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 = 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.

---

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

---

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

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
   

---