1 Гелогическая часть 1 Общие сведения о месторождении

• Название: 1 Гелогическая часть 1 Общие сведения о месторождении
• Дата: 08.04.2023
• Размер: 94.4 Kb.
• Имя файла: OT_Sazhina_diplom (1).docx
• Тип: Реферат; #1045749
• страница: 1 из 2

Содержание

Введение 1 Гелогическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении 1.2 Стратиграфия 1.3 Тектоника 1.4 Нефтегазоностность 1.5 Физико–химические свойства нефти, газа и воды 1.6 Современное состояние разработки 1.7 Проблема АСПО 2 Техническая часть 2.1Характеристика используемого дополнительного оборудования 2.2 Обоснование применения УБПР 2.3 Анализ эффективности применения УБПР 3 Спец. вопрос 3.1 Характеристика ШСНУ 3.2Анализ добвных возможностей работы скважин 3.3 Анализ технологических режимов 3.4 Подбор оборудования 4 Экономическая часть 5 Организационная часть 5.1Охрана недр и окружающей среды 5.2 Охрана труда и техника безопасности 5.3Противопожарные мероприятия 5.4Промышленная безопасность Заключение Список использованных источников Приложение А – Технологический режим работы добывающих скважин ДНС–0332 Приложение Б – Технологический режим работы добывающих скважин ДНС-0333 Приложение В – Технологический режим работы добывающих скважин УСУ-0331 Приложение Г – Скважины оборудованные УБПР

4 5 5 7 13 15 15 17 33 37 37 53 54 60 60 63 70 83 86 99 99 101 103 106 109 110

3.2 Анализ добывных возможностей скважин, анализ технологических режимов оборудованных ШСНУ, верейской залежи

Для расчетов анализа добывных возможностей взяты 30 скважин №№ 102,594,595,603,604,607,612,613,614,623,625,629,630,631,632,639,644,646,647,648,649,650,668,676,677,678,887,889,891,892 верейской залежи Гожанской площади.
Определение коэффициента продуктивности скважин;

K = Q/(P_пл–P_заб); (м³/МПа сут); (1)

где Q – дебит скважины (м³/сут);

Р_пл –пластовое давление (МПа);

Р_заб –забойное давление (МПа).

К₁₀₂ = 6,3/(9,12–2,91) = 1

К₅₉₄ = 0,6/(11,18–0,83) = 0,05

К₅₉₅ = 1,2/(10,53–2,69) = 0,15

К₆₀₃ = 12,2/(12,56–1,82) = 1,1

К₆₀₄ = 3,9/(12,56–2,98) = 0,4

К₆₀₇ = 3,6/(10,39–2,32) = 0,4

К₆₁₂ = 12,9/(12,11–1,94) = 1,2

К₆₁₃ = 7,8/(11,8–4,1) = 1

К₆₁₄ = 10,3/(13,67–2,46) = 1

К₆₂₃ = 2,4/(10,4–1,79) = 0,27

К₆₂₅ = 6б7/(10,44–1,79) = 0,7

К₆₂₉ = 10,4/(11,4–2,85) = 1,2

К₆₃₀ = 4,6/(10,18–4,,21) = 0,7

К₆₃₁= 10,5/(10,9–3,26) = 1,3

К₆₃₂ = 16,9/(9,66–2,34) = 2,3

К₆₃₉ = 4,4/(9,07–1,5) = 0,58

К₆₄₄ = 8,2/(9,06–1,4) = 1,07

К₆₄₆ = 2,9/(8,92–2,99) = 0,48

К₆₄₇ = 1,6/(9,78–1,06) = 0,18

К₆₄₈ = 8,2/(10,46–2,81) = 1,07

К₆₄₉ = 10,1/(10,6–2,7) = 1,27

К₆₅₀ = 9,7/(9,34–4,2) = 1,88

К₆₆₈ = 3,8/(9,88–2,73) = 0,53

К₆₇₆ = 11/(10,24–4,03) = 1,77

К₆₇₇ = 6,8/(10,77–8,5) = 2,99

К₆₇₈ = 6,4/(11,62–1,71) = 0,64

К₈₈₇ = 3,3/(10,83–1,23) = 0,34

К₈₈₉ = 6,6/(11,83–2,84) = 0,73

К₈₉₁= 7,9/(8,75–1,94) = 1,16

К₈₉₂ = 2,7/(9,68–2,4) = 0,37

Определение максимального допустимого давления;

