Автор: Пользователь скрыл имя, 01 Апреля 2013 в 02:28, дипломная работа
Многие нефтяные месторождения НК «Роснефть» характеризуются значительной текущей выработкой запасов, высокой степенью обводненности продукции и значительной долей неработающих скважин. Эффективное проведение капитального ремонта скважин (КРС) в этих условиях позволяет значительно снизить темпы естественного падения добычи нефти месторождений и получить значительную прибыль. Особое место в ряду КРС занимает производство ремонтно-изоляционных работ (РИР).
Определение необходимого напора УЭЦН.
Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины [ ]:
, (м) (5.44)
где hст - статический уровень жидкости в скважине, м;
Δh - депрессия, м;
hтр - потери напора на трение в трубах, м;
hг - разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины, м;
hc - потери напора в сепараторе, м.
Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:
, (м) (5.45)
где К - коэффициент продуктивности скважины, м3/сут·МПа;
ρж - плотность жидкости, кг/м3.
Потери напора на трение в трубах определяются по формуле:
, (м)
где L - глубина спуска насоса, м.
Коэффициент λ определяют в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб Ks:
где ν
- кинематическая вязкость
где Δ - шероховатость
стенок труб, принимаемая для
Способ определения λ является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:
,
если Re < 2300
,
если Re > 2300
Потери напора на преодоление давления в сепараторе:
, (м)
где Pc - избыточное давление в сепараторе, МПа.
Выбираем УЭЦН согласно основным его характеристикам.
5.7.Выбор
подъемного агрегата и
Для выбора подъемного агрегата по главному параметру – допустимой (максимальной) нагрузке на крюке Q ее рекомендуется рассчитывать [ ]:
, (Н)
где К0 – коэффициент запаса (К0>1,75-2);
Q0- вес подземного оборудования в воздухе, Н.
5.8.
Пример расчета технологии
Геолого-технические
данные по скважине № 6599 Приразломного
месторождения приведены в
Таблица 5.2
Геолого-технические данные по скважине № 6599 Приразломного месторождения
№ |
Данные по скважине №6599 на Приразломном месторождении, ед. изм. |
Показатели |
1 |
радиус скважины по долоту, м |
0,2953 |
2 |
диаметр эксплуатационной колонны, м |
0,146 |
3 |
отметка искусственного забоя по стволу скважины, м |
2731 |
4 |
средний угол наклона (по вертикали)по стволу скважины, град |
35 |
5 |
отметка спуска насосно–компрессорных труб или насоса, м |
2500 |
6 |
диаметр НКТ, м |
0,073 |
Продолжение таблицы 5.2
1 |
2 |
3 | |
7 |
средняя проницаемость пласта, мкм2 |
0,046 | |
8 |
пористость пласта, д.е. |
0,18 | |
9 |
модуль упругости пласта, Па |
2,1*1011 | |
10 |
коэффициент Пуассона |
0,2 | |
11 |
коэффициент продуктивности скважины, м3 /сут/атм |
0,85 | |
12 |
интервал перфорации, м |
2671-2680 | |
13 |
тип перфоратора |
ПКС-80 | |
14 |
радиус перфорационного канала, м |
0,0097 | |
15 |
длина перфорационного канала от центра скважины, м |
0,210 | |
16 |
плотность перфорации, отв./м |
10 | |
17 |
газосодержание продукции, м3 / м3 |
68,3 | |
18 |
отметка текущего забоя по стволу скважины, м |
2731 | |
19 |
коэффициент Пуассона |
0,2 | |
20 |
обводненность продукции, % |
99 | |
21 |
плотность пластовой воды, кг/ м3 |
1002 | |
22 |
альтитуда скважины, м |
58,63 | |
23 |
пластовое давление, МПа |
25,8 | |
24 |
коэффициент безопасности |
0,05 | |
25 |
температура на забое, оС |
85,5 | |
26 |
среднегодовая температура на устье, оС |
-3,5 | |
27 |
ускорение свободного падения, м/с2 |
9,81 |
Определение плотности жидкости глушения по формулам 5.1,5.2:
МПа
кг/м3
Рассчитаем объем необходимой жидкости глушения по формуле 5.3:
0-240 м: толщина стенки 8,5 мм 146 колонны;
240-2140 м: толщина стенки 7,7 мм 146 колонны;
2140-2590 м: толщина стенки 7,0 мм 146 колонны;
2590-2731 м: толщина стенки 7,7 мм 146 колонны.
Определение скорости движения жидкости внутри колонны 73 НКТ по формуле 5.4:
Определение скорости движения жидкости в затрубном пространстве 146 эксплуатационной колонны и 73 НКТ по формуле 5.5:
Максимально возможное давление Р,
при котором пакер будет
Расчет глубины установки пакера определяется по формуле 5.7:
м
В нашем случае приемистость объекта изоляции при нагнетании воды определяется по формуле 5.8:
Qои= м3/(ч*МПа) ,
т.к. приемистость менее 0,6 м3/(ч*МПа), проводят работы по ее увеличению, например СКО [ ].
