Государственный


Применение лифтовых скважин на скважины №51 месторождения



страница21/21
Дата28.08.2019
Размер1 Mb.
ТипПрограмма
1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   21

4.4.1. Применение лифтовых скважин на скважины №51 месторождения


Концентрический лифт для уменьшения в лифтовой и таким увеличения дебита. данные №51 для определения скважины удаления из центральной колонны в таблице 4.1.

4.1.


Исходные по скважине №51

Параметры

Обозначение

Значение

Размерность

в пласте абсолютное

P

18,2

кгс/см2

жидкости



1020

кг/м3

Плотность газа

,

0,720

кг/м3

газа

T

323

К

Скорость газа

W

1,9

м/с

сверхсжимаемости

Z

0,85




Внутренний ЦЛК

dвн

66,7

мм

Наружный ЦЛК

dн

73

мм

Внутренний ОЛК

Dэк

89.9

мм

Дебит газа

Q

140

тыс. м3/сут

Для производительности сперва комплексный В по формуле:

При эксплуатации по ЦЛК и кольцевому каналу без определяем диаметр



Далее значения параметра в скважине



В получаем газа Q в зависимости от параметров потока:




4.5. горизонтального с позиции скважин

4.5.1. Методика производительности скважины


Размещение ствола по с позиции обводнения подошвенной водой. Для производительности скважины расположенной по следует то, что горизонтальный расположен к кровли (рис 4.5). Из рисунка то, что зона I и II, III и IV одинаковые. Производительность для разных зон по т.к. коэффициенты сопротивления для зоны будет [28].

Рис.4.5. Схема горизонтального скважины



  1. Производительность рассчитываем из притока

(4.10)

  1. Для определения горизонтальной сперва рассчитать фильтрационного для горизонтальной скважины. Для находим коэффициентов а* и b* по формулам:





  1. А определяем h` для зоны и h`` для третьей зоны по формулам:

h`=h-(h-x)- , (4.13)

h``=h-x- , (4.14)



  1. коэффициенты сопротивления скважины для зоны, учитывая по формулам:



А для зоны вместо .



  1. По уравнению определяем дебит для каждой зоны по формуле:



  1. производительность для зоны, складываем их.

(4.18)

  1. Зная дебит скважины от вскрытия =0,09 производительность скважины по формуле

= · (4.19)

4.5.2. горизонтального с позиции скважин на скважины №51 месторождения


Исходные скважины №51 для производительности скважины расположенной по и симметрично относительно зоны дренирования в таблице 4.2.

4.2.


Исходные по скважине №51

Параметры

Обозначение

Значение

Размерность

вертикальной скважины

Qг

140

тыс.м3/сут

дебит

Qнеполн

340

тыс.м3/сут

Пластовое давление

Рпл

18,2

МПа

температура

Тпл

327

К

Температура на устье

Ту

293

К

пласта

h

34

м

Радиус питания для скважины

Rк верт

500

м

Радиус питания для скважины

Rк гор

700

м

Радиус скважины

Rс

0,1225

м

на пласт

∆Р

0,8

МПа

Забойное давление

Рз

17,4

МПа

горизонтального ствола

Lг

500

м

от кровли до ствола

х

8,5

м

Относительный дебит

Qотн

0,09




фильтрационного сопротивления

ав

0,00142

МПа2 сут/тыс.м3

bв

0,00062

(МПа сут/тыс.м3)2

расчета горизонтальной приведены в 4.3.

Таблица 4.3.

расчета горизонтальной №51



Параметры

1 зона

3 зона



0,002



1,816

Δh, м

8,377

25,377

, МПа2 сут/тыс.м3

0,000032

0,000006

, (МПа сут/тыс.м3)2

0,00002610

0,00000034

, тыс.м3/сут

865

2377

, тыс.м3/сут

3242

, тыс.м3/сут

291

Видно, что при применении ствола мдебит газа Qгв №51будет 291тыс.м3/сут. т.е. увеличилась на 151тыс.м3/сут. По расчета горизонтальной строим зависимость горизонтальной от расположения по толщине (рис. 4.6).



Рис.4.6. Зависимость горизонтальной от расположения по толщине пласта

Из видно то, если горизонтального близко к или подошве, то производительность чем производительности дебита. В неполном горизонтальный расположен в середине, т.е. симметрично по толщине и по ширине пласта, в все зоны равны.

По результатам видно то, что при горизонтального ассиметрично по толщине, то горизонтальной составляет 291 тыс.м3/сут.

дебит скважины, когда ствол симметрично по толщине, 340 тыс.м3/сут. Из рассчитанных можно вывод что, если горизонтального близко к кровле, то меньше чем неполного на 51 тыс.м3/сут. Из-за ствола коэффициенты сопротивления, которые на производительность скважины. Также график дебита скважины от ствола по пласта, который на рисунке 4.6. По видно, что с уменьшением изменения скважины и дебит к дебиту, получаемого симметричном.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


На магистерской работеповышение эксплуатации фонда на завершающей разработки месторождения.

Изучены сведения месторождения, анализ разработки и анализ разработки месторождения.

Проведены параметров скважин. несколько определения скорости для жидкости из скважин. По формуле проведен анализ добывающего скважин месторождения, которые к обводнению. По результатам выявлено, что 20 % от всего нижнетриасового не обеспечивает жидкости, а также 26 % подвергаются к обводнению, где фактическая от критической газа находится в 1< Vфак/Vмин<1,5.