Р_{max. доп} = 0,75*Р_нас (если n_в > 50%); (МПа); (2)

где Р_{max. доп} = 0,3*Р_нас (если n_в < 50%), (МПа) ,где

Р – давление насыщения, (МПа); ( 8Мпа)

n – обводненность продукции, (%).

n_в > 50%

Р₆₀₄ = 0,75*8,0 = 6,63

Р₆₁₂= 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₁₄ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₃₀ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₃₁ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₄₇ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₄₉= 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₆₈ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₆₇₇ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₈₈₇ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₈₉₁ = 0,75*8,84 = 6,63

Р₈₉₂ = 0,75*8,84 = 6,63

n < 50%

Р₁₀₂ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₅₉₄ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₅₉₅ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₀₃ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₀₇ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₁₃ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₂₃ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₂₅ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₂₉ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₃₂ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₀₇ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₃₉= 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₄₄ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₄₆ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₄₈ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₅₀ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₇₆ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₆₇₈ = 0,3*8,84 = 2,7

Р₈₈₉= 0,3*8,84 = 2,7
Определение максимального допустимого дебита скважины;

Q_max.доп = K * ( P_пл – P_max.доп ); ( м³/сут ); (3)

где Q_max.доп– максимально допустимый дебит скважины (м³/сут);

K– коэффициент продуктивности;

P_пл– пластовре давление (МПа);

P_max.доп – максимально допустимое давление (МПа).

Q₁₀₂ = 1*(9,12–2,65) = 6,47

Q₅₉₄ = 0,05*(11,18–2,65) = 0,42

Q₅₉₅ = 0,15*(10,53–2,65) = 1,18

Q₆₀₃ = 1,1*(9,47–2,65) = 7,5

Q₆₀₄= 1.1*(8,35–3,58) = 5,24

Q₆₀₇ = 0,4*(12,56–2,65) = 3,09

Q₆₁₂ = 1,2*(12,11–0,63) = 13,77

Q₆₁₃ = 1*(11,8–2,65) = 9,15

Q₆₁₄ = 1*(13,67–0,63) = 13,04

Q₆₂₃ = 0,27*(10,4–2,65) = 2,1

Q₆₂₅ = 0,7*(10,44–2,65) = 5,45

Q₆₂₉ = 1,2*(11,4–2,65) =10,5

Q₆₃₀ = 0,7*(10,18–0,63) = 6,68

Q₆₃₁= 1,3*(10,5–0,63) = 12,8

Q₆₃₂ = 2,3*(16,9–2,65) = 32,77

Q₆₃₉ = 0,58*(9,07–2,7) = 3,6

Q₆₄₄ = 1,07*(9,06,–2,7) = 6,8

Q₆₄₆ = 0,48*(8,92–2,7) = 3

Q₆₄₇ = 0,18*(9,78–6,63) = 0,567

Q₆₄₈= 1,07*(10,46–2,7) = 8,3

Q₆₄₉ = 1,27*(10,6–6,63) = 5,04

Q₆₅₀ = 1,88*(9,34–2,7) = 12,4

Q₆₆₈ = 0,53*(9,88–6,63) = 1,7

Q₆₇₆ = 1,77*(10,24–2,7) = 13,3

Q₆₇₇= 2,99*(10,77–6,63) = 12,3

Q₆₇₈ = 0,64*(11,62–2,7) = 5,7

Q₈₈₇ = 0,34*(10,83–6,63) =1,4

Q₈₈₉ = 0,73*(11,83–2,7) = 6,6

Q₈₉₁= 1,16*(8,75–6,63) = 2,4

Q₈₉₂ = 0,37*(9,68–6,63) = 1,1
Определение разности дебитов;

∆Q = Q_{max. доп} – Q_ф; ( м³/ сут ); (4)

где ∆Q– разность между максимальным и фактическим дебитами;

Q_{max. доп} –максимально допустимый дебит скважины;

Q_ф–фактическая подача.