Расчет проведения СКО для увеличения приемистости вскрытого интервала пласта
Расчет объема СКВ
Потребность кислотного состава определяется по формуле 5.9:
Vкс1
= (3,14.*0,1302 / 4) *109 =1,446 м3
Удельный расход товарной кислоты для приготовления 1м3 раствора определяется безразмерной формулой 5.10:
Vт1 = 0,163/0,267=0,610 ,
Расчет объема воды для приготовления раствора по формуле 5.12:
Vв = 1,442 – 0,882=0,560 м3
Расчет прочностных
Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении напряжение достигает предела текучести, определяется по формуле 5.13:
кН
Dср = 0,073-2*0,0022-0,0033=0,0653 м
h = 0,0033/(0,0055+0,0033)=0,375
Предельные растягивающие
кН
51*106 Па
Наружное избыточное давление , при
котором наибольшее напряжение в
трубе достигает предела
=
=39,5*106 Па
Кmin = 0,0048/0,073=0,066
К0 = 0,0038/0,073=0,052
Е = 2,1×1011 Па (для стали);
r0= 0,0038/0,0048=0,792
е = 2×(0,037 – 0,036)/(0,037 + 0,036)=0,03
Smin = 0,875×0,0055=0,0048 м
=0, 0038 м (формула 5.17)
Определяем удлинение НКТ от избыточного давления по формуле 5.18:
При отсутствии циркуляции в скважине сумма усилий определяется по формуле 5.19, 5.20:
Определение гидравлических сопротивлений
Потери напора в начале закачки на преодоления сопротивлений при движении кислотного раствора в заливочной трубе определяются по формуле 5.21:
Скорость нисходящего потока жидкости в заливочных трубах по формуле 5.22:
Потери напора на преодоление сопротивлений при движении восходящего потока воды в межтрубном пространстве в начале закачивания раствора определяются по формуле 5.23, 5.24:
Полный напор на преодоление гидравлических сопротивлений от нисходящего и восходящего потоков жидкости составит по формуле 5.25:
Давление на выкиде насоса определяют по формуле 5.26:
Расчет технологических показателей при отключении отдельного интервала пласта составом АКОР БН-102
Необходимый
объем АКОР (алкоксисодержащие
Необходимый объем технического ацетона (формула 5.28):
Vац=0,7*14,5=10,15 м3. Исходя из этого принимаем объём нижнего буфера Vн.б.=5,15 м3 , а объем верхнего буфера V в.б.=5 м3.
Необходимый объем продавочной жидкости (формула 5.29):
Vп.ж.=0,785*0,0622*2680=8,08 м3
Скорость течения жидкости в насосно-компрессорных трубах (формула 5.30):
Время необходимое
для закачивания
tзак=30,15/0,002083=241 мин
Vзак=14,5+5+0,5*5,15+8,08=30,
Количество АКОР БН 102, которое необходимо закачать в НКТ вслед за нижним буфером при открытой затрубной задвижке, из расчета доведения закачанных реагентов до башмака НКТ и поднятия в затрубное пространство колонны половины объема нижнего буфера ацетона (формула 5.33):
V1=14,5-0,5*5,15=11,93 м3
Расчет обработки скважины составом АКОР БН 102 под давлением
Определим температуру на забое скважины по формуле 5.34:
0С
Допустимое время цементирования составит по формуле 5.35
Определим объем колонны заливочных труб по формуле 5.36:
Затем определяем время, необходимое для полного заполнения колонны заливочной трубы при работе одним агрегатом ЦА-НТ-400 на 5 скорости (формула 5.37):
Время вымыва излишков тампонажного раствора в минутах при промывке, при работе одним агрегатом на 4 скорости (формула 5.38):
Время на затворение и продавливание тампонажного раствора в пласт по формуле 5.39:
Определим плотность тампонажного раствора по формуле 5.40:
кг/м3
Вызов притока с использованием спускных клапанов
Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана (формула 5.41):
Второй сверху клапан размещается на глубине (формула 5.42):
Третий клапан размещается на глубине и рассчитывается аналогично формуле 5.42:
Уровень размещения клапанов определяется по формуле 5.43:
Подбор УЭЦН в скважину
Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице (формула 5.45):
Коэффициент λ определяют в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб Ks по формулам 5.48, 5.49:
Потери напора на трение в трубах определяют по формуле 5.46:
м
Глубина спуска насоса (формула 5.47):
L=860+399+55=1314 м
Потери напора на преодоление давления в сепараторе (формула 5.51):