Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

Решение:

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины:

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом:

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1):

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:

где н.пл - вязкость пластовой нефти, сПз.

6. Так как обводненность скважины n>60%, принимаем поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи) Kq= 1, а поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора) Kн= 0.99 [7].

7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации:

где Нп.н. - глубина подвески насоса в скважине, м;

Нд. - динамический уровень в скважине, м;

Рпл. - пластовое давление по скважине, атм;

Рзатр. - затрубное давление в скважине, атм;

Рбуф. - давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 45 м3/сут выбираем насос ЭЦН5-45-2300. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1=2818,2 м; S2= 4,42 сут/м2; S3= 0,364 сут2/м5. Характеристики насоса приведены в таблице 2.8, на рисунке 2.16.

Таблица 2.8 - Характеристики насоса

8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору:

9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:

10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче:

11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях:

12. Проектное забойное давление в скважине:

13. Т.к. Рзаб<Рнас , то необходимо посчитать давление на приеме насоса:

14. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения:

15. Глубина подвески насоса в скважине:

16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы:

17. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом:

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 20-70 (м3/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине 45 м3/сут находится в рабочей области.

Строится напорная характеристика насоса. По значениям диапазона подач и напора строится уравнения типа . Значения S1=2818,2 сут2/м3; S2=4,42 сут2/м3; S3=0,364 сут2/м3. Значения Qmin, Qmax, Qopt, Hmax, Hmin, Hopt приведены выше в таблице 2.7. Далее строятся граничные значения:

при Q0=0 м3/сут H0=2818,2 м;

при H1=0 м получаем квадратное уравнение:

,

при решении которого получаем значение Q1 = 94 м3/сут. Границы построения графика составят:

,

Полученные значения представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Зависимость напора насоса от дебита

Для построения третьей точки напорной характеристики скважины необходимо задаться дебитом большим, чем Q=Qсм.

Принимаем Q=60 м3/сут. Тогда давление на забое будет равно:

Динамический уровень при таком Q будет равен:

Напорная характеристика скважины строится по 3 точкам. Первая точка: Qж = 0 м3/сут, при этом напор будет равен Hст = 1741,7 м. Вторая точка: Qж=Qсм =46,9 м3/сут, напор Hдин = 2028,6 м. Третья точка: Qж =60 м3/сут с динамический уровнем 2296,3 м.

Полученные значения представлены в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Зависимость напора скважины от дебита

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы она лежала в области рекомендованных режимов работы данного насоса. Согласованная работа насоса и скважины представлена на рисунке 2.17.

Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в рекомендованных пределах. Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 334 пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН5-30-2850 на рассчитанный насос ЭЦН5-45-2300.

Анализ причин отказа подземного оборудования

Данные об отказах скважин и их причинах представлены в таблице 2.11 [9].

Таблица 2.11 - Анализ причин простоя и бездействия скважин за 2016-2018 года

По данной таблице видно, что распределение причин отказа подземного оборудования за трехлетний период распределено следующим образом: 50% вследствие наличия мех. примесей, 20% на коррозию, 10% приходится на брак ремонта, 10% из-за солеотложений, 10% это заводской брак. Распределение отказов показано на рисунке 2.18.

В большинстве случаев отказы происходят вследствие влияния мех. примесей и коррозии. Присутствие мех. примесей вследствие своей абразивности, влияет на износ рабочих органов, повреждения обмотки кабеля, а также негативно сказывается на сроках МРП (межремонтный период) и ННО (наработка на отказ). Коррозия - это разрушение металлов и некоторых других твердых тел, вызываемое химическими и электрохимическими процессами; результат этих процессов, при этом происходит потеря эксплуатационных свойств оборудования и агрегатов. Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации [10].

Вследствие этого усложняется эксплуатация скважин, повышается число отказов, а также увеличиваются капитальные вложения на оборудование в износостойком и коррозионно-стойком исполнении.

Межремонтный период - время между двумя последовательно проводимыми (очередными) плановыми капитальными и средними ремонтами оборудования, а также между вводом оборудования в эксплуатацию и его первым плановым капитальным ремонтом. Межремонтный период эксплуатации скважин является комплексным показателем уровня технологической дисциплины и степени технического совершенства оборудования, используемого для подъема нефти из скважин [11].

Наработка на отказ - технический параметр, характеризующий любую остановку оборудования (отказ, исследования, срабатывание автоматики). Данная характеристика означает среднее время от начала одного сбоя до начала другого.

Средние наработка на отказ и межремонтный период скважин добывающего фонда Михайловско-Коханского месторождения пласта Д-1 представлены на рисунке 2.19.

Средний МРП увеличился в 2017 году по сравнению с предыдущим годом с 648 до 721 суток, средняя ННО для скважин увеличилась с 289 до 324 суток. К 2018 году произошло обратное: МРП уменьшился до 684 суток, а средняя ННО уменьшилась до 304 суток. Средний МРП примерно в 2 раза больше средней ННО за последние 3 года.

2.9 Расчетные методы для определения степени выработки запасов, оценки показателей разработки и прогнозирования дальнейшей разработки месторождения

Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин

В любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин и рассчитать КИН промытой зоны. В данной работе для построения карт использовалась методика [12].

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

где мн- вязкость нефти в пластовых условиях, равная 0,51 мПа•с;

мв - вязкость воды, равная 0,84 мПа•с.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле:

где hост - остаточная нефтенасыщенная толщина, м;

fв - текущая обводнённость скважины, доли ед;

- соотношение вязкости нефти и воды;

Н - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Рассчитанные параметры по скважинам hост, сводим в таблицу 2.12. По данным строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объёмов в дальнейших расчетах строим ее на миллиметровке .

Таблица 2.12 - Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по действующим скважинам пласта на 01.01.2019 г.

По данным таблицы строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объёмов в дальнейших расчетах строим ее на миллиметровке.

Построение карты производится следующим образом:

1. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.

2. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.

Данные для подсчета КИНа в промытой зоне представлены в таблице 2.13.

Таблица 2.13 - Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле при заданных параметрах:

где m - коэффициент пористости = 0,14 д.ед;

б - коэффициент нефтенасыщенности = 0,93 д.ед;

сн - плотность нефти в поверхностных условиях, =0,837 т/м3;

И - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, и = 1/b;

где b объемный коэф. = 1,582; и=0,632.

Qбал.ост .= V•m• б •с•и; (2.37)

Qбал.ост= 12291,25•0,14•0,93•0,837•0,632=846,54 тыс.тонн