Q₁₀₂ = 6,47–6,3= 0,17

Q₅₉₄ = 0,42–0,6 = –0,18

Q₅₉₅ = 1,18–1,2 = –0,02

Q₆₀₃ = 7,5–12,2 = –4,7

Q₆₀₄ = 4,77–3,9 = 0,87

Q₆₀₇ = 3,09–3,6= –0,51

Q₆₁₂ = 13,77–12,9 = 0,87

Q₆₁₃ = 9,15–7,8 = 1,35

Q₆₁₄ = 13,04–10,3= 2,74

Q₆₂₃ = 2,1–2,4 = –0,3

Q₆₂₅ = 5,45–6,7 = –6,25

Q₆₂₉ = 10,5–10,4 = 0,1

Q₆₃₀ = 6,68–4,6 = 2,08

Q₆₃₁ =12,8–10,5= 2,3

Q₆₃₂ = 32,77–16,9 = 15,87

Q₆₃₉= 3,6–4,4=– 0,8

Q₆₄₄ = 6,8–8,2 = –1,4

Q₆₄₆= 3–2,9 = 0,1

Q₆₄₇ = 0,5–1,6 = –1,1

Q₆₄₈ = 8,3–8,2 = 0,1

Q₆₄₉ = 5,04–10,1= –5,06

Q₆₅₀ = 12,4–9,7 = 2,7

Q₆₆₈ = 1,7–3,8 =– 2,1

Q₆₇₆ = 13,3–11= 2,3

Q₆₇₇ = 12,3–6,8 = 5,5

Q₆₇₈ = 5,7–6,4 = –0,7

Q₈₈₇ = 1,4–3,3 =– 1,9

Q₈₈₉ = 6,6–6,6 = 0

Q₈₉₁ =2,4–7,9= –5,5

Q₈₉₂ =1,1–2,7= –1,6

Таблица 12 –Расчетные характеристики анализа добывных возможностей скважин

N скв.	K (м,3/МПа.сут).	Pmахдoп (МПа)	Qmax.доп (м3/сут)	∆Q (м3/сут)	Qф (м3/сут)	nв, %	Рнас ,(МПа)	Рпл (МПа)	Рзаб. (МПа)
102	1	2,65	6,47	0,17	6,3	40,2	8,84	9,12	2,91
594	0,05	2,65	0,42	–0,18	0,6	23	8,84	11,18	0,83
595	0,15	2,65	1,18	–0,02	1,2	10,4	8,84	10,53	2,69
603	1,1	2,65	7,5	–4,7	12,2	17,3	8,84	9,47	1,82
604	0,4	0,63	5,24	0,87	3,9	72,4	8,84	12,56	2,98
607	0,4	2,65	3,09	–0,51	3,6	37	8,84	10,39	2,32
612	1,2	0,63	13,77	0,87	12,9	91,6	8,84	12,11	1,94
613	1	2,65	9,15	1,35	7,8	47,8	8,84	11,8	4,1
614	1	0,63	13,04	2,74	10,3	89	8,84	13,67	2,46
623	0,27	2,65	2,1	–0,3	2,4	30	8,84	10,4	1,79
625	0,7	2,65	5,45	–6,25	6,7	38	8,84	10,44	1,73
629	1,2	2,65	10,5	0,1	10,4	41	8,84	11,4	2,85
630	0,7	0,63	6,68	2,08	4,6	70,9	8,84	10,18	4,21
631	1,3	0,63	12,8	2,3	10,5	56	8,84	10,9	3,26
632	2,3	2,65	32,77	15,87	16,9	13	8,84	9,66	2,34
639	0,58	2,7	3,6	–0,8	4,4	8	8,84	9,07	1,55
644	1,07	2,7	6,8	–1,4	8,2	11	8,84	9,06	1,4
