Файл: Анализ водогазового воздействия на Ванкорском месторождении.docx

Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия

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 = 30900

Коэффициент 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 = 25848

Коэффициент 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) = 15222

Коэффициент 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) = 15163

Коэффициент 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 устьевого
По графику определяем устьевое давление при выбранном забойном. Pу = 23,25 МПа.

---

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По ходу выполнения данной работы были выполнены все поставленные задачи.

Во-первых, были рассмотрены и детально изучены геологические сведения о месторождении. Рассматриваемое месторождение «Ванкорское» находится в Красноярском крае, в арктическом климатическом районе, характеризующемся зоной распространения многолетнемерзлых пород, что осложняет производство работ по разработке месторождения и строительству сооружений для его эксплуатации.

Во-вторых, была раскрыта информация о состоянии разработки месторождения и ее эффективности.

На основании вышеизложенных исследований можно сделать вывод, что закачка газа и воды в любых модификациях приводит к увеличению степени вытеснения нефти по сравнению с заводнением. Но исследовав минусы всех видов, можно сделать заключение, что наиболее оптимальной и подходящей является последовательная закачка. Данный вид позволит вовлечь в разработку недренируемые участки, тем самым выравнить профиль приемистости увеличить КИН.

В качестве заключения можно сказать, что для системы ППД в том числе и при применении водогазового воздействия используется ПНГ. Рациональное использование ПНГ позволяет выравнить экологическую ситуацию и избежать жесткие экономические санкции [7]. Таким образом, можно сделать вывод, что технология использования ПНГ на Ванкорском месторождении в настоящий момент эффективна, 95 %-ной утилизацией, за счет применения всей инфраструктуры по использованию ПНГ на полную мощность.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

---

ПНГ – попутный нефтяной газ

НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение ГКС – газокомпрессорная станция

ППД – поддержание пластового давления ГНК – газонефтяной контакт

ВНК – водонефтяной контакт

ВНИИ-ГИК - Всероссийский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт геофизических методов исследований, испытаний и контролянефтеразведывательных скважин

ГКЗ - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых КИН – коэффициент извлечения нефти

ПЗС – призабойная зона скважины ВГВ – водогазовое воздействие ВГС – водогазовая смесь

ЭЦН – электроцентробежный насос

ГТМ – геолого-технические мероприятия ЦПС – центральный пункт сбора

УКП – устройства контроля притока СИЗ – средства индивидуальной защиты

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Дополение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения 2015 г. книга 1.
   
2. 
   Дополение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения 2015 г. книга 2.
   
3. 
   Трофимов А.С., Платонов И.Е., Мигунова С.В. Водогазовое воздействие на Самотлорском месторождении. - СПб.: НПО «Профессионал», 2009. - 190 с.
   
4. 
   Christensen J.R., Stendy E.H., Skauge A. Review jf WAG field experience. SPE Res. Eval and Eng, 2001, April. P. 97-106
   
5. 
   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.

6. 
   Журавлев О.Н., Нухаев М.Т., Щелушкин Р.В.: ‘’Российские системы заканчивания горизонтальных скважин” // Нефтесервис - 2013 №- стр.38-40
   
7. 
   Государственный стандарт Союза ССР ГОСТ 12.0.003-74 Системастандартов безопасности труда "Опасные и вредные производственные факторы. Классификация" (утв. и введен в действие постановлением
   

---