Курсовой проект по дисциплине «Скважинная добыча нефти» на тему «Оптимизация эксплуатации добывающей скважины 3510 Ельниковского месторождения Выполнил: студент группы ОПБ 21.03.01-41 Васильев С.С.
Параметры
|
Продуктивные отложения
| | | |
Визейские
|
Каширо-подольские
|
Средняя глубина залегания, м
|
1380
|
890
|
Тип залежи
|
пластовая сводовая
|
пластовая сводовая
|
Тип коллектора
|
терригенный
|
карбонатный
|
Площадь нефтеносности, тыс.м2 (В+С1 / С2)
|
83031 / -
|
78507/2721
|
Средняя общая толщина, м
|
10.98
|
38.84
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
5.6
|
14.81
|
Пористость, %
|
0.205
|
0.195
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
|
0.811
|
0.67
|
Проницаемость, мкм2
|
488
|
29
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0.86
|
0.86
|
Параметры
|
Продуктивные отложения
| | | |
Визейские
|
Каширо-подольские
|
Расчлененность, ед.
|
1.4
|
9.9
|
Начальная пластовая температура, °С
|
29.1
|
21.3
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
13.2
|
9.3
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с
|
14.95
|
11.4
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0.8823
|
0.8624
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0.8963
|
0.8797
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
-1198.0; -1209.0
|
-716-823
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
|
1.034
|
1.048
|
Содержание серы в нефти, %
|
2.51
|
2.06
|
Содержание парафина в нефти, %
|
4.44
|
4.24
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
6.6
|
5.2
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
9.1
|
12.7
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа. С
|
1.5
|
1.5
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1.177
|
1.159
|
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
| | |
Нефти
|
6.1
|
6.62
|
Воды
|
4.546
|
4.715
|
Породы
|
1.5
|
0.35-4.5
|
Коэффициент вытеснения, доли ед.
|
0.581
|
0.545
| I. Геологическая часть 1.2. Состав и свойства пластовых флюидов
ОБЪЕКТ
|
ПЛОТНОСТЬ, КГ/М3
|
ВЯЗКОСТЬ КИНЕМАТИЧЕСКАЯ, ММ2/С
| |
СОДЕРЖАНИЕ, % МАСС.
| | | | | | | |
АСФАЛЬТЕНОВ
|
СМОЛ
|
ПАРАФИНОВ
| | | |
200С
|
500С
| | | |
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ЕЛЬНИКОВСКОЕ
ПОДНЯТИЕ АПАЛАХИНСКОЕ
| | | | | | |
С2рd
|
874,2
|
19,2
|
7,74
|
2,8
|
14,5
|
4,3
|
С2ks
|
878,6
|
23,08
|
8,96
|
4,1
|
14,1
|
4,6
|
С1jsp
|
902,7
|
86,59
|
22,02
|
3,6
|
16,5
|
5,1
|
С1t
|
902,1
|
70,4
|
18,69
|
4,5
|
16,8
|
5,5
|
ПОДНЯТИЕ ЕЛЬНИКОВСКОЕ
| | | | | | |
С2рd
|
877,3
|
19,07
|
7,6
|
2,85
|
13,52
|
3,35
|
С1jsp
|
896,9
|
56,59
|
17,84
|
4,46
|
16,05
|
5,38
|
С1t
|
899,3
|
50,77
|
15,52
|
4,56
|
15,8
|
4,04
|
ПОДНЯТИЕ СОКОЛОВСКОЕ
| | | | | | |
С2рd
|
889,9
|
30,0
|
10,1
|
3,67
|
13,2
|
3,87
|
С2ks
|
881,7
|
27,15
|
9,84
|
5,2
|
12,79
|
3,49
|
С1jsp
|
893,4
|
45,89
|
16,99
|
5,1
|
16,1
|
4,3
|
С1t
|
912,9
|
106,8
|
29,3
|
8,9
|
16,8
|
3,0
| II. Технологическая часть 2.1. Анализ технологического режима и условий работы. Расчет основных параметров работы скважинного оборудования: коэффициент подачи насоса, длина хода плунжера, приведенное напряжение в штангах. Сравнение расчетных параметров с результатами динамометрирования.
