Краснонивского месторождения
.pdf61
Нагнетательные скважины рекомендуется бурить под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Требования к конструкции нагнетательных скважин приведены в разделе 8 настоящего тома.
Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по насосно-компрессорным трубам с антикоррозионным покрытием и пакеровкой их на забое нагнетательной скважины для устранения воздействия давления нагнетания на эксплуатационную колонну.
Рекомендуется регулярно проводить проверку технического состояния и герметичности эксплуатационных колонн, НКТ и пакеров всего фонда.
Устья нагнетательных скважин необходимо оборудовать фонтанной арматурой типа АНК1-65-21, которая обеспечивает надежную герметизацию устья скважины и позволяет производить операции по эксплуатации скважин и работы по восстановлению их приемистости без излива промывных вод на поверхность.
На площадках БКНС, ВРП, водозаборных и нагнетательных скважин необходимо предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой воды.
Для учёта объёма закачки воды могут быть рекомендованы расходомеры типа СВУ.М. Счётчик состоит из датчика расхода воды ДРС.М (зарегистрирован в государственном реестре средств измерения – № 23469-02) и устройства микровычислительного Dymetic (зарегистрирован в государственном реестре средств измерения № 20363-00).
Замер расхода на каждой нагнетательной скважине также может быть осуществлён и переносным ультразвуковым расходомером UFM-610P (KPOHNE).
Для замера давления закачки воды может быть использован манометр электроконтактный взрывозащищённый типа ДМ2005Ст1Ех.
Консорциум « Н е д р а »
62
Конкретный тип оборудования подбирается на последующих стадиях проектирования при выполнении проектов обустройства месторождения.
Систему заводнения необходимо оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой.
Для защиты от коррозии рекомендуется применение труб и оборудования в коррозионно-стойком исполнении, ввод ингибиторов коррозии.
Фактические и требуемые показатели качества закачиваемых вод представлены в таблице 1.9 и 1.10.
Таблица 1.9
Фактические показатели качества воды для ППД
Критерий |
Показатели |
Содержание нефтепродуктов, |
15 |
мг/мд3 |
|
Содержание механических |
15 |
примесей, мг/мд3 |
|
Консорциум « Н е д р а »
63
Таблица 1.10
Требуемые показатели качества воды для ППД
Тип коллектора |
Проницаемость, мкм2 |
Разрешенное содержание загрязнений, мг/л |
|
|
|
Нефть |
Мех. примеси |
Поровый |
<0.2 |
15-20 |
10-15 |
|
0.2-0.5 |
20-30 |
20-30 |
|
>0.5 |
30-40 |
30-40 |
Проницаемость минимальная проницаемость продуктивных пластов в на данном месторождении составляет 0,4
мкм2. Поэтому мы укладываемся в рамки требований.
Технологический режм работы скважин системы ППД приведен в таблице 1.11
Таблица 1.11
Технологический режм работы скважин системы ППД на 01.01.2015г.
|
|
Приеми |
|
|
Обор. |
|
Плот- |
|
|
D нкт |
Н сп |
низа |
Тип |
||
|
|
стость |
ть |
||||
|
|
|
|
НКТ |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
№скв |
Пласт |
|
|
|
|
|
|
|
|
м3/сут |
мм |
м |
|
|
г/см3 |
304 |
Б3(С1А), C2 |
365 |
73 |
588 |
Перо |
Вода пресная,м.куб. |
1,00 |
305 |
Б3(С1А), C2 |
60 |
73 |
2391 |
Воронка |
Вода пресная,м.куб. |
1,00 |
319 |
Б3(С1А) |
170 |
73 |
2420 |
Воронка |
Вода пресная,м.куб. |
1,00 |
109 |
C3, C4 |
370 |
73 |
2450 |
Воронка |
Вода пресная,м.куб. |
1,00 |
117 |
Б3(С1А) |
146 |
73 |
2467 |
Воронка |
Вода пресная,м.куб. |
1,00 |
Консорциум « Н е д р а »
64
Выводы по системе ППД:
1.На сегодняшний день вода для целей ППД берется с реки Самара, в дальнейшем планируется переоборудование ДНС Краснонивская в УПСВ. Таким образом, вода будет отделяться прямо на месторождении. И решится проблема закачки пресных вод.
2.Большинство трубопроводов отработали свой нормативный срок, поэтому треубется тщательный контроль за водоводами, и замена аварийных участков.
3.Неизвестна приемистость каждой скважины. Предлагаю использовать счетчики типа СВУ.
2.Техническая часть
2.1Гидравлический расчет сложного однофазного трубопровода
По водоводу, выполненному из старых стальных труб, подают воду к нагнетательной скважине № 117. Найти потери и сравнить с фактическими, если перепад давления от ВРП до скв №117 составляет 5,5 КПа.
Консорциум « Н е д р а »
Исходные данные.
