Технологические процессы и производства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Национальный исследовательский томский политехнический университет"

Институт дистанционного образования

Специальность "Автоматизация технологических процессов и производств в нефтегазовой отрасли"

Контрольная работа

по курсу "Технологические процессы и производства"

Вариант 17

Выполнил: студент группы З-8281

Новоселов А.А.

Проверил: преподаватель

Н.М. Семенов

Томск 2012

Задача 1

Определение дебита по переливу

Таблица 1

Решение

Объем внутренней полости бурильных труб рассчитаем с использованием данных табл.1, полагая, что трубы в верхней и нижней секциях имеют толщину стенки 9 мм. Тогда

,

где 13,27 и 6,02 м3 - объемы внутренних полостей 1000 м труб диаметром 146 и 102 мм соответственно.

Объем заливочной жидкости в бурильных трубах с учетом частичного заполнения верхней секции труб

.

Объем поступившего в бурильную колонну за время притока пластового флюида с учетом перелива на устье скважины согласно выражению

, .

Средний за время притока дебит

,

.

Объемное содержание нефти в продукции скважины по формуле

.

Объем дегазированной нефти и газа в поступившем в бурильные трубы за время испытания пластовом флюиде вычислим

,

.

Дебиты нефти и газа в забойных условиях

, ;

, .

Задача 2

Определение дебита по приросту давления

Таблица 2

Решение

Зная давление в начале и конце периода притока, по выражению

определим высоту подъема газа в бурильных трубах:

.

Объем поступившего в бурильные трубы газа вычислим по формуле

,

полагая, что толщина стенки труб в нижней секции 9 мм, и в верхней - 9 мм. Тогда

,

где F1 = и F2 = - площадь поперечного сечения внутреннего канала труб диаметром 140мм и 168мм соответственно м2.

Средний за время притока дебит газа в забойных условиях находим по формуле

,

.

Задача 3

Определения фильтрационных параметров продуктивного пласта

В условиях испытания скважины получены следующие данные:

Таблица 3

Испытания проводились в открытом стволе скважины диаметром 146 мм, который в интервале 2180-2200 м вскрыл отложения песчаников нижней перми с эффективной пористостью m=0,08. Коэффициент сжимаемости пластового флюида по данным геофизических исследований 10-3 МПа-1. Скважина к моменту проведения испытаний имела глубину 2300 м, была обсажена трубами диаметром 168 мм до глубины 2020 м и заполнена буровым раствором плотностью 1300 кг/м3. Средний за время притока дебит ., плотность дегазированной нефти , эффективная мощность h=20.

Решение. Показатель послеприточного эффекта по формуле

Послеприточный эффект можно не учитывать, так как < 1,0.

Выбор координат хi для построения графика КВД

Таблица 4.

С учетом полученного значения , а также проведения испытаний в один цикл заключаем, что в соответствии с указаниями табл.2 для построения графика кривой восстановления давления можно использовать абсциссу .

=;

=;

=.

Для построения графика КВД рассчитаем значения забойного давления в зависимости от координаты :

Таблица 5

По полученным значениям и строим график КВД (рис.1). По точке пересечения прямой, проходящей через конечные точки КВД, с осью давления находим величину пластового давления pпл = 27,2 МПа. Наклоны начального и конечного участков КВД рассчитаем по формуле

где и - начальное и конечное значения абсциссы на этом или другом участке КВД;

и - соответствующие им значения забойного давления, МПа.

Проверяем правильность определения величины пластового давления:

4. Гидропроводность призабойной зоны по формуле

с

С учетом плотности дегазированной нефти 810 кг/м по графику (см. рис.2) находим вязкость нефти для среднестатистических забойных условий:

 = 0,26 мПа•с.

Рис.2. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти в пластовых условиях от плотности дегазированной нефти в нормальных условиях

Тогда проницаемость призабойной зоны пласта можно найти по формуле

Гидропроводность удалённой зоны пласта

с

а её проницаемость

.

Судя по графику КВД, излом кривой давления приходится на значение абсциссы х1 = 0,43., что соответствует времени .Тогда радиус зоны загрязнения определится по формуле

,

где - коэффициент пьезопроводности пласта.

м2/с

м

Общая величина скин-эффекта по формуле

где м2/с- пьезопроводность удаленной зоны пласта.

Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины вследствие загрязнения призабойной зоны по формуле

С3 = ( 6,1/ 89,3 - 1)ln(15,49 / 0,073) = 2,09

Поскольку величина С3 не удовлетворяет условию 0 < С3 < S, результаты испытания скважины можно считать достоверными.Этот вывод подтверждается и расчетом радиуса исследования пласта по формуле

бурильный фильтрационный гидродинамический скважина

:

Это означает, что зона возмущения давления в процессе испытания скважины вышла далеко за пределы загрязненной зоны пласта.

По формуле

рассчитаем потенциальный дебит скважины

что в 3,1 раза превосходит фактический дебит qф=0,017 м3/с, полученный при испытании

Фактический коэффициент продуктивности скважины найдем с учетом среднего за период испытания перепада давления между скважиной и пластом:

= 27,1 - 0,26(17,0 + 17,3) = 18,2 МПа.

Тогда по формуле

получим

= 0,017/18,2 = 0,9•10-3 м3/(с•МПа).

Потенциальный коэффициент продуктивности по формуле

= 0,014/ () = 3,8•10-3 м3/(с•МПа).

Для определения возможности фонтанирования скважины по формуле

где - удельный вес пластового флюида определим перепад давления между пластом и скважиной, заполненной пластовым флюидом до устья, учитывая, что плотность газонасыщенной нефти в соответствии с условиями равна 700 кг/м3. Таким образом,

= 27,1•106 - 700•9,81•2180 = 12,3 МПа.

Тогда дебит скважины с учетом фактического коэффициента продуктивности и потенциальный дебит по формулам

qф = 0,9•10-3 •12,3= 11,07 •10-3 м3/с;

qп = 3,8•10-3 •13,3= 46,74 •10-3 м3/с.

Анализируя результаты испытания скважины, следует, обратить внимание на её весьма высокую продуктивную способность даже в условиях значительного загрязнения призабойной зоны пласта. Это объясняется не только величиной гидропроводности пласта, но и весьма значительным перепадом давления между ним и фонтанирующей скважиной.

Однако чтобы реализовать потенциальные возможности скважины в наиболее полной мере, дальнейшие работы по её заканчиванию целесообразно направить на устранение загрязнения призабойной зоны пласта.

Размещено на Allbest.ru