Курсовая. Курсовая. Эксплуатация. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений
• Анкор: Курсовая
• Дата: 04.08.2021
• Размер: 1.43 Mb.
• Имя файла: Курсовая. Эксплуатация.docx
• Тип: Курсовой проект; #226175
• страница: 7 из 11

2.2 Анализ работы постоянно действующего фонда скважин

Данные из технологического режима постоянно-действующих скважин, оборудованных УЭЦН представлен в таблице 2.2.

Распределение постоянно действующих добывающих скважин по дебитам жидкости представлено в таблице 2.3
Таблица 2.3
Распределение постоянно действующих добывающих скважин по дебитам жидкости

Диапазон изменения	№ скважин	Всего, ед.	Всего, %
По дебиту жидкости, м3/сут
от 30 до 100 м3/сут	680, 698, 766, 772, 1005,1091	6	43
от 100 до 300 м3/сут	768, 805, 853, 859, 876, 1019, 1093, 1212	8	57
Итого		14	100

Динамика фонда скважин по дебитам жидкости представлена на рисунке 2.1



Рисунок 2.1 Анализ фонда скважин по дебиту жидкости

По дебиту жидкости 30-300 м³/сут находится 14 скважины, что составляет 100% от фонда. В диапазоне 30-100 м³/сут работает 6 скважин, что составляет 43% от фонда. К дебиту 100-300 м³/сут относится 8 скважин, что составляет 57 % от фонда.

Максимальный дебит жидкости - 282 м³/сут. на скважине № 876.

Минимальный дебит жидкости - 81 м³/сут. на скважине № 1005.

Средний дебит по скважинам 146 м³/сут.

Распределение постоянно действующих добывающих скважин по дебитам нефти представлено в таблице 2.4.
Таблица 2.4

Распределение фонда скважин по дебиту нефти

Диапазон изменения	№ скважин	Всего, ед.	Всего, %
По дебиту нефти, т/сут
от 1 до 40 т/сут	766, 772	2	14
от 40 до 100 т/сут 20,0т/сут	680, 698, 768, 853, 859, 1019, 1005, 1091,	8	57
более 100 т/сут	1212, 1093, 876, 805	4	29
Итого		14	100

Динамика фонда скважин по дебитам нефти представлена на рисунке 2.2



Рисунок 2.2 Анализ фонда скважин по дебиту нефти

Как видно из распределения скважин по дебиту нефти, на дату анализа 57 % действующих добывающих скважин работали с дебитом по нефти от 40 до 100 т/сут, 14% работали с дебитом по нефти от 1 до 40 т/сут, и 29 % скважин в интервале более 100 т/сут.

Максимальный дебит нефти – 223 т/сут. на скважине № 1212.

Минимальный дебит нефти – 14 т/сут. на скважине № 766.

Средний дебит по скважинам 86 т/сут.

Распределение действующих скважин по обводненности по состоянию на 01.01.2018 г. представлено в таблице 2.5

Таблица 2.5

Распределение действующих скважин по обводненности на рисунке 2.3


Рисунок 2.3 Анализ фонда скважин по обводненности
Фонд работает в интервале обводненности 0,3-83%. С обводненностью 0-20% работает 7 скважин, что составляет 50 % от фонда. К интервалу обводненности 20-50% относится 2 скважины, что составляет 14 % от фонда. Это говорит о том, что больше половины фонда скважин слабо обводнены.

Максимальная обводненность - 83 % на скважине № 766.

Минимальная обводненность - 0,3 % на скважине № 698.

Средняя обводненность – 27,15%.

Анализ динамического уровня представлен на рисунке 2.4



Рисунок 2.4 Анализ фонда скважин по динамическому уровню
Максимальный динамический уровень – 3682 м, на скважине №768. Средний динамический уровень – 2934 м. Динамический уровень от 3000 до 4000 м имеют 6 скважин, что составляет 43% от фонда. Динамический уровень в интервале <3000 м имеют 8 скважин, что составляет 57% от фонда.

Анализ фонда скважин по глубине спуска насоса представлен на рисунке 2.5


Рисунок 2.5 Анализ фонда скважин по глубине спуска

Глубина спуска электроцентробежных насосов находится в пределах от 3500 –4150 м. Средняя глубина спуска насосов 3977 м. Максимальная глубина спуска насоса - 4126 м, на скважине № 680. Минимальная глубина спуска насоса – 3727 м, на скважине № 1091. К интервалу глубины спуска 3400-4000 м относится 7 скважин, что составляет 50% от фонда. В интервале 4000-4200 м находятся 7 скважин, что составляет 70% от фонда.

Анализ скважин по подпорному уровню представлен на рисунке 2.8


Рисунок 2.6 Анализ фонда скважин по подпорному уровню

Подпорная характеристика - разница между динамическим уровнем в скважине и глубиной спуска насоса. Подпорная характеристика в среднем составляет 1043 м. Максимальная разница между глубиной спуска насоса и динамическим уровнем составляет 1799 м в скважине № 876. Минимальная разница между глубиной спуска насоса и динамическим уровнем составляет 343 м в скважине № 1006.

Максимальный коэффициент подачи насоса равен 1,2 д.ед на скважине №698. Минимальный коэффициент подачи насоса 0,6 д.ед на скважине №1006. К интервалу коэффициента подачи насоса 0,6-1 д.ед относятся 11 скважин, что составляет 79% от фонда. В интервале от 1 д.ед находятся 3 скважин, что составляет 21% от фонда.

Анализ фонда скважин по коэффициенту подачи представлен на рисунке 2.7



Рисунок 2.7 Анализ фонда скважин по коэффициенту подачи насоса
К интервалу номинальной производительности <100 относятся 2 скважины, что составляет 14% от фонда. В интервале 100-200 находится 6 скважин, что составляет 43% от фонда. В интервале более 200 м3/сут работает 6 скважин, что составляет 43% от фонда.

Основная часть фонда работает в оптимальном режиме.



Рисунок 2.8 Анализ фонда скважин по номинальной производительности насоса