Анализ добывных возможностей. Анализ добывных возможностей по скважинам
 Скачать 457.59 Kb.
|
|
Анализ добывных возможностей по скважинам. В ходе курсового проекта был произведен анализ добывных возможностей 15 скважин, оборудованных УШГН: скв№12;13;14;15;16;17;20;27;31;35;36;38;48;40;336 1) Определение коэффициента продуктивности скважин;  ;    коэффициент продуктивности;  фактическая подача; пластовое давление;  забойное давление.               2) Определение максимально допустимого забойного давления из условия;  (если ) (если ) максимально допустимое давление; давление насыщения;скв. № 12  скв. № 13 скв. № 14 скв. № 15 скв. № 16 скв. № 17 скв. № 20 скв. № 27 скв. № 31 скв. № 35 скв. № 36 скв. № 38 скв. № 48 скв. № 40  скв. № 336  3) Определение максимально допустимого дебита скважин:    максимально допустимый дебит скважины;коэффициент продуктивности;пластовое давление; максимально допустимое давление.скв. № 12   скв. № 13  скв. № 14  скв. № 15  скв. № 16  скв. № 17  скв. № 20  скв. № 27  скв. № 31  скв. № 35  скв. № 36  скв. № 38  скв. № 48  скв. № 40  скв. № 336  4) Определение разности дебитов:   разность между максимальным и фактическим дебитами; максимально допустимый дебит скважины;фактическая подача;скв № 12   скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  Таблица 1- Расчетных характеристик добывных возможностей
Выводы и рекомендации: Рекомендую провести ОПЗ(СКО, ГРП, Радиальное бурение, перестрел существующего интервала перфорации) в скважинах №12,16,20,48 т.к коэффициент продуктивности в них меньше 1 Анализ технологических режимов 1) Определение газового фактора   коэффициент обводненности; плотность нефтискв № 12  скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  2) Определение относительной плотности газа   плотность газа; плотность воздуха 3) Определение коэффициента газосодержания:    относительная плотность; газовый фактор;скв № 12   скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  5) Определение плотности газожидкостной смеси: при высоком газовом факторе и обводнённости меньше 80% ρж=(ρн+ρг*G+ρв*nв/(1- nв))/(b+nв/(1- nв)) (кг/м3) ρж(12)=(861+1,282*0,245+1148*0,067/(1-0,067))/(1,086+0,067/(1-0,067))=868,54 ρж(13)=(861+1,282*0,248+1148*0,077/(1-0,077))/(1,086+0,077/(1-0,077))=818,43 ρж(14)=(861+1,282*0,246+1148*0,073/(1-0,073))/(1,086+0,073/(1-0,073))=817,1 ρж(15)=(861+1,282*0,252+1148*0,093/(1-0,093))/(1,086+0,093/(1-0,093))=823,73 ρж(16)=(861+1,282*0,278+1148*0,182/(1-0, 182))/(1,086+0, 182/(1-0, 182))=677,8 ρж(17)=(861+1,282*0,258+1148*0,11/(1-0, 11))/(1,086+0, 11/(1-0, 11))=829,38 ρж(20)=(861+1,282*0,27+1148*0,153/(1-0, 153))/(1,086+0, 153/(1-0, 153))=843,74 ρж(27)=(861+1,282*0,297+1148*0,229/(1-0, 229))/(1,086+0, 229/(1-0, 229))=869,37 ρж(31)=(861+1,282*0,252+1148*0,091/(1-0, 091))/(1,086+0, 091/(1-0, 091))=823,07 ρж(35)=(861+1,282*0,262+1148*0,125/(1-0, 125))/(1,086+0, 125/(1-0, 125))=835,15 ρж(36)=(861+1,282*0,276+1148*0,169/(1-0, 169))/(1,086+0, 169/(1-0, 169))=849,1 ρж(38)=(861+1,282*0,24+1148*0,005/(1-0, 005))/(1,086+0, 005/(1-0, 005))=794,74 ρж(48)=(861+1,282*0,423+1148*0,459/(1-0, 459))/(1,086+0, 459/(1-0, 459))=948,88 ρж(336)=(880+1,282*0,243+1148*0,08/(1-0, 08))/(1,068+0, 08/(1-0, 08))=848,64 при низком газовом факторе и обводнённости больше 80% ρж=ρв*nв+ρн*(1- nв) (кг/м3), где ρн.,ρг.,ρв. - соответственно плотность нефти, газа и воды (кг/м3); nв – коэффициент обводнённости (%). ρж(40)= 1148*0,542+880*(1-0, 542)=1025,26 6) Определение приведенного давления;   пластовое давление; среднее критическое давление.(=2,56 МПа)скв № 12  скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  7) Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень;    приведённое давление; затрубное давление; плотность жидкости или смеси; ускорение свободного падения(=9,8)скв № 12  скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  8) Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень;   глубина спуска насоса; динамический уровень;скв № 12  скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 21  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  9) Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса;  (м)  оптимальная глубина; фактическая глубина;скв № 12  скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  10) Определение коэффициента подачи насоса;  фактический дебит; теоретический дебит;скв № 12  скв № 13  скв № 14  скв № 15  скв № 16  скв № 17  скв № 20  скв № 27  скв № 31  скв № 35  скв № 36  скв № 38  скв № 48  скв № 40  скв № 336  Таблица 2- Анализ технологических режимов скважин
2.2.3 Выводы и рекомендации: Из проанализированных пятнадцати скважин шесть скважин работают в оптимальном режиме, то есть с коэффициентом подачи от 0,6 до 0,8 (скважины № 13,15,17,20,35,336 ). Скважины №12,14,15,16,31,36,38,48,40 имеют коэффициент подачи меньше 0,6 на этих скважинах необходимо провести исследования (динамометрирование) с целью определения причин низкого коэффициента подачи насоса, а затем принимать меры по устранению этих причин. Низкий коэффициент подачи связан с утечками, которые могут быть в результате увеличения зазора между цилиндром и плунжером, необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса. Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек является плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьбы, дефекты в резьбе, трещины в стенках труб. Поэтому при спуске НКТ в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности. В скважине №27 коэффициент подачи имеет значение 0,94, значит происходит фонтанирование через насос, т.е. насос не справляется с откачкой жидкости, рекомендую увеличить отбор путем увеличения длины хода полированного штока или числа качаний головки балансира, при ближайшем ТРС можно сменить насос на насос большей производительности. 2.4 Выбор оборудования скважины. Для расчета возьмем скв. №336 1) Определяем планируемый отбор жидкости (при n = 1)   коэффициент продуктивностипластовое давление; забойное давление. 2) Определение глубины спуска насоса;   фактическая глубина;забойное давление; предельно оптимальное давление; плотность смеси; ускорение свободного падения.  пластовое давление.  3)Определение объёмной теоретической производительности установки;    дебит; плотность смеси; коэффициент полезного действия. 4) По диаграмме А.Н. Адонина выбирают диаметр насоса;  5) Определяют тип насоса;   маркировка станка качалки; максимальная нагрузка на головку балансира; длина хода полированного штока; максимальный крутящийся момент электродвигателя.6) Выбирают по рекомендательным таблицам конструкцию насосных штанг;  7) Определяют число качаний СК;    дебит скважины; – площадь поперечного сечения плунжера длина хода штока; плотность смеси;КПД насоса.    8)Определяют мощность электродвигателя;    диаметр насоса;длина хода штока; коэффициент подачи насоса; КПД насоса(0,9); КПД станка-качалки(0,82);коэффициент уравновешивания СК(1,2); плотность смеси; число качаний балансира; глубина спуска насоса;  
Вывод: Таким образом, после проведенных расчетов можно сделать вывод о том, что по мощности эл/двигателя подходит СК 8 выбран станок качалка СК-3-1,2-630 насос НВ диаметром 44 мм, число качаний которого 6 в минуту при длине полированного штока 1,2 м, выбираем трехступенчатую колонну штанг d 19 мм 615,4 мм ( 58% - от всей колонны штанг), d 22 мм – 233,4 м (22%). d 25 мм – 212,2 м (20%) |
)
Q