646	0,48	2,7	3	0,1	2,9	12	8,84	8,92	2,99
647	0,18	6,63	0,567	–1,1	1,6	61,3	8,84	9,78	1,06
648	1,07	2,7	8,3	0,1	8,2	13,8	8,84	10,46	2,81
649	1,27	6,63	5,04	–5,06	10,1	64	8,84	10,6	2,7
650	1,88	2,7	12,4	2,7	9,7	20	8,84	9,34	4,2
668	0,53	6,63	1,7	–2,1	3,8	70	8,84	9,88	2,73
676	1,77	2,7	13,3	2,3	11	36,8	8,84	10,24	4,03
N скв.	K (м,3/МПа.сут).	Pmахдoп (МПа)	Qmax.доп (м3/сут)	∆Q (м3/сут)	Qф (м3/сут)	nв, %	Рнас ,(МПа)	Рпл (МПа)	Рзаб. (МПа)
677	2,99	6,63	12,3	5,5	6,8	9,8	8,84	10,77	8,5
678	0,64	2,7	5,7	–0,7	6,4	36,8	8,84	11,62	1,71
887	0,34	6,63	1,4	–1,9	3,3	74,6	8,84	10,83	1,27
889	0,73	2,7	6,6	0	6,6	43,3	8,84	11,87	2,84
891	1,16	6,63	2,4	–5,5	7,9	76	8,84	8,75	1,94
892	0.37	2,27	1,1	–1,6	2,7	50	8,84	9,68	2,4

Выводы и рекомендации: сделав расчеты по анализу технологического режима работы скважин и создав таблицу, можно сделать следующие выводы: коэффициент продуктивности в скважинах № 594, 595, 604,607,623,625,630,639,646,647,668,668,678,887,889,892 имеют малые количественные значения– это может быть связано с загрязнением призабойной зоны пласта или с естественной низкой проницаемостью .Рекомендую для увеличения коэффициента продуктивности провести обработку ОПЗ, пропарку, повторную перфорацию существующего интервала перфорации . Принимаем, что остальные скважины работают в оптимальном режиме. Разница между максимально допустимым и фактическим дебитами в скважинах № 594, 595, 607, 623, 646,647,668,887,891,892 незначительна, допускаем, что эти скважины работают в оптимальном режиме.
3.3 Анализ технологических режимов скважин;

Определение газового фактора на приеме насоса;

G = 176/(1–n_в)*p_н, (м³/ м³); (1)

где G– газовый фактор, м³/ м³;

n_в– обводненность,%;

p_н– плотность нефти, кг/м³ .

