Курсовая работа: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 115 Кыртаельского место

2) Заполнение затрубного пространства жидкостью замещения, перемещение границы раздела от башмака до устья, X – расстояние от устья до границы раздела. ().

Для определения давления закачки используем формулу:

Для определения забойного давления используем формулу:

Обратная закачка

Рассмотрим случай обратной закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в затрубное пространство, а тяжелая жидкость вытесняется по НКТ. Расчеты производим аналогично расчетам при прямой закачке, результаты сводим в таблицах. Строим графики зависимостей забойного давления, и давления закачки от времени.

Прямая закачка:

X, м	ДРт гл , МПа	ДРт з , МПа	ДРкз гл , МПа	ДРкз з , Мпа	Рзак , МПа	Рзаб , МПа	Vж.з. ,м3	Tзак , час
НКТ	0	1,972	0,000	0,765	0	2,737	28,521	0,000	0,000
	200	1,823	0,042	0,765	0	3,056	29,285	0,604	0,052
	400	1,674	0,084	0,765	0	3,374	29,285	1,207	0,105
	600	1,525	0,127	0,765	0	3,693	29,285	1,811	0,157
	800	1,375	0,169	0,765	0	4,012	29,285	2,414	0,210
	1000	1,226	0,211	0,765	0	4,330	29,285	3,018	0,262
	1200	1,077	0,253	0,765	0	4,649	29,285	3,621	0,314
	1400	0,928	0,295	0,765	0	4,968	29,285	4,225	0,367
	1600	0,778	0,337	0,765	0	5,286	29,285	4,828	0,419
	1800	0,629	0,380	0,765	0	5,605	29,285	5,432	0,471
	2000	0,480	0,422	0,765	0	5,924	29,285	6,035	0,524
	2200	0,331	0,464	0,765	0	6,242	29,285	6,639	0,576
	2400	0,181	0,506	0,765	0	6,561	29,285	7,242	0,629
	2600	0,032	0,548	0,765	0	6,880	29,285	7,846	0,681
	2643	0,000	0,557	0,765	0	6,948	29,285	7,975	0,692
Затрубное пространство	2643	0	0,557	0,765	0	6,948	28,521	7,975	0,692
	2600	0	0,557	0,707	0,001	6,800	28,429	8,236	0,715
	2400	0	0,557	0,649	0,006	6,321	28,003	10,053	0,873
	2200	0	0,557	0,591	0,011	5,843	27,578	11,869	1,030
	2000	0	0,557	0,533	0,017	5,364	27,152	13,686	1,188
	1800	0	0,557	0,475	0,022	4,886	26,726	15,503	1,346
	1600	0	0,557	0,417	0,027	4,408	26,300	17,319	1,503
	1400	0	0,557	0,360	0,032	3,929	25,875	19,136	1,661
	1200	0	0,557	0,302	0,037	3,451	25,449	20,953	1,819
	1000	0	0,557	0,244	0,043	2,972	25,023	22,769	1,977
	800	0	0,557	0,186	0,048	2,494	24,597	24,586	2,134
	600	0	0,557	0,128	0,053	2,015	24,172	26,403	2,292
	400	0	0,557	0,070	0,058	1,537	23,746	28,219	2,450
	200	0	0,557	0,012	0,063	1,058	23,320	30,036	2,607
	0	0	0,557	0,000	0,068	0,625	22,894	31,853	2,765

2.3 Расчет условий фонтанирования скважины

Естественное оптимальное фонтанирование – это процесс подъема продукции скважины под действием природной энергии при работе подъемника на оптимальном режиме.

Условия фонтанирования определяется соотношением между эффектным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

Исходные данные для расчета:

№ п/п	Обозначение
1	Пластовое давление, МПа	Pпл	18,9
2	Глубина скважины, м	Н	2653
3	Внутренний диаметр НКТ, м	dнктв	0,062
4	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	dэкв	0,13
5	Устьевое давление, МПа	Ру	7,0
6	Давление насыщения, МПа	Рнас	27,4
7	Плотность пластовой нефти, кг/м3	rнпл	669
8	Плотность нефти дегазированной, кг/м3	rнд	883
9	Вязкость нефти дегазированной, мПа·с	mнд	2,84
10	Обводненность продукции, %	n	0,32
11	Плотность пластовой воды, кг/м3	rвпл	1100
12	Газовый фактор, м3 /т	Г	231,4

Определим коэффициент растворимости

=231,4·0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа^-1

2.4 Гидравлический расчет движения газожидкостной смеси в скважине по методу Ф. Поэтмана – П. Карпентера

1. Принимаем величину шага изменения давления , соответственно число задаваемых давлений n = 21.

2. Рассчитываем температурный градиент потока

где - средний геотермический градиент скважины, Q_{ж ст} – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; D_Т – внутренний диаметр колонны НКТ, м.

3. Определяем температуру на устье скважины

5. Рассчитаем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования. Например, при Р=10 МПа и Т=267,5 К.:

;

6. Определим плотность выделившегося газа при Р=10 МПа и Т=276, 5 К.:

;

где ;