Пояснительная записка содержит

Название	Пояснительная записка содержит
Дата	04.04.2023
Размер	0.76 Mb.
Формат файла
Имя файла	ODN_ASPO_KRAJNIJ (3).docx
Тип	Пояснительная записка #1037184
страница	10 из 22

1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 ... 22

; (3.2.21)

Приведенная температура и приведенное давление :

; (3.2.22)

; (3.2.23)

где

- относительная по воздуху плотность смеси газов;

; ( 3.2.24)

где

- относительная плотность по воздуху азота (

=0,97);

- относительная плотность всего газа;

;

.

Коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части газа (z_yи z_a) определяются по формулам:

при 0 ≤ Р_пр≤ 1,45 и 1,05≤ Т_пр< 1,17:

; (3.2.25)

=0,99.

Для азота в интервале давлений Р= 0 – 20 МПа и температур

Т= 280 – 380К:

(3.2.26)

.

Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси определяется

по формуле:

z =z_уρ_у+ z_аy_а; (3.2.27)

z=0,99·(1-0,0966)+1,011·0,0966=0,991.

6. По формуле определяется удельный объем газожидкостной смеси:

; (3.2.28)

где

- объемный коэффициент;

- атмосферное давление при стандартных условиях, МПа;

- температура при стандартных условиях;

- обводненность, в д. ед.;

.

7. Удельная масса смеси определяется по:

); (3.2.29)

.

8. Идеальная плотность ГЖС (р_у, Т_у):

; (3.2.30)

.

9.По формуле Щурова определяется корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:

; (3.2.31)

где

- дебит жидкости при стандартных условиях, м³/сут;

.

10. Градиент давления определяется по формуле:

; (3.2.32)

где

D_т, D_шт– диаметр НКТ и штанг соответственно, м;

- идеальная плотность газожидкостной смеси, кг/м³.

Градиент давления на устье:

11. Величина

= 121,686 м/МПа.

12. По формуле (3.2.33) численно интегрируется зависимость dH/dP=f(P):

13. Полученные результаты записываем в таблицу 3.2.2.

Рассчитываем распределение давления в стволе скважины 324** по методу Баксендела: 1. Шаг изменения давления по стволу скважины (3.2.1):

∆Р= 0,1∙6,83 = 0,683 МПа;

число шагов (3.2.2):

N = (13,07-6,83) / 0,683 ≈9;

соответственно n=10.

2. Определяется температурный градиент потока в скважине по формуле(3.2.3):

;

.

3. Температура потока определяется по формуле (3.9):

.
Таблица 3.2.2 - Результаты расчета распределения давления по стволу скважины 324** Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, осложненной образованием отложений АСПВ, по методу Поэтмана – Карпентера

P, МПа	Т, К	V_гв(Р,Т), м³/т	в_н	z	V_см, м³/м³	М_см, кг/м³	ρ_см, кг/м³	f	dР/dH, МПа/м	dH/dP, м/МПа	H, м
1,32	262,574	33,840	1,041	0,991	9,150	4815,749	804,925	1,671	0,00709273	140,989	0
2,00	264,924	26,253	1,059	0,987	7,981	4815,749	850,562	1,671	0,00849106	117,771	129,380
2,68	267,273	20,312	1,073	0,984	7,468	4815,749	935,254	1,671	0,00930857	107,428	241,980
3,36	269,623	15,387	1,085	0,981	7,194	4815,749	987,743	1,671	0,00981638	101,871	346,629
4,05	271,973	11,158	1,096	0,979	7,031	4815,749	1021,974	1,671	0,01014795	98,542	446,835
4,73	274,323	7,437	1,105	0,984	6,927	4815,749	1044,966	1,671	0,01037080	96,425	544,318
5,41	276,673	4,105	1,114	0,977	6,856	4815,749	1061,441	1,671	0,01053056	94,962	640,011
6,10	279,023	1,081	1,122	0,977	6,807	4815,749	1073,078	1,671	0,01064344	93,955	734,470
6,78	281,373	0	1,126	0,977	6,793	4815,749	1076,393	1,671	0,01067561	93,671	828,283
7,46	283,723	0	1,128	0,978	6,794	4815,749	1076,037	1,671	0,01067216	93,702	921,969

.