G₁₀₂ =176/(1–0,40)*846=0,34

G₅₉₄ = 176/(1–0,23)* 846 =0,27

G₅₉₅ = 176/(1–0,10)* 846 =0,23

G₆₀₃ = 176/(1–0,17)* 846 =0,25

G₆₀₄ = 176/(1–0,72)* 846=0,74

G₆₀₇ = 176/(1–0,37)* 846=0,33

G₆₁₂ = 176/(1–0,91)* 846=2,3

G₆₁₃ = 176/(1–0,47)* 846=0,39

G₆₁₄ =176/(1–0,89)* 846 =1,89

G₆₂₃ =176/(1–0,47)*846=0,29

G₆₂₅ = 176/(1–0,38)* 846 =0,33

G₆₂₉ = 176/(1–0,41)* 846 =0,35

G₆₃₀ = 176/(1–0,70)* 846 =0,69

G₆₃₁ = 176/(1–0,56)* 846=0,47

G₆₃₂ = 176/(1–0,13)* 846=0,77

G₆₃₉=176/(1–0,8)*846=1

G₆₄₄ = 176/(1–0,11)* 846 =0,23

G₆₄₆ = 176/(1–0,12)* 846 =0,23

G₆₄₇ = 176/(1–0,61)* 846 =0,53

G₆₄₈ = 176/(1–0,23)* 846=0,27

G₆₄₉ = 176/(1–0,64)* 846=0,57

G₆₅₀ = 176/(1–0,20)* 846=0,26

G₆₆₈ = 176/(1–0,70)* 846=0,69

G₆₇₆ =176/(1–0,36)* 846 =0,32

G₆₇₇ =176/(1–0,98)*846=10,4

G₆₇₈ = 176/(1–0,36)* 846 =0,32

G₈₈₇ = 176/(1–0,74)* 846 =0,80

G₈₈₉ = 176/(1–0,43)* 846 =0,36

G₈₉₁ = 176/(1–0,76)* 846=0,86

G₈₉₂ = 176/(1–0,50)* 846=0,42

Относительная плотность газа по воздуху;

Δ= ρ_г / ρ_в,(кг/м³); (2)

где ρ_г – плотность газа, кг/м³;

ρ_в – плотность воздуха, кг/м³;

Δ₁₀₂= 1,291/1,148 =1,2

Δ₅₉₄= 1,291/1,148 =1,2

Δ₅₉₅= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₀₃= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₀₄= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₀₇= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₁₂= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₁₃= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₁₄= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₂₃= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₂₅= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₂₉= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₃₀= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₃₁= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₃₂= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₃₉= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₄₄= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₄₆= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₄₇= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₄₈= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₄₉= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₅₀= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₆₈= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₇₆= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₇₇= 1,291/1,148 =1,2

Δ₆₇₈= 1,291/1,148 =1,2

Δ₈₈₇= 1,291/1,148 =1,2

Δ₈₈₉= 1,291/1,148 =1,2

Δ₈₉₁= 1,291/1,148 =1,2

Δ₈₉₂= 1,291/1,148 =1,2

Определение коэффициента газосодержания;

G₀₌ G _*∆, (м³/м³); (3)

где G₀–коэффициент газосодержания;

G_{o 102} = 0,34*1,2=0,40

G_{o 594} = 0,27*1,2=0,32

G_{o 595} = 0,23*1,2=0,27

G_{o 603} = 0,25*1,2=0,3

G_{o 604} = 0,74*1,2=0,88

G_{o 607} = 0,33*1,2=0,39

G_{o 612} =2,3*1,2=2,76

G_{o 613} = 0,39*1,2=0,46

G_{o 614} = 1,89*1,2=2,26

G_{o 623} = 0,29*1,2=0,34

G_{o 625} = 0,33*1,2=0,39

G_{o 629} = 0,35*1,2=0,42

G_{o 630} = 0,69*1,2=0,82

G_{o 631} =0,47*1,2=0,56

G_{o 632} =0,77*1,2=0,92

G_{o 639} = 1*1,2=1,2

G_{o 644} = 0,23*1,2=0,27

G_{o 646} = 0,23*1,2=0,27

G_{o 647} = 0,53*1,2=0,63

G_{o 648} = 0,27*1,2=0,32

G_{o 649} = 0,57*1,2=0,68

G_{o 650} =0,26*1,2=0,31

G_{o 668} = 0,69*1,2=0,82

G_{o 676} = 0,32*1,2=0,33

G_{o 677} = 10,4*1,2=12,48

G_{o 678} = 0,32*1,2=0,38

G_{o 887} = 0,80*1,2=0,96

G_{o 889} = 0,36*1,2=0,43

G_{o 891} =0,86*1,03=1,03

G_{o 892} =0,42*1,2=0,50
Определение плотности газожидкостной смеси;

ρ_ж= ρ_н*(1–n_в)+ ρ_в* n_в, (кг/м³), (n_в>80%)_; (4)

ρ_ж= ρ_н+ρг*G0+ ρ_в(n_в