блоке 108 или 11,7% скважин; на VI блоке 31 или 3,4% всего пробуренного фонда скважин. С учетом скважин нагнетательного фонда, находившихся в отработке на нефть, действующий фонд добывающих скважин составляет 579 скважины. Добывающий фонд эксплуатируется в основном, механизированным способом: 128 скважин (22,1%) оборудован ЭЦН, 446 скважин (77,6%) – СКН и 5 скважин фонтанных (0,5%). В бездействующем фонде – 12 скважин добывающего фонда. Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 171 скважину (в том числе 23 скважины добывающего фонда, переданного под закачку). В бездействии – 9 скважин, 1 скважина – дублер в освоении после бурения. В лини разреза с соседней Чишминской площадью находится 22 скважины, из них 10 – под закачкой, 3 – в бездействии, 8 – ликвидированы, как выполнившие свое назначение, 1 скважина переведена на другой горизонт. Отношение действующего добывающего фонда к фонду нагнетательному равно 3,4. С начала разработки на площади ликвидировано 53 скважины ( в том числе 7 – в ожидании ликвидации), из них 24 – добывающих и 29 – нагнетательных или 5,8% скважин всего пробуренного фонда. 26 скважин ликвидировано по технологическим причинам, 17 – по геологическим, 3 – по техническим. Скважин , переведенных на другие горизонты – 31, из них добывающих – 11, нагнетательных – 20. Специальный фонд состоит из 29 пьезометрических скважин и 8 скважин, добывающих тех.воду. Проектный фонд составлял 949 скважин, дополнительно было пробурено 22 скважины. Итого – 971 скважина. По состоянию на 1.01.92 года оставшийся для бурения фонд составляет 69 скважин, из которых 52 – добывающих, 17 – нагнетательных. Основное количество проектных скважин расположено на северной части залежи. Среднесуточный дебит скважин по жидкости колеблется в широком диапазоне: от 1 до 250 т/сут., что указывает на значительную неоднородность коллектора по простиранию. Безводную продукцию дает 168 скважина, то есть с водой работает 71,0% всех действующих, с обводненностью выше 80% работает 129 скважин. Величина приемистости со временем снижается. Если в первые годы разработки она составляла 380-460 м3/сут, то в 1991 году снизилось до 104 м3/сут, что частично объясняется вводом пластов с трудноизвлекаемыми запасами. 3.2. Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ. При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки как с самими скважинами , так и с их подземным оборудованием. Каждую действующую скважину приходится останавливать для планово-предупредительного или текущего ремонта. Простои их связаны либо с ремонтом подземного оборудования , либо с ремонтом самих скважин, а также рядом других причин : ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии и т.