В ходе рассмотрено жидкости на давление скважины. расчет по №41, где перепад с учетом составил 4,41 МПа. давление без жидкости 2,3 МПа, что на два раза меньше. Исходя из можно вывод, что,если не учитывать жидкости в газовых может к неточному забойного давления, собственно на технологические скважин.

Изучены борьбы жидкости с скважины. Проведен скважин для исследования. Рассмотрены вариантов с обводнением для Средневилюйского месторождения. как замена НКТ на меньший диаметр, концентрических колонн и горизонтальных с позиции скважин.

На скважине № 51 при давлении 17,4 МПа газа составляет 140 тыс. м3/сут. При диаметра на 73 мм в №51 минимальный газа будет 127 тыс. м3/сут. Применение лифтовой диаметром 73 мм скважины при одновременно по и межтрубному будет 234 тыс. м3/сут, где 1,6 раз больше фактического. А горизонтального дебит до 291тыс. м3/сут, который 2 раза фактической.



Исходя из данных сделать вывод, что горизонтального является эффективным, т.к. она не только поступление на забой скважины, но и увеличивает скважин. Но на выбор борьбы с скважины также с экономической зрения. Для реконструкции нужны затраты на строительство. перспективной в Средневилюйского рекомендуется концентрических колонн, которая конденсационную воду без скважины, имеет эффективность и в использовании. Эксплуатация по концентрическим колоннам в том, что в имеющейся лифтовой размещается лифтовая меньшего диаметра, по обеспечивается дебит для жидкости с забоя, в то как по межколонному газ движется со ниже критической. Потоки газа в газосборном коллекторе. В лифтовой автоматически дебит, превышающий на % необходимый для жидкости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


  1. Показатели схемы Средневилюйского месторождения 2008 гг.  отчет о НИП / ЗАО «КрасноярскГеофизика», – Красноярск, 2008. – 335 с.

  2. к проекту Средневилюйского ГКМ Саха (Якутия) 2009 г. отчет о НИП / ОАО«СевКавНИПИгаз», – Ставрополь, 2009. – 28 с.

  3. по исследованию А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др.М.: Наука, 1995. – 523 с.

  4. А.И. Теоретические фазовых углеводородных смесей. – М.: ИЦ РГУ и газа, 2010. – с.

  5. Геологическое и моделирование нефти и Р.М. Тер-Саркисов, В.М. Максимов, К.С. Басниев и др.; М.-Ижевск: компьютерных исследований, 2012. – 452с.

  6. призабойных зон скважин углеводородными Р.М. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, А.Н. Шандрыгин и др.// промышленность. – 1995 - №5. – с. 17-19.

  7. Брилл Дж.П., Х. Многофазный в скважинах. – Москва - Институт исследований, 2006. – 384 с.

  8. Сахаров В.А., М.А.Гидродинамика газожидкостных в вертикальных и промысловых подъемниках. – М.: ФГУП «Нефть и газ» РГУ и газа им. И. М. Губкина, 2004. – 398 с.

  9. АлиевЗ.С., В.В. БондаренкоВ.В. Руководство по разработки и газонефтяных месторождений. – Коми, г. Печора: время, 2002 г.-712 c.

  10. З.С. Алиев, Д.А. Мараков. Разработка природных газов. - М.: МАКС Пресс, 2011. – 340 с.

  11. технологии газа/ А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л.Кузнецов, К.С. и др.; – М.: Недра, 2003. – 880 с.

  12. Иванов С.И. разработки, освоения и газоконденсатных на завершающей стадии. – М.: Недра, 2005. – 247 с.

  13. В.А., Одишария Г.Э., Н.И. Точигин А.А. газожидкостных смесей. – М.: Недра, 1969. – 208 с.

  14. Г.Э. Точигин А.А. гидродинамика смесей // научно-исследовательский природных и газовых технологий. государственный университет.

  15. Джон Кэрролл. газа. - М.: ПВ.А. Истомин, В.Г. Квон. Предупреждение и газовых в системах газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 506 с.

  16. В.С. Якушев. Природный газ и гидраты в криолитозоне. – М.: ВНИИГАЗ, 2009. – 191 с.

  17. Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев. и опыт разработки природных газов. – М.: Недра, 1999. – 412 с.

  18. Р.Д. Математическое гидродинамических разработки углеводородов. – Ижевск: компьютерных исследований, 2003. – 128 с.

  19. Азиз Х., Э. Математическое пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 407 с.

  20. К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская, В.М. Максимов. гидромеханика. – М. – Ижевск: компьютерных исследований, 2005. – 496 с.

  21. А.Г. Дурмишьян. месторождения. – М.: Недра, 1979. – 335 с.

  22. А.И. Брусиловский. Фазовые при разработке нефти и газа. - М.: Грааль, 2002. – 575 с.

  23. К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг. гидромеханика. – М. – Ижевск: компьютерных исследований, 2003. – 480 с.

  24. К.С. Басниев. и эксплуатация и газоконденсатных месторождений. – М.: им. И.М. Губкина, 1978. – 93 с.

  25. Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов. Теория и опыт газа. – М.: Недра, 1998. – 479 с.

  26. С.Н. Закиров. Теория и разработки и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989. – 334 с.

  27. Р.М., Спиридович Е.А., В.Г.Добыча жидких на поздней эксплуатации месторождений.–Ухта: УИИ, 1997. – 360 с.

  28. Б.А., Басниев К.С., З.С., Грон В.Г., Карагаев Ж.Д. определения давления в газовой и скважине с наличия в газа жидкости // информация. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. – 32 с.


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   21


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница