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: 2 из 2

_{/1 –} n_в) / B+(n_{в/1 –} n_в), (кг/м³), (n_в<80%);

где ρв–плотность воды, кг/м³;

ρ_н– плотность нефти_, кг/м³;

n_в– процент воды в добываемой продукции;

ρг– плотность газа(кг/м³);

G0– газосодержание;

В– объемный коэффициент нефти.

n_в>80%

ρ_ж612= 846*(1–0,91)+846*0,91=846

ρ_{ж 614}=846*(1–0,89)+846*0,089=846

ρ_{ж 677}=846*(1–0,98)+846*0,98=846

n_в<80%

ρ_{ж 102}=846+1,91*0,40+1090*(0,40/1–0,40)/1?067+(0,40/1–0,40)=965

ρ_{ж 594}=846+1,291*0,23+1120*(0,23/1–0,23)/1,067+(0,23/1–0,23)=900

ρ_{ж 595}=846+1,291*0,10+1137*(0,10/1–0,10)/1,067+(0,10/1–0,10)=963

ρ_{ж 603}=846+1,291*0,17+1116*(0,17/1–0,17)/1,067+(0,17/1–0,17)=886

ρ_{ж 604=}846+1,291*0_,72+1110*(0,72/1–0,72)/1,067+(0,72/1–0,72)=1034

ρ_{ж 607}=846+1,291*0,37+1112*(0,037/1–0,37)/1,67+(0,037/1–0,37)=910

ρ_{ж 613}=846+1,291*0,47+1100*(047/1–0,47)/1,067+(047/1–0,47)=932

ρ_{ж 623}=846+1,291*0,30+1086*(0,30/1–0,30)/1,067+(0,30/1–0,30)=876

ρ_{ж 625}=846+1,291*0,38+1100*(0,38/1–0,38)/1,067+(0,38/1–0,38)=905

ρ_{ж 629}=846+1,291*0,41+1132*(0,41/1–0,41)/1,067+(0,41/1–0,41)=926

ρ_{ж 630=}846+1,291*0,56+1120*(0,56/1–0,56)/1,067+(0,56/1–0,56)=966

ρ_{ж 631}=846+1,291*0,37+1112*(0,037/1–0,37)/1,67+(0,037/1–0,37)=910

ρ_{ж 632}=846+1,291*0,13+1166*(0,13/1–0,13)/1,067+(0,13/1–0,13)=836

ρ_{ж 639}=846+1,91*1,2+1100*(0,8/1–0,8)/1?067+(0,8/1–0,8)=1035

ρ_{ж 644}=846+1,291*0,27+1137*(0,11/1–0,11)/1,067+(0,11/1–0,11)=827

ρ_{ж 646}=846+1,291*0,27+1075*(0,12/1–0,12)/1,067+(0,12/1–0,12)=823

ρ_{ж 647}=846+1,291*0,63+1110*(0,61/1–0,61)/1,067+(0,61/1–0,61)=978

ρ_{ж 604=}846+1,291*0_,32+1114*(0,23/1–0,23)/1,067+(0,23/1–0,23)=861

ρ_{ж 649}=846+1,291*0,68+1125*(0,64/1–0,64)/1,67+(0,64/1–0,64)=997

ρ_{ж 650}=846+1,291*0,31+1135*(0,20/1–0,20)/1,067+(0,20/1–0,20)=857

ρ_{ж 668}=846+1,291*0,82+1121*(0,70/1–0,70)/1,067+(0,70/1–0,70)=1016

ρ_{ж 676}=846+1,291*0,38+1114*(0,36/1–0,36)/1,067+(0,36/1–0,36)=902

ρ_{ж 887=}846+1,291*0,96+1112*(0,74/1–0,74)/1,067+(0,74/1–0,74)=1023

ρ_{ж 889}=846+1,291*0,43+11096*(0,43/1–0,43)/1,67+(0,43/1–0,43)=912

ρ_{ж 891}=846+1,291*0,03+1090*(0,76/1–0,76)/1,067+(0,76/1–0,76)=1013

ρ_{ж 892}=846+1,291*0,50+1116*(0,50/1–0,50)/1,067+(0,50/1–0,50)=1838
Определение приведенного давления;

Р_пр=Р_пл/Р_ср.кр, (МПа); (5)

где Р_пр– приведенное давление, МПа;

Р_пл– пластовое давление, МПа;

Р_ср.кр.– среднее критическое давление ≈ 2.56 МПа.

Р₁₀₂ = 9,12/2,56 = 3,5

Р₅₉₄ = 11,18/2,56 = 4,3

Р₅₉₅ = 10,53/2,56 = 4,1

Р₆₀₃ = 9,47/2,56 = 3,7

Р₆₀₄ = 12,56/2,56 = 5

Р₆₀₇ = 10,39/2,56 = 4,05

Р₆₁₂ = 12,11/2,56 = 4,7

Р₆₁₃ = 11,8/2,56 = 4,6

Р₆₁₄ = 13,67/2,56 = 5,3

Р₆₂₃ = 10,4/2,56 = 4,06

Р₆₂₅ = 10,44/2,56 = 4,07

Р₆₂₉ = 11,4/2,56 = 4,4

Р₆₃₀ = 10,18/2,56 = 4

Р₆₃₁ = 10,9/2,56 = 4,2

Р₆₃₂ = 9,66/2,56 = 3,7

Р₆₃₉= 9,07/2,56 = 3,5

Р₆₄₄ = 9,06/2,56 = 3,5

Р₆₄₆ = 8,92,53/2,56 = 3,4

Р₆₄₇ = 9,78/2,56 = 3,8

Р₆₄₈ = 10,46/2,56 = 4

Р₆₄₉ = 10,46/2,56 = 4,14

Р₆₅₀ = 9,34/2,56 = 3,6

Р₆₆₈= 9,88/2,56 = 3,8

Р₆₇₆ = 10,24/2,56 = 4

Р₆₇₇ = 10,77/2,56 = 4,2

Р₆₇₈= 11,62/2,56 = 4,5

Р₈₈₇ = 10,83/2,56 = 4,2

Р₈₈₉ = 11,87/2,56 = 4,6

Р₈₉₁ = 8,75,9/2,56 = 3,4

Р₈₉₂ = 9,68/2,56 = 3,7
Определение оптимальной глубины погружение насоса под динамическим уровнем;

Н_опт. = (ρ_пр – ρ_зат)*10⁶/( ρ_ж*g), (м); (6)

где ρ_зат – затрубное давление, МПа;

g – ускорение свободного падения,9,8;

Н₁₀₂ =((3,5–0,61)*10⁶)/(965*9,8) = 305,28

Н₅₉₄ = ((4,3–0,09)*10⁶)/(900*9,8) = 476,83

Н₅₉₅ = ((4,1–0,79)*10⁶)/(963*9,8) = 350,37

Н₆₀₃ = ((3,7–0,61)*10⁶)/(886*9,8) = 355,51

Н₆₀₄ = ((5–031)*10⁶)/(1034*9,8) = 462,36

Н₆₀₇ = ((4,05–1,13)*10⁶)/(910 *9,8) = 327,09

Н₆₁₂ = ((4,7–0,66)*10⁶)/(846*9,8) = 486,79

Н₆₁₃ = ((4,6–1,98)*10⁶)/(932*9,8) = 286,56

Н₆₁₄ = ((5,3–1,01)*10⁶)/(846*9,8) = 493,57

Н₆₂₃ =((4,06–0,58)*10⁶)/(876*9,8) = 405

Н₆₂₅ = ((4,07–0,63)*10⁶)/(905*9,8) = 387,42

Н₆₂₉ = ((4,4–0,51)*10⁶)/(926*9,8) = 428,22

Н₆₃₀ = ((4–1,34)*10⁶)/(1013*9,8) = 267,67

Н₆₃₁ = ((4,2–0,57)*10⁶)/(966*9,8) = 383,05

Н₆₃₂ = ((3,8–0,64)*10⁶)/(836 *9,8) = 385,31

Н₆₃₉ =((3,5–0,51)*10⁶)/(1035*9,8) = 293,58

Н₆₄₄ = ((3,5–0,57)*10⁶)/(827*9,8) = 368,55

Н₆₄₆ = ((3,4–0,32)*10⁶)/(823*9,8) = 381,48

Н₆₄₇ = ((3,8–0,31)*10⁶)/(978*9,8) = 363,76

Н₆₄₈ = ((4–1,07)*10⁶)/(861*9,8) = 346,89

Н₆₄₉ = ((4,14–1,13)*10⁶)/(997 *9,8) = 3,077

Н₆₅₀ = ((3,6–127)*10⁶)/(857*9,8) = 277,14

Н₆₆₈ = ((3,8–1,31)*10⁶)/(1016*9,8) = 250,08

Н₆₇₆= ((4–1,98)*10⁶)/(902*9,8) = 228,51

Н₆₇₇ = ((4,2–0,83)*10⁶)/(1114*9,8) = 308,37

Н₆₇₈ =((4,5–0,63)*10⁶)/(899*9,8) = 438,81

Н₈₈₇ = ((4,2–0,55)*10⁶)/(1023*9,8) = 363,7

Н₈₈₉ = ((4,6–0,84)*10⁶)/(912*9,8) = 420,26

Н₈₉₁ = ((3,4–0,34)*10⁶)/(1013*9,8) = 307,92

Н₈₉₂ = ((3,7–0,95)*10⁶)/(1838*9,8) = 152,51
Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень;

h_ф = L – H_д,(м); (7)

где L – глубина спуска насоса, (м);

Н_д – динамическая высота, (м).

h_{ф 102} = 953–771 = 182

h_{ф 594} = 1007–996 = 11

h_{ф 595} = 939,1–805 = 134,1

h_{ф 603} = 1008–958 = 50

h_{ф 604} = 986–766 = 220

h_{ф 607} = 1120–1019 = 101

h_{ф 612} = 1036,8–984 = 52,8

h_{ф 613} = 988–859 = 129

h_{ф 614} = 1100–1041 = 59

h_{ф 623} = 1119–1076 = 43

h_{ф 625} = 1040,3–1007 = 33,3

h_{ф 629} = 1000–794 = 206

h_{ф 630} = 1085,8–793 = 292,8

h_{ф 631} = 953,5–886 = 67,5

h_{ф 632} = 985,4–880 = 105,4

h_{ф 639} = 1008,5–951 = 57,5

h_{ф 644} = 982–958 = 24

h_{ф 646} = 958–707 = 251

h_{ф 647} = 958,6–942 = 16,6

h_{ф 648}= 1031–931 = 100,6

h_{ф 649} = 940,9–862 = 78,9

h_{ф 650} = 1047,8–745 = 302,8

h_{ф 668} = 1052,5–957 = 95,5

h_{ф 676} = 1053–920 = 133

h_{ф 677}= 971–145 = 826

h_{ф 678} = 1060–1012 = 48

h_{ф 887} = 1051,2–1018 = 33,2

h_{ф 889} = 1035–917 = 118

h_{ф 891} = 950,6–857 = 93,6

h_{ф 892} = 1018,8–936 = 82,8
Определение разности между оптимальной и фактической глубинойпогружения насоса;

h=Н_опт–h_ф , (м); (8)

где Н_опт-оптимальная глубина погружения насоса;

h_ф-фактическая глубина погружения насоса.

h₁₀₂=348–182= 166

h₅₉₄=507,1–11=496,1

h₅₉₅=399–134,1=264,9

h₆₀₃ = 372,2–50 = 322,2

h₆₀₄ = 565,5–220 =345,5

h₆₀₇ = 351,6–101 = 250,6

h₆₁₂ = 486,7–52,8 =433,9

h₆₁₃ = 315,4–129 = 186,4

h₆₁₄ = 517–59 = 458

h₆₂₃=419,1–43= 376,1

h₆₂₅=414,3–33,3=381

h₆₂₉=468,4–206=262,4

h₆₃₀ = 320,1–292,8 = 27,3

h₆₃₁ = 436,8–67,5 =369,3

h₆₃₂ = 380,7–105,4 = 275,3

h₆₃₉=293,58–57,5= 236,08

h₆₄₄=368,55–24=344,55

h₆₄₆=381,48–251=130,48

h₆₄₇ = 36376–16,6 = 347,16

h₆₄₈ = 346,89–100,6 =246,29

h₆₄₉ = 3,077,6–78,9 = –75,823

h₆₅₀ = 277,14–302 =–24,86

h₆₆₈ = 250,08–95,5 = 154,58

h₆₇₆ = 228,51–133 = 95,51

h₆₇₇=308,37–826= –517,63

h₆₇₈=438,81–48=390,81

h₆₈₇=363,7–33,2=330,5

h₈₈₉ = 420,26–118 = 302,26

h₈₉₁ = 307,92–93,6 =214,32

h₈₉₂ = 152,51–82,8 = 69,71
Определение коэффициента подачи насоса.

Η = Q_ф/Q_т; (9)

где Q_ф– фактическая подача, (м³/сут);

Q_т– теоритеческая подача, (м³/сут);

η₁₀₂ = 6,3/7,4 = 0,85

η₁₅₉₄ = 0,6/3,8 = 0,15

η₅₉₅ = 1,2/11,9 = 0,10

η₆₀₃ = 12,2/26,2 = 0,46

η₆₀₄ = 3,9/6,3 = 0,61

η₆₀₇ = 3,6/9,4 = 0,38

η₆₁₂ = 12,9/27,2 = 0,47

η₆₁₃ = 7,8/9,7 = 0,80

η₆₁₄ = 10,3/32,8 = 0,31

η₆₂₃ = 2,4/10,8 = 0,22

η₆₂₅ = 6,7/12,3 = 0,54

η₆₂₉ = 10,4/12,6 = 0,82

η₆₃₀ = 4,6/5,6 = 0,82

η₆₃₁ = 10,5/14,3 = 0,73

η₆₃₂ = 16,9/26,2 = 0,64

η₆₃₉ = 4,4/16,4 = 0,826

η₆₄₄ = 8,2/18,9 = 0,43

η₆₄₆ = 2,9/6,3 = 0,46

η₆₄₇ = 1,6/6,9 = 0,23

η₆₄₈ = 8,2/17,7 = 0,46

η₆₄₉ = 10,1/15,1 = 0,66

η₆₅₀ = 9,7/13,8 = 0,70

η₆₆₈ = 3,8/7,3 = 0,52

η₆₇₆ = 11/27,6 = 0,39

η₆₇₇ = 6,8/12,1 = 0,56

η₆₇₈ = 6,4/20,2 = 0,31

η₈₈₇= 3,3/11,4 = 0,28

η₈₈₉ = 6,6/13,3 = 0,49

η₈₉₁ = 7,9/9,6 = 0,82

η₈₉₂= 2,7/5,6 = 0,48
Таблица 13 – Анализ технологических режимов работы скважин

№ скважины	G, м3/ м3	G0, МПа	Рпр, МПа	ρсм, кг/ м3	Нопт, м	Нф, м	∆Н	η
102	0,34	0,40	3,5	965	305,28	182	166	0,85
594	0,27	0,32	4,3	900	476,83	11	496,1	0,15
595	0,23	0,27	4,1	963	350,37	134,1	264,9	0,10
603	0,25	0,3	3,7	886	355,51	50	322,2	0,46
604	0,74	0,88	5	1034	462,36	220	345,5	0,61
607	0,33	0,39	4,05	910	327,09	101	250,6	0,38
612	2,3	2,76	4,7	846	486,79	52,8	433,9	0,47
613	0,39	0,46	4,6	932	286,56	129	186,4	0,80
614	1,89	2,26	5,3	846	493,57	59	458	0,31
623	0,29	0,34	4,06	876	405	43	376,1	0,22
625	0,33	0,39	4,07	905	387,42	33,3	381	0,54
№ скважины	G, м3/ м3	G0, МПа	Рпр, МПа	ρсм, кг/ м3	Нопт, м	Нф, м	∆Н	η
629	0,35	0,42	4,4	926	428,22	206	262,4	0,82
630	0,69	0,82	4	1013	267,67	292,8	273,3	0,82
631	0,47	0,56	4,2	966	383,05	67,5	369,3	0,73
632	0,77	0,92	3,8	836	385,31	105,4	275,3	0,64
639	1	1,2	3,5	1035	293,58	57,5	236,08	0,26
644	0,23	0,27	3,5	827	368,55	24	344,55	0,43
646	0,23	0,27	3,4	823	381,48	251	130,48	0,46
647	0,53	0,63	3,8	978	363,76	16,6	347,16	0,23
648	0,27	0,32	4	861	346,89	100,6	246,29	0,46
649	0,57	0,68	4,14	997	3,077	78,9	–75,82	0,66
650	0,26	0,31	3,6	857	277,14	302,8	–24,86	0,70
668	0,69	0,82	3,8	1016	250,08	95,5	154,58	0,52
676	0,32	0,38	4	902	228,51	133	95,51	0,39
677	10,4	12,48	4,2	846	308,37	826	–517,63	0,56
678	0,32	0,38	4,5	899	438,81	48	390,5	0,31
887	0,80	0,96	4,2	1023	363,7	33,2	330,5	0,28
889	0,36	0,43	4,6	912	420,26	118	302,26	0,49
891	0,86	1,03	3,4	1013	307,92	93,6	214,32	0,82
892	0,42	0,50	3,7	1838	152,51	82,8	69,71	0,48

Выводы и рекомендации: анализируем коэффициент подачи насоса. В скважинах №№ 604, 613, 631, 632,649,650 коэффициент подачи от 0,6 до 0,8, допускаем, что эти скважины работают в оптимальном режиме. В скважинах № 102, 629, 630,630,891 коэффициент подачи больше 0,8, значит, в этих скважинах происходит частичное фонтанирование через насос. Рекомендую в этих скважинах увеличить отбор жидкости путем увеличения числа качаний головки балансира или длины хода полированного штока. В скважинах с коэффициентом подачи меньше 0,6: №594, 595, 603, 607, 612, 614, 623, 625, 639,644,646,647,648,668,676,677,678,887,889,892 рекомендую провести исследования методом динамометрии для выяснения причин низкого коэффициента подачи насоса. Причиной низкого коэффициента подачи насоса могут быть утечки в насосе, утечки в НКТ( на динамометрии не отразится). Утечки в НКТ могут быть по резьбовым соединениям или по телу трубы из–за коррозии, чтобы исключить утечки в НКТ необходимо при спуско– подъемных операциях следить за свинчиванием – развинчиванием НКТ и делать опрессовки НКТ. Разность между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень в скважинах № 594, 595,603, 604,607,612, 613,614,623,625, 629, 630, 631,632,639,644,646,647,648,677,678,887,889,891 составляет большие положительные значения. Рекомендую в этих скважинах приспустить насос до оптимальной глубины, а остальные скважины работают в оптимальном режиме. Разность между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень в скважине 677 большое отрицательное значение, рекомендую при ближайшем ТРС насос приподнять на оптимальную величину. А в скважинах № 649, 650 эти отрицательные значения небольшие, допускаю, что скважины работают в оптимальном режиме.
3.4 Подбор оборудования

Скважина № 639

Определяем планируемый отбор жидкости

Q=K*(P_пл–P_заб)ⁿ, (т/сут) (1)

где n- коэффициент фильтрации (при n=1).

Q=0,58*(9,07–1,55)¹=4,36т/сут.

Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень

L=H_ф–((P_заб–P_зат)*10⁶)/(ρ_ж*g), (м) (2)

где Н_ф – фактическая глубина, м;

Р_пр.заб – приведенное давление, МПа;

Р_зат – оптимальное давление на приёме насоса, МПа.

L=1402,5–((1,55–0,51)*10⁶)/(1035*9,81)=1300 м

Определяем теоретическую производительность установки (при n=0,6–0,8)

Q_т=Q*10³/ρ_ж* η (3)

где Q_ф – фактический дебит,т;

η – коэффициент подачи насоса;

ρ_ж – плотность жидкости ,кг/м³;

Q=4,36*10³/1035*0,8= 3,38т/сут,

По диаграмме Адонина А. М. по глубине спуска насоса и объемной производительности насоса выбираем тип станка–качалки и типоразмер насоса.

СК5–4–2,1–1600

d_нас=29 мм

5 – номер модели СК.

4– доступная нагрузка на головку балансира (т).

2,1 – максимальная длина хода полированного штока (м).

1600– максимальный крутящий момент на валу электродвигателя, мин^-1
Выбираем диаметры

НКТ = 60 мм, толщина стенки = 5 мм

Подобрана двухступенчатая колонна штанг по глубине спуска насоса и диаметру плунжера –19 мм; глубина подвески насоса–1300 м.

Определяем число качаний балансира

n=Q_ф * 10³ / 1440 * F * S * ή * ρ_ж (4)

где Q_ф – фактический дебит,т;

F – площадь поперечного сечения плунжера,м²;

S – длина хода плунжера,м;

ή – коэффициент подачи;

ρ_ж – плотность жидкости, кг/м³;

F = п d²/ 4 (м²) (5)

d – диаметр насоса,м.

F = 3,14 *0,029² / 4 = 0,0006 ,м²

n = 3,38* 10³ / 1440 * 0.0006 * 4 * 0,8 * 1035=4кач./мин.

Определяем мощность электродвигателя.

N= 0,000401* π * D²_пл * S * n * ρ_cм * L*(1– η_н η_св / η_н η_св + a_n )* K (кВт), (6)

где D_{пл –} диаметр плунжера,м;

S – длина хода полированного штока,м;

n – число двойных качаний в минуту;

ρ – плотность откачиваемой жидкости, кг/м³;

Н – высота подъема жидкости,м;

η – коэффициент подачи;

К – коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка – качалки

N=0,000401*3,14*0,029²*2,1*4*1035*1300*(1–0,9*0,82/0,9*0,82+0,8)*1,2= 16 кВт. (7)

В результате произведенных расчетов по выбору комплекта оборудования для скважины № 639 было выбрано следующее оборудование:

Станок – качалка: 5СК–4–2,1–1600

Насос: НН диаметром 29 мм

Электродвигатель серии: АИР80А2

Диаметр НКТ: 60 мм

По глубине спуска насоса и по объемной производительности подобрана двухступенчатая колонна штанг, первую спень составляют штанги диаметром 19 мм (34% от всей длинны колонны штанг) 442 м. Вторую ступень составляют штанги диаметром 16 мм ( 66% от всей длинны колонны штанг) 858 м.

Глубина подвески насоса–1300 м.

Число качаний головки балансира: 4 качаний в минуту.

Список использованных источников

1. 
   Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
   
2. 
   Гимадинов Ш.К.,Дунюшкин И.И и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газоконденсатных месторождений-М.:Недра 1988.
   
3. 
   Бухаренко Е.И и др. Нефтепромысовое оборудование .М.: Недра.-1990.
   
4. 
   Шуров В.И. Технология и техника добычи нефти.-М.: Недра.-1983.
   
5. 
   Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти нефти.-М.: Недра-1989.
   
6. 
   Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство»,2014.
   
7. 
   Аналитический журнал «Нефть России»,2014
   
8. 
   Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990;
   
9. 
   Василевский В.Н.,Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов.-М.:Недра,1983.
   
10. 
    Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа.-М.: Недра.-1983.
    
11. 
    Гимадинов Ш.К. Физика нефтяного пласта.-М.: Недра, 1971.