д. При выявлении причин подземного ремонта скважин (ПРС) на Сармановской площади Ромашкинского месторождения выяснилось следующее: за отчетный 2000 год - Оптимизация работы скважины – 7 ремонтов. - Отработан гарантийный срок насоса – 27 ремонтов. - Снижение динамического уровня – 7 ремонтов. - Неисправность насоса, установки – 9 ремонтов. - Износ и повреждение корпуса насоса – 1 ремонт. - Заклинивание плунжера ШСН – 3 ремонта. - Отворот плунжера ШСН – 3 ремонта. - Износ плунжерной пары ШСН – 1 ремонт. - Износ клапанных узлов ШСН – 8 ремонтов. - Износ колонны НКТ – 3 ремонта. - Трещина по телу НКТ – 1 ремонт. - Обрыв НКТ по резьбе – 1 ремонт. - Износ резьбы НКТ – 2 ремонта. - Износ НКТ истиранием – 1 ремонт. - Заклинивание,деформация полированного штока – 1 ремонт - Износ полированного штока – 5 ремонтов. - Обрыв полированного штока – 4 ремонта. - Отворот штанги – 7 ремонтов. - Обрыв штанги по телу – 20 ремонтов. - Обрыв штанги по резьбе – 1 ремонт. - Обрыв муфты штанги – 3 ремонта. - Заклинивание штанг – 3 ремонта. - Износ, смещение, обрыв скребков – 1 ремонт. - Наличие водонефтяной эмульсии – 4 ремонта. - Отложения на всасывающем клапане – 8 ремонтов. - Отложение парафина на приеме – 2 ремонта. - Отложение парафина в насосе – 5 ремонтов. - Отложение парафина в НКТ – 33 ремонта. - Отложение продуктов коррозии – 2 ремонта. - Прочие отложения на приеме насоса – 9 ремонтов. - Негерметичность сальникового устройства – 5 ремонтов. - Прочие причины – 22 ремонта. Самое большое количество ремонтов приходится на насос и штанги, как механизма извлечения нефти из пласта, и отложения парафина в НКТ. Рассмотрим динамику роста МРП по ШГН за последнии несколько лет: - 1997 – МРП в сумме составило 624 дня - 1998 – МРП в сумме составило 714 дней - 1999 - МРП в сумме составило 707 дней - 2000 - МРП в сумме составило 669 дней 1. По причине АСПО : - 1997 – 48 ремонтов - 1998 – 47 ремонтов - 1999 – 55 ремонтов - 2000 – 26 ремонтов 2. По причине обрыва штанг : - 1997 – 30 ремонтов - 1998 – 20 ремонтов - 1999 – 30 ремонтов - 2000 – 25 ремонтов 3. По причине негерметичностти НКТ : - 1997 - 23 ремонта - 1998 – 28 ремонтов - 1999 – 12 ремонтов - 2000 – 26 ремонтов 4. По причине засорения насосов : - 1997 – 17 ремонтов - 1998 – 18 ремонтов - 1999 – 16 ремонтов - 2000 – 30 ремонтов К 2000 году участились ремонты, связанные с засорением насосов. Например на территории Сармановской площади УПНПиКРС проводит 54 ремонта, из них 15 ремонтов – преждевременные. На 11 скважинах это связано с засорением насоса. Внутренняя и наружная окалина, осыпание футировки, остатки кордоволокна, цемента, грязи, продуктов изоляционных работ являются основными загрязняющими элементами насосов. Межремонтный период за 2000 год по Сармановской площади по месяцам. Таблица № Месяц Фактический МРП Плановый МРП I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 791 798 799 822 820 857 830 838 805 790 777 751 692 --- --- 702 --- --- 702 --- --- 706 --- --- Старение подземного оборудования, недоброкачественный ремонт, проводимый на скважинах, не плановость проводимых промывок скважин являются основными или побочными причинами, которые влияют на величину МРП. 3.3 Гидродинамические исследования скважин, оборудованных ШСНУ. Методы основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся и неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменения и давление или его изменения. Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживаются персоналом. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины и на исследованиях при неустановившихся режимах работы скважины. Для исследования устье скважины оборудуют соответствующей устьевой арматурой. Установившимся режимом работы скважины называется такой режим , когда в течении длительного времени ее дебит и забойное давление остаются постоянными. Существуют также исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими , а другие реагирующими). Этот метод называется «гидропрослушиванием». Основан на определении профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта, контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснениинефти водой. Исследования ШСНУ необходимы для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи насоса. При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы скважины. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры. К косвенным методам относятся исследования скважины на приток с замером глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, определяемого эхолотами. Снятие динамограмм нагрузки на полированный шток называется динамометрией. Програмно аппаратный комплекс “Mikon”. Програмно-аппаратный комплекс предназначен : - для определения уровня жидкости и измерения велечины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин; - для исследования работы скважин с глубинными штанговыми насосами методом динамометрирования с целью контроля работы насосного оборудования и выбора оптимальных режимов работы. 1. Принцип работы: Для выполнения исследования по определению уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве скважин используются следующие устройства: • Устройство приема акустических сигналов (УПАС) с присоединением к нему одним из устройств для формирования акустического воздействия ; • Блок регистрации. В УПАС установлены: • Микрофон, предназначенный для преобразования акустических сигналов в электрические; • Тензопреобразователь (датчик) давления, предначенный для преобразования давления в электрический сигнал; • Плата с электронными преобразователями сигналов микрофона и тензопреобразователя. Для выполнения исследований по динамометрированию скважин с глубинными штанговыми насосами используются следующие устройства: • Накладной датчик динамографа (ДН); • Блок регистрации (БР). 2. Принцип определения уровня: Определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом, путем измерения прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы фаз раздела «газ-жидкость». По величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производятся вычисления уровня. 3. Принцип измерения давления Измерение давления осуществляется путем нормированного преобразования сигнала тензопреобразователя давления, установленного в УПАС, в цифровую форму и преобразования данных микропроцессором в БР. Измеренное значение давления выводится на устройство индикации и используется при формировании отчета. 4. Метод регистрации динамограммы: Измерение нагрузки на устьевой шток с помощью накладного датчика осуществляется путем прямых измерений изменения диаметра штока и вычисления изменения нагрузки, вызвавших эти изменения диаметра штока. Сформированный замер, содержащий все необходимые данные может быть сохранен в энергонезависимой памяти для последующего ввода в персональный компьютер с целью дополнительного анализа и ввода измеренных значений в состав базы данных. 