По формуле (3.2.10) определяется удельный объем выделенного газа:

;

.

По формуле (3.16) определяется остаточная газонасыщенность нефти:

.

По формуле (3.2.17) определяется относительная плотность выделившегося газа:

;

где

Относительная плотность растворённого газа определяется по формуле (3. 2.18):

м³/сут.

Объемный коэффициент нефти определяется по формуле (3.21), газонасыщенность по формуле (3.2.15), температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти по формуле(3.2.20):

;

.

По формуле (3.2.10) определяется удельный объем выделенного газа:

;

.

По формуле (3.2.16) определяется остаточная газонасыщенность нефти:

.

По формуле (3.2.17) определяется относительная плотность выделившегося газа:

;

где

Относительная плотность растворённого газа определяется по формуле (3.2.18):

м³/сут.

Объемный коэффициент нефти определяется по формуле (3.2.21), газонасыщенность по формуле (3.2.15), температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти по формуле(3.2.20):

;

.

6. Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле(3.2.27). По формулам (3.22), (3.23), (3.24)определяются приведенные параметры газа:

;

;

При 0 ≤ Р_пр≤ 3,8 и 1,17≤ Т_пр< 2,0, коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части газа (z_yи z_a) определяются по формуле (3.2.34):

; (3.2.34)

.

В интервале давлений Р= 0–20 МПа и температур Т= 280–380К для азота рассчитывается по формуле (3.2.26):

z_а= 1+0,564·10^-10 (303-273)^3,71·

=1,0168.

По формуле (3.2.27) определяется коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси:

z=1,95·(1-0,097)+1,0168·0,0966=1,8627.

7. По формуле (3.2.28) рассчитывается удельный объем газожидкостной смеси:

.

8. Удельная масса смеси определяется по формуле (3.29):

.

9. Идеальная плотность ГЖС определяется по формуле (3.30):

.

10. По формуле Щурова (3.2.31) определяется коэффициент необратимых потерь давления:

.

Градиент давления определяется по формуле (3.2.32):

12. Величины

, обратная расчетным:

= 94,43 м/МПа.

13. Зависимость dH/dP=f(P) численно интегрируем по формуле (3.2.33):

.

14. Результаты расчета записываем в таблицу 3.2.3.

По результатам таблиц 3.2.2 и 3.2.3 строим кривую распределения давления по стволу скважины 324** Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, осложненной отложниями АСПВ.

Рисунок 3.1 – Кривые распределения давления по стволу скважины 324** Альметьевской площади Ромашкинского месторождения
Таблица 3.2.3 - Результаты расчета распределения давления по стволу скважины 324** Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, осложненной обрывностью штанговых колонн, по методу Баксендела

P, МПа	Т, К	V_гв(Р,Т), м³/т	в_н	z	V_см, м³/м³	М_см, кг/м³	ρ_см, кг/м³	f	dР/dH, МПа/м	dH/dP, м/МПа	H, м
13,0	303	0	1,11	1,86	4,46	4815	1079,56	10,815	0,01134	88,1795	1660
12,3	300,65	0	1,11	1,97	4,46	4815	1079,65	10,815	0,01134	88,1732	1571,82
11,7	298,30	0	1,11	2,09	4,46	4815	1079,74	10,815	0,01134	88,1671	1483,65
11,0	295,95	0	1,11	2,25	4,45	4815	1079,82	10,815	0,01138	88,1614	1395,48
10,3	293,60	0	1,11	0,98	4,45	4815	1079,89	10,815	0,01134	88,1565	1307,33
9,65	291,25	0	1,11	0,98	4,45	4815	1079,96	10,815	0,01134	88,1511	1219,17
8,97	288,90	0	1,11	7,69	4,45	4815	1080,03	10,815	0,01134	88,1465	1131,02
8,28	286,55	0	1,11	1,23	4,45	4815	1080,09	10,815	0,01135	88,1424	1042,88
7,60	284,20	0	1,11	0,98	4,45	4815	1080,14	10,815	0,01134	88,1385	1054,742

Результаты расчетов скважин 112**Д, 210**/1, 208**/1, 209** показаны в виде таблиц и графиков кривых распределения давления по стволу скважины .