Параметр
|
Значение
|
Затрубное давление, кгс/см2
|
13,3
|
Линейное давление, кгс/см2
|
13,5
|
Динамический уровень, м
|
1054
|
Наружный диаметр НКТ, мм
|
73
|
Толщина стенок НКТ, мм
|
5,5
|
Расстояние от устья до верха интервала перфорации, м
|
1007,2
|
Удлинение до верха интервала перфорации, м
|
68,79
|
Удельный вес воды, г/см3
|
1,156
|
Удельный вес нефти, г/см3
|
0,879
|
Обводненность жидкости, %
|
56
|
Дебит жидкости, м3/сут
|
2
|
Таблица 1
Входные данные
Диаметр 1 ступени колонны штанг, мм
|
22
|
Диаметр 2 ступени колонны штанг, мм
|
19
|
Длина 1 ступени колонны штанг, м
|
404
|
Длина 2 ступени колонны штанг, м
|
709
|
Удельный вес стали, кг/м3
|
7850
|
Модуль упругости, кг/м2
|
2,1*1010
|
Диаметр плунжера, мм
|
44
|
Продолжение таблица 1
Входные данные
Параметр
|
Значение
|
Средний запас прочности штанг, %
|
87
|
Минимальная мощность электродвигателя, кВт
|
2
|
Расчетная производительность, м3/сут
|
6
|
Длина подвески, м
|
1113
|
Таблица 4
Расчетные параметры
Параметр
|
Значение
|
Теоретическая длина хода плунжера, м
|
1,23
|
Максимальная нагрузка УШ, кг
|
4140
|
Минимальная нагрузка УШ, кг
|
2385
|
Темп качания, кач/мин
|
2,4
|
Ход плунжера вверх, м
|
1,22
|
Ход плунжера вниз, м
|
0,51
|
Максимальная нагрузка, кг
|
5030
|
Минимальная нагрузка, кг
|
2310
|
Длина хода УШ, м
|
1,594
|
Вес штанг вверху, т
|
4,6
|
Вес штанг внизу, т
|
2,9
|
Таблица 5
Данные с динамограммы
Параметр
|
Значение
| | | | | |
Идеальный
|
Теоретический
|
По динамограмме
|
Режимный
|
Коэффициент подачи
|
1,0
|
0,8
|
0,3
|
0,2
|
Дебит по жидкости, м3/сут
|
8,4
|
6,4
|
2,7
|
2,0
|
Дебит по нефти, м3/сут
|
3,9
|
3,0
|
1,3
|
0,8
|
При ходе плунжера:
|
Расчетном
| |
Фактическом
| |
Наполнение насоса, %
|
41,7
| |
41,9
| |
Таблица 6
Сводные данные
Напряжение в верхней части колонны штанг
|
Фактическое
|
Допустимое
|
Приведенное по Одингу, МПа
|
67,6
|
70
|
Приведенное по Марковцу, МПа
|
54,1
|
57
|
Приведенное по Гудмену, МПа
|
96,4
|
97
|
Продолжение таблица 6
Сводные данные
где Qид – подача насоса, м3/сут; 1440 – количество минут в сутках; fпл – площадь поперечного сечения плунжера, м2; S – длина хода полированного штока, м; n – число качаний в минуту, кач/мин. Площадь поперечного сечения плунжера fпл определяется как где D – диаметр плунжера, м.
Условно теоретическая суточная подача определяется согласно формуле:
Определяем коэффициент подачи насоса при расчетах подачи для теоретической динамограммы: Приведенное напряжение в штангах, рассчитываемое согласно формуле Одинга: где σпр – приведенное напряжение, МПа; σмакс – максимальное напряжение цикла, МПа; σа – амплитудное напряжение цикла, МПа; Приведенное напряжение в штангах, рассчитываемое согласно формуле Марковца: где σср – среднее напряжение в цикле, МПа. Приведенное напряжение в штангах, рассчитываемое согласно формуле Гудмена: Для расчета этих параметров необходимо также определить следующие величины: Площадь поперечного сечения штанг fшт диаметром 19мм и 22мм: где dшт – диаметр штанг, м. Плотность жидкости ρж - где ρв – плотность воды, кг/м3;
- ρн – плотность нефти, кг/м3;
- B – обводнённость жидкости, доли единицы.
Гидростатическое давление столба жидкости РГС: Где Н – длина колонны штанг по вертикали, м; Нпод – длина подвески штанг, м; Уд – удлинение колонны, м. Вес штанг в воздухе Gшт: где ρшт – удельный вес стали, кг/м3; Нсп – глубина спуска колонны штанг, м.
Вес столба жидкости Gж: Максимальная нагрузка Gмакс определяется согласно формуле Е. Кемлера: где SУШ – длина хода устьевого штока, м; n – темп качания, кач/мин. Минимальная нагрузка Gмин определяется согласно формуле К. Миллса: Характеристики циклического изменения напряжения в произвольном сечении: — максимальное напряжение цикла — амплитудное напряжение цикла — среднее напряжение цикла
Параметр
|
Значение
|
Идеальная подача Qид, м3/сут
|
8,4
|
Теоретическая подача Qтеор, м3/сут
|
6,46
|
Фактическая подача Qфакт, м3/сут
|
2,7
|
Коэффициент подачи насоса при теоретической подаче η, д. ед.
|
0,77
|
Коэффициент подачи насоса при фактической подаче η, д. ед.
|
0,32
|
Площадь поперечного сечения плунжера fпл, м2
|
1,52*10-3
|
Площадь поперечного сечения штанги диаметром 22 мм fшт, м2
|
3,8*10-4
|
Площадь поперечного сечения штанги диаметром 19 мм fшт, м2
|
2,83*10-4
|
Плотность жидкости ρж, кг/м3
|
1034,12
|
Гидростатическое давление Ргс, МПа
|
10,593
|
Вес штанги в воздухе Gшт, Н
|
27273
|
Вес столба жидкости Gж, Н
|
16131
|
Максимальная нагрузка Gмакс, Н
|
43626
|
Минимальная нагрузка Gмин, Н
|
27133
|
Максимальное напряжение цикла σмакс, МПа
|
154,155
|
Минимальное напряжение цикла σмин, МПа
|
95,875
|
Амплитудное напряжение цикла σа, МПа
|
29,140
|
Среднее напряжение цикла σср, МПа
|
125,015
|
Приведенное напряжение по Одингу σпр, МПа
|
67,02