4.Расчетная часть. 4.1. Обоснование выбора компоновки ШСНУ. Исходные данные по скважине 12047- Dо: Глубина скважины – Lс=1708 м. Диаметр эксплуатационной колонны – Dэ=0,146 м. Забойное давление – Рзаб=15,5 МПа. Планируемый дебит – Q=20 м3/сут Объемная обводненность – Вв=0,18 Плотность: - дегазированной нефти – р н.д.=869,9 кг/м3 - пластовой воды – р в.=1180,5 кг/м3 - газа (ст.усл.) – р г.ст.=1,231 кг/м3 Вязкость: - воды – v в=1,81 мПА*с - нефти – v н=5,9 мПА*с Газовый фактор – Го=40,5 м3/т Давление насыщения нефти – Рнас=6,8 МПа. Устьевое давление – Рус=1,8 Мпа. Температура скважины – Тск=313 К Объемный коэффициент нефти – bн=1,102 Расчет производим «сверху-вниз». Так как Р заб.>Р нас, то расчет распределения давления ведется сначала на участке движения газожидкостной смеси от Рх до Р нас, а затем на участке однофазного течения от Р нас до Р заб. I. Принимаем величину шага изменения давления Р : Р=0,1 Р кон=0,1*6,8=0,68 МПа. Определяем общее число шагов. N=(Pкон-Ру)/ Р , (4,1) , если Рзаб > Р нас, то Р кон= Р нас N= 6.8-1.8)/0.68=7.35 = 8 n=N+1=8+1=9 – число задаваемых давлений. Определяем распределение давления по стволу скважины: Pi=Ру+S Pi , (4.2) Р1=Ру=1,8 МПа Р2=Ру+0,68=1,8+0,68=2,48 МПа и т.д. Р3=3,16 МПа Р4=3,84 МПа Р5=4,52 МПа Р6= 5,2 МПа Р7=5,88 МПа Р8=6,56 МПа Р9=7,24 МПа Р10=15,5 МПа II. Рассчитаем температурный градиент: 2,67 Qж.ст/(20Dт ) w п=(0,0034+0,79w)/(10 ) , (4.3) где w – средний геотермический градиент скважины. w=(Тпл-Тнс)/(Lc-Lнс) , (4.4) Тнс, Lнс – температура и глубина нейтрального слоя, так как данных о Тнс и Lнс нет, используем w=(Тпл-273)/Lc , (4,5) w=(313-273)/1708=0.0234 -5 2.67 23.148*10 /(20*0.0635 ) w п=(0.0034+0.79*0.0234)/(10 )=0.021 К/м III. Определяем температуру на устье скважины. Ту=Тс-wп*Н , (4,6) Ту=313-0,021*1708=277,13 К IV. Определяем температуру потпка Тi, соответствующую заданному Pi Ti=Ту + ((Тпл-Ту)(Pi-Pу))/(Рпл-Ру) , (4.7) Ti=277,13 + ((313-277,13)(Pi-1,8))/(15,5-1,8)= = 277,13+2,62(Pi-1,8) Т1=277,13+2,62(1,8-1,8)=277,13 К Т2= 277,13+2,62(2,48-1,8)=278,9 К Т3=280,69 К Т4=282,47 К Т5=284,25 К Т6=286,04 К Т7=287,82 К Т8=289,6 К Т9=291,4 К Т10=313 К V. Используя данные исследования глубинных проб нефти определяем физические свойства газа, нефти, воды и водонефтяной смеси при заданных термодинамических условиях (Pi, Ti). а) рассчитываем текучее равновесное давление насыщения при T Рнас т=Рнас-(Тпл-Тi)/(9,157+701,8/(Г(ус1-0,8уа))) , (4.8) Рнас тi=6,8-(313-Ti)/(9,157+701,8/(40,5(0,389-0,80,121)))= =6,8-(313-Ti)/68,46 , при ус1= 0,389 , уа=0,121 Рнас т1=6,8-(313-277,13)/68,46=6,276 МПа Рнас т2=6,3 МПа Рнас т3=6,33 МПа Рнас т4=6,354 МПа Рнас т5=6,38 МПа Рнас т6=6,4 МПа Рнас т7=6,43 МПа Рнас т8=6,45 МПа Рнас т9=6,48 Мпа Рнас т10=6,8 МПа б) Находим приведенный к нормальным условиям удельный объем выделившегося газа. Vгвi(Р,Т)=ГR(Pi)m(Ti)(Д(Ti)(1+R(Pi))-1) , (4.9) Где R(Pi)=(1+lgPi)(1+lgPнас тi)-1 , -3 m(Ti)=1+0.029(Ti-293)(pнд*рго* 10 -0.7966) , -3 Д(Ti)=10 рнд*рго(4,5-0,00305(Тi-293))-4,785 , (4.10) R(P1)=(1+lg1.8)/(1+lg6.276)-1=-0.301 -3 m(T1)=1+0.029(277.13-293)(869.9*1.231*10 -0.7966)=0.874 -3 Д(T1)=10 869.9*1.231(4,5-0.00305(277.13-293))-4.785=0.082 Подставляя в формула необходимые велечины получим следующую таблицу Таб № П.