Длина первого участка трубопровода |
L1=979 м |
|
|
|
|
|
|
|
||
Внутренний диаметр первого участка трубопровода |
Dвн1=0,104 м |
|
|
|
|
|
|
|
||
Расход жидкости на первом участке |
Q1=0,00167 м3/с |
|
|
|
|
|
|
|
||
Давление на устье скважины №68 |
Рвых=5*106 Па |
|
|
|
|
|
|
|
||
Плотность воды |
в=1170 кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
||
Динамическая вязкость воды |
в=1,1*10-3 Па*с |
|
|
|
|
|
|
|
||
Абсолютная шероховатость труб |
е=1*10-3 м |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Расчёт. |
|
|
|
|
|
|
|
Расчёт проводим по формуле Лейбензона: |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Q |
2−m |
|
m |
L |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
P |
= |
|
|
|
5−m |
||
|
|
|
тр |
|
|
|
D |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
||
где |
|
– эмпирический коэффициент; |
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
– расход жидкости, м3/с; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– кинематическая вязкость жидкости, м2/с; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– плотность воды, кг/м3; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
L |
– длина трубопровода, м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dвн |
– внутренний диаметр трубопровода, м; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
m – эмпирический коэффициент.
=
65
Таблица 2.1
(2.1)
(2.2)
Консорциум « Н е д р а »
где
– динамическая вязкость жидкости, Па с. |
|
|
||
|
1,1 10 |
−3 |
|
|
= |
= 9,40 10 |
−7 |
||
|
||||
1170 |
|
|||
|
|
|
||
66
м2/с.
|
А |
4 |
|
2−m |
|
= |
|
||||
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где A – эмпирический коэффициент.
(2.3)
1.Определим режим движения для первого участка трубопровода. Для этого определим числа РейнольдсаRe, Reпер1
иReпер2.
где
v
Re = |
v D |
= |
4 Q |
= |
4 Q |
|
вн |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
D |
|
|
|
вн |
|
|
вн |
– средняя скорость движения жидкости в трубе, м2/с.
(2.4)
Re |
|
= |
4 0,00167 |
|
||
1 |
0,104 |
9,40 10 |
−7 |
|||
|
3,1416 |
|||||
|
|
|
||||
21750
Так как Re1 2320, то режим течение турбулентный.
Reпер1 |
= |
59,5 |
(2.5) |
8 |
|||
|
|
7 |
|
Re |
|
= |
665 − 765 lg |
|
пер2 |
|
|||
|
|
|||
|
|
|
где – относительная шероховатость внутренней стенки трубы.
(2.6)
Консорциум « Н е д р а »
где
e
|
|
67 |
|
= |
2 е |
(2.7) |
|
D |
|||
|
|
||
|
вн |
|
– абсолютная шероховатость труб, м.
|
|
|
2 1 10 |
−3 |
|
|
|
= |
|
||
1 |
0,104 |
||||
|
|
||||
|
|
|
|||
=
0,0192
Re |
|
= |
59,5 |
пер1 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0,0192 |
8 7
= 5451
Re |
пер2 |
|
= |
665 − 765 lg 0,0192 |
= 103035 |
|
0,0192 |
|||
|
|
Так как Re1<Reпер2, следовательно, имеем |
переходный режим. |
Значит коэффициент m=0,25, а коэффициент |
|||||||||||||
А=0,3164. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,3164 |
|
4 |
|
2−0,25 |
|
|
||||
|
|
|
= |
|
|
= 0,2414 |
|
||||||||
|
1 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
3,1415 |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
0,00167 |
2−0,25 |
(9,40 |
10 |
−7 |
0,25 |
1170 979 |
|
||||||
P |
= 0,2414 |
|
|
|
) |
= 5543Па. |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
5−0,25 |
|
|
|||||
тр1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,104 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:
∆ факт = 5500 Па; ∆ расч = 5543Па;
∆= 5500 − 5543 = −0,78% 5500
Консорциум « Н е д р а »
68
Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%. Это говорит о том, что внутри трубопровода отсутствуют отложения, увеличивающие сопротивление при движении жидкости.
2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода.
По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины №
219 до АГЗУ-406. Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Фактический перепад давления 6 КПа
|
Таблица 2.2 |
Параметры трубопровода |
|
Наименование параметра. |
Значение параметра. |
Длина 1 участка |
L1=250 м |
Внутренний диаметр труб на 1 участке |
D1=62 мм |
Общий объемный расход смеси на 1 участке |
Q1=118 м3/сут |
Объемное расходное газосодержание на 1 участке |
1=20 % |
Плотность нефти |
н=827 кг/м3 |
Плотность газа |
г=1,1 кг/м3 |
Консорциум « Н е д р а »
69
Динамическая вязкость нефти |
н=7,53 10-3 Па с |
Динамическая вязкость газа |
г=2,1 10-6 Па с |
Абсолютная шероховатость труб |
е=10-3 м |
Массовое газосодержание на 2 участке |
1=0,060 |
Расчёт:
Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей
W
и |
|
и сравним их с табличными. |
||||||
|
н |
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
7,53 10 |
−3 |
|
|
||
н |
= |
|
= |
3586 1000 |
||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
2,1 10 |
−6 |
|||||
|
|
|
|
|||||
г |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
G |
|
||
|
|
|
|
S |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где
G –массовый расход, кг/с; S – площадь сечения трубы, м2. |
|
|
|||||||||
|
|
|
G = Q |
|
|
||||||
|
G |
= 1,36 10 |
−3 |
827 |
|
= 1,13 кг / с |
|||||
|
|
|
|||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
S = |
|
D |
2 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
вн |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
3,1416 0,062 |
2 |
|
|
|
|
|||
S |
1 |
= |
= |
0,0030 м |
2 |
|
|||||
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|||||||
|
4 |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
W |
= |
1,33 |
= 443,3 |
|
|||
1 |
|
0,003 |
|
|
|
|
Таблица 2.3
Консорциум « Н е д р а »