Для достижения увеличения нефтеотдачи при закачке водогазовой смеси необходимо для обеспечения заданной приемистости поддерживать давление на забое нагнетательной скважины на том же уровне что и при нагнетании воды. Водогазовую смесь закачивать в пласт с газосодержанием 25 % в пластовых условиях.Исходные данные приведены в таблице 3.8.Таблица 3.8 – Исходные данные для расчета водогазового воздействия
Параметр
|
Единица измерения
|
Значение
|
Глубина скважины
|
м
|
2400
|
Газосодержание смеси
|
%
|
25
|
Плотность воды в ст. усл.
|
кг/м3
|
1020
|
Плотность газа в ст. усл.
|
кг/м3
|
1,152
|
Устьевое давление нагн. скважины при закачке газа
|
МПа
|
20
|
Объем закачиваемой воды
|
м3/сут
|
150
|
Диаметр НКТ
|
м
|
0,073
|
Определяем гидростатическую составляющую забойного давления при текущей закачке воды по формуле:Определяем гидростатическую составляющую забойного давления при текущей закачке воды по формуле:
,где потери напора на трение находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:Скорость воды в трубе:Число Рейнольдса:Rе = υ∙D∙ρ/μ = 0,415∙0,073∙1020/10-3 = 30900Коэффициент гидравлического сопротивления находим по формуле Альтшуля:Определим потери давления на трение:
Полное забойное давление при закачке воды рассчитывается как:При замене закачиваемого агента на водогазовую смесь необходимо сохранить неизменным забойное давление ????з=44,08 МПа, для сохранения приёмистости. При этом общий расход нагнетаемого агента остается равным Qсм = 150 м3/сут. Необходимо пересчитать гидростатическую составляющую забойного давления.Определяем расход газа в пластовых условиях при Pпл = 24,3 МПа:Необходимый расход воды:Расход газа при забойном давлении Pз = 44,08 МПа: Qг.з= 22,0 м3/сут.Газосодержание в условиях забоя скважины:Плотность смеси в условиях забоя скважины Рз=44,08 МПа:Определяем изменение давления за счет сил трения при закачке водогазовой смеси (βз=16,36%).Средняя скорость водогазовой смеси в трубе:Число Рейнольдса:Rе = υ∙D∙ρ/μ = 0,37∙0,073∙957/10-3 = 25848Коэффициент гидравлического сопротивления находим по формуле Альтшуля:Найдем потери напора на трение:Определим потери давления на трение:А) Задаем давление на устье скважины Pвгв.у. = 25 МПа.Найдем расход газа в условиях устьевого давления:Найдем газосодержание в условиях устья:Тогда плотность смеси в условиях устья ????вгв.у.=25 Мпа будет равна:Найдем гидростатическую составляющую забойного давления:Найдем изменение давления за счет работы сил трения при закачке водогазовой смеси.Средняя скорость водогазовой смеси в трубе:Число Рейнольдса:
Rе = υ∙D∙ρ/μ = 0,49∙0,073∙749/(1,76*10-3) = 15222Коэффициент гидравлического сопротивления находим по формуле Альтшуля:Найдем потери напора на трение:Определим потери давления на трение:Рассчитаем полное забойное давление при закачке водогазовой смеси:Давление на устье должно быть изменено.Б) Уменьшаем давление до Pу = 23 МПа.Найдем расход газа в условиях устьевого давления:Найдем газосодержание в условиях устья:Тогда плотность смеси в условиях устья ????вгв.у =23 Мпа будет равна:Найдем гидростатическую составляющую забойного давления:Найдем изменение давления за счет работы сил трения при закачке водогазовой смеси.Средняя скорость водогазовой смеси в трубе:Число Рейнольдса:Rе = υ∙D∙ρ/μ = 0,51∙0,073∙725/(1,78*10-3) = 15163Коэффициент гидравлического сопротивления находим по формуле Альтшуля:Найдем потери напора на трение:Определим потери давления на трение:Рассчитаем полное забойное давление при закачке водогазовой смеси:Давление на устье должно быть изменено.Рисунок 3.19 Зависимость забойного давления от устьевогоПо графику определяем устьевое давление при выбранном забойном. Pу = 23,25 МПа.
По ходу выполнения данной работы были выполнены все поставленныезадачи.Во-первых,былирассмотреныидетальноизученыгеологическиесведенияоместорождении.Рассматриваемоеместорождение«Ванкорское»находитсявКрасноярскомкрае,варктическомклиматическомрайоне,характеризующемсязонойраспространениямноголетнемерзлыхпород,чтоосложняет производство работ по разработке месторождения и строительствусооруженийдляего эксплуатации.Во-вторых,былараскрытаинформацияосостоянииразработкиместорожденияиееэффективности.На основании вышеизложенных исследований можно сделать вывод, чтозакачка газа и воды в любых модификациях приводит к увеличению степенивытеснения нефти по сравнению с заводнением. Но исследовав минусы всехвидов, можно сделать заключение, что наиболее оптимальной и подходящейявляется последовательная закачка. Данный вид позволит вовлечь в разработкунедренируемыеучастки,темсамымвыравнитьпрофильприемистостиувеличитьКИН.В качестве заключения можно сказать, что для системы ППД в том числеи при применении водогазового воздействия используется ПНГ. Рациональноеиспользование ПНГ позволяет выравнить экологическую ситуацию и избежатьжесткие экономические санкции [7]. Таким образом, можно сделать вывод, чтотехнология использования ПНГ на Ванкорском месторождении в настоящиймоментэффективна,95%-нойутилизацией,засчетприменениявсейинфраструктурыпо использованиюПНГна полнуюмощность.
ПНГ–попутныйнефтянойгазНГКМ–нефтегазоконденсатноеместорождениеГКС–газокомпрессорнаястанцияППД – поддержание пластового давленияГНК–газонефтяной контактВНК–водонефтянойконтактВНИИ-ГИК - Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытаний иконтролянефтеразведывательныхскважинГКЗ - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемыхКИН–коэффициентизвлечениянефтиПЗС–призабойнаязонаскважиныВГВ – водогазовое воздействиеВГС–водогазоваясмесьЭЦН–электроцентробежныйнасосГТМ – геолого-технические мероприятияЦПС–центральный пунктсбораУКП – устройства контроля притокаСИЗ–средстваиндивидуальнойзащиты
-
Дополение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения 2015 г. книга 1.
-
Дополение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения 2015 г. книга 2.
-
Трофимов А.С., Платонов И.Е., Мигунова С.В. Водогазовое воздействие на Самотлорском месторождении. - СПб.: НПО «Профессионал», 2009. - 190 с.
-
Christensen J.R., Stendy E.H., Skauge A. Review jf WAG field experience. SPE Res. Eval and Eng, 2001, April. P. 97-106
-
Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты//Территория Нефтегаз. - 2006. -
№2.-С.54-59.
-
Журавлев О.Н., Нухаев М.Т., Щелушкин Р.В.: ‘’Российские системы заканчивания горизонтальных скважин” // Нефтесервис - 2013 №- стр.38-40
-
Государственный стандарт Союза ССР ГОСТ 12.0.003-74 Системастандартов безопасности труда "Опасные и вредные производственные факторы. Классификация" (утв. и введен в действие постановлением