П. R(Pi) m(Ti) Д(Ti) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 -0.301 -0.225 -0.167 -0.12 -0.083 -0.0499 -0.0214 -0.004 0.026 0.195 0.874 0.888 0.902 0.916 0.93 0.944 0.958 0.973 0.987 1.159 0.082 0.076 0.07 0.064 0.058 0.053 0.047 0.041 0.035 -0.035 Тогда подставляя для каждого случая вычисленные данные в формулу (4.9) получим следующие численные выражения величины удельного объема выделившегося газа Vгвi(Р,Т) Vгв1(Р,Т)=40,5*(-0,301)(0,874)(0,082(1-0,301)-1)= 10,04 м3/т Vгв2(Р,Т)=7,62 м3/т Vгв3(Р,Т)=5,745 м3/т Vгв4(Р,Т)=4,236 м3/т Vгв5(Р,Т)=2,96 м3/т Vгв6(Р,Т)=1,81 м3/т Vгв7(Р,Т)=0,79 м3/т Vгв8(Р,Т)=0 Vгв9(Р,Т)=0 Vгв10(Р,Т)=0 в) Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования. Vгр(Pi,Ti)= Гm(Тi)-Vгв (Pi,Ti) , (4.11) Vгр(Pi,Ti)= 40,5*m(Тi)-Vгв (Pi,Ti) Vгр1(P,T)= 40,5*0,874-10,04=25,397м3/т Vгр2(P,T)=28,344 м3/т Vгр3(P,T)=30,786 м3/т Vгр4(P,T)= 32,862 м3/т Vгр5(P,T)=34,7 м3/т Vгр6(P,T)=36,42 м3/т Vгр7(P,T)=38,0 м3/т Vгр8(P,T)=39,4 м3/т Vгр9(P,T)=39,97 м3/т Vгр10(P,T)=46,94 м3/т г) Определяем относительную плотность выделившегося газа р гв (Pi,Ti)= a(p го-0,0036(1+R(Pi))(105.7+uR(Pi))) , (4.12) -3 где а=1+ 0,0054(Т-293) , u=10 р нд*Г-186 , (4.13) ai=1+0.0054(Ti-293) а1=1+0,0054(277,13-293)=0,914 а2=0,923 а3=0,933 а4=0,943 а5=0,953 а6=0,9624 а7=0,972 а8=0,981 а9=0,991 а10=1,108 -3 u=10 *869.9 *40.5-186=-150.769 Подставляя численные велечины определим значения р гв (Pi,Ti) р гв (Pi,Ti)= a(1,231-0,0036(1+R(Pi))(105.7-150,769R(Pi))) р гв 1(P,T)=0,914(1,231-0,0036(1-0,301)(105,7-150,769*(-0,301))= =0,7776 р гв 2(P,T)=0,776 р гв 3(P,T)=0,782 р гв 4(P,T)=0,791 р гв 5(P,T)=0,801 р гв 6(P,T)=0,812 р гв 7(P,T)=0,823 р гв 8(P,T)=0,834 р гв 9(P,T)= 0,852 р гв 10(P,T)=1,0 д) находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях разгазирования. р гр(Р,Т)=Г(a*m(T)p го- р гв(Р,Т)Vгв(Р,Т)/Г)/Vгр(Р,Т) , (4.14) р гр1(Р,Т)=40,5(0,914*0,874*1,231-0,7776*10,04/40,5)/25,357= =1,262 кг/м3. р гр2(Р,Т)=1,233 кг/м3. р гр3(Р,Т)=1,217 кг/м3. р гр4(Р,Т)=1,208 кг/м3 р гр5(Р,Т)=1,205 кг/м3. р гр6(Р,Т)=1,203 кг/м3. р гр7(Р,Т)=1,204 кг/м3 р гр8(Р,Т)=1,207 кг/м3. р гр9(Р,Т)=1,22 кг/м3 р гр10(Р,Т)=1,364 кг/м3 е) Расчитываем объемный коэффициент , предварительно определив удельное приращение объема нефти за счет еденичного изменения ее газонасыщенности (Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти ан при стандартном давлении: -3 bн(Рi,Тi)=1+1,0733*10 pнд*Vгр(Pi,Ti)(Тi)/m(Ti)+ ан(T-293)- -4 -6.5*10 Pi , (4,15) -3 -3 -6 где (Тi)=10 (4,3-3,54*10 рнд+1,0337р гр(Рi,Тi)/а+5,581*10 рнд* -6 * (1-1,61*10 рндVгр(Рi,Тi)) Vгр(Рi,Тi)) , (4,16) -3 -3 -3 -3 ан=10 (2,513-1,975 *10 рнд)=10 (2,5113-1,975 *10 869,9)= -3 -1 =0,795 *10 град , (4,17) -3 -3 -6 (Т1)=10 (4,3-3,54*10 *869,9+1,0337 *1,262/0,914 +5,581*10 * 869,9* -6 -3 * (1-1,61*10 *869,9 *25,357)25,357)=2,76 *10 (Т2)=10 *2,737 (Т3)=10 *2,715 (Т4)=10 *2,699 (Т5)=10 *2,69 (Т6)=10 *2,683 (Т7)=10 *2,68 (Т8)=10 *2,67 ɦ |
|