Таблица Л.1 -Расчет по скважине №112**Д по методике Поэтмана - Карпентера

P	T	R(p)	Рнаст	m(T)	Д(Т)	Vгв(Р,Т)	bн	Vгр(Р,Т)	λ(Т)	͞p гр	а
1,800	264,547	-0,210	3,878	0,964	-0,932	20,480	1,066	35,731	0,003	1,006	0,846
2,260	266,844	-0,150	3,923	0,967	-0,938	15,228	1,079	41,152	0,003	0,956	0,859
2,720	269,141	-0,103	3,969	0,970	-0,944	10,720	1,091	45,828	0,003	0,924	0,871
3,180	271,438	-0,063	4,014	0,973	-0,950	6,763	1,101	49,954	0,003	0,903	0,884
3,640	273,735	-0,029	4,060	0,976	-0,956	3,232	1,110	53,654	0,003	0,890	0,896
4,100	276,032	0,000	4,105	0,979	-0,961	0,040	1,119	57,015	0,002	0,881	0,908
4,560	278,329	0,025	4,151	0,982	-0,967	-2,875	1,127	60,098	0,002	0,877	0,921
5,020	280,626	0,048	4,196	0,984	-0,973	-5,559	1,134	62,951	0,002	0,874	0,933
5,480	282,923	0,068	4,242	0,987	-0,979	0,000	1,123	57,560	0,002	0,917	0,946
5,940	285,221	0,087	4,287	0,990	-0,985	0,000	1,125	57,729	0,002	0,929	0,958

р пр	Тпр	Zy	Za	Z	Vсм	Мсм	р см.и	f	dP/dH	dH/dP	H
0,389	1,792	0,987	1,0000	0,988	4,013	3030,174	755,114	17,901	0,00787670	126,957	0,000
0,488	1,808	0,984	1,0000	0,986	3,586	3030,174	845,057	17,901	0,00870912	114,822	120,889
0,588	1,823	0,983	1,0000	0,984	3,330	3030,174	909,922	17,901	0,00931557	107,347	231,974
0,687	1,839	0,981	1,0001	0,983	3,166	3030,174	957,180	17,901	0,00975995	102,460	336,877
0,786	1,854	0,980	1,0002	0,982	3,055	3030,174	992,009	17,901	0,01008864	99,121	437,668
0,886	1,870	0,980	1,0005	0,982	2,977	3030,174	1017,963	17,901	0,01033414	96,767	535,612
0,985	1,886	0,980	1,0004	0,982	2,921	3030,174	1037,490	17,901	0,01051915	95,065	631,528
1,084	1,901	0,980	1,0006	0,982	2,880	3030,174	1052,299	17,901	0,01065962	93,812	725,966
1,184	1,917	0,981	1,0008	0,983	2,981	3030,174	1016,639	17,901	0,01032160	96,884	821,314
1,283	1,932	0,982	1,0011	0,984	2,982	3030,174	1016,100	17,901	0,01031650	96,932	918,222

На таблице 3.2.4 представлены значения давлений на приеме и на выкиде насоса, а так же оптимальная глубина спуска насоса для каждой скважины Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, определенные по кривым распределения давлений по стволу по методам Поэтмана – Карпентера и Баксенделла.

Таблица 3.2.4 – Оптимальная глубина спуска насоса, давление на выкиде и на приеме насоса, определенная по кривым распределения давления по стволу пяти скважин Альметьевской площади

Скважина	Давление на выкиде насоса, МПа	Давление на приеме насоса, МПа	Опт.глубина спуска насоса, м
324**	7,46	6,25	1227
112**Д	5,9	4,3	1258
210**/1	8	5,8	1237
208**/1	6,8	5,1	1283
209**	7,2	5,6	1320

Таблица 3.2.5 – Расчетная и фактическая глубина подвески насоса для скважин Альметьевской площади

Скважина	Расчетная глубина спуска насоса, м	Фактическая глубина спуска насоса, м	Разница,%
324**	1201	1250	11,71
112**Д	1230	1290	16,54
210**/1	1278	1317	22,44
208**/1	1283	1365	17.47
209**	1305	1390	26,12

Таким образом, по таблице 3.2.5 видно, что расчетная глубина спуска насоса не соответствует фактическим значениям глубины подвески. Наибольшая разница – 26,12 % наблюдается при расчете глубины спуска подвески для скважины 209**.
ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСПО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА .

Все распростаненные и известные методы борьбы с АСПО ограничиваются в зависимости от условий определенных площадей и месторождений. Это связано с тем, что при выборе способа борьбы с отложениями в скважинах и трубопроводах транспортирующих нефть определенных месторождений необходимо находить индивидуальный подход к АСПО данных месторождений, так как состав АСПВ в месторождениях индивидуален. Борьба с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в скважинах на многих месторождениях является одной из актуальных и важных проблем и требует значительных материальных и трудовых затрат, как с технического, инновационного ,так и научного направления. Для этого необходимо углубленное изучение процессов отложений органических веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования скважин при добыче нефти.

На сегодняшний день в Республике Татарстан проблема борьбы с АСПО приобрела особо острый характер в связи с увеличением в составе добываемых нефтей доли «тяжелых» нефтей с повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и твердых парафинов. Успех мероприятий по защите скважин от АСПО в первую очередь зависит от структурно-молекулярного строения асфальтено-смоло-парафиновых отложений.

Крупные нефтедобывающие компании ищут решение проблемы путем внедрения различных технологии предупреждения и удаления АСПО, таких как промывка горячей нефтью , промывка различными регентами и тд.

На Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, которое разрабатывает НГДУ «Альметьевнефть», за 2015-2016 г наиболее частыми причинами эксплуатационных отказов были обрывы штанговой колонны ШСНУ – 23,6% от всех ремонтов. Так же, проанализировав осложненный фонд Альметьевской площади, выявлено, что помимо обрывов колонн штанг на рассматриваемом объекте, за данный период времени, значительное количество подземных ремонтов случались из-за негерметичности колонны – 20,9% от всех проведенных ремонтов за 2015-2016 г. За 2015-2016 г эксплуатационные отказы происходили из-за отложений солей – 16 ремонтов, отложений парафинов – 40 ремонтов, образование эмульсий – 29 ремонтов и из-за механических примесей – 31 ремонт.

Увеличение содержания воды в добываемой продукции приводит к повышению содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом все чаще встает вопрос по решению проблемы парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании, а глубина начала отложений парафина соответствует диапазону давления примерно 6 — 10 МПа. Проведя статистический анализ по некоторым показателям работы фонда скважин Альметьевской площади за 2015-2016 года, осложненных формированием АСПО, пришли к тому ,что наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты жидкости менее 27

/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по нефти до 15

/сут.

Для борьбы с осложнениями, связанные с формированием АСПВ в насосных установках, на Альметьевской площади чаще всего применяют промывку глубинно-насосного оборудования горячей нефтью. Хоть и технология промывки ГНО горячей нефтью является более затратной по сравнению с рассмотренными технологиями в данном курсовом проекте, как по цене ,так и по времени, но именно после данной операций на скважине происходит повышения среднего МРП. К тому же показатели успешности данной технологий выше остальных и составляет 86%.

Таким образом, была выбрана наиболее эффективная технология по борьбе с АСПО ,которая применялась в 2015-2016 годах. После чего были отобраны пять скважин кандидатов из осложненного фонда для проведения расчета распределения давления по стволу скважины. В результате, по построенным графикам распределения давления по стволу скважины удалось определить оптимальную глубину спуска насоса и давления на приеме и на выходе насоса.

На Альметьевской площади разрабатывают продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского горизонтов, которые по характеру и особенности строения горизонтов имеют высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу. Нефти данных пластов относятся к группе средних парофинистых.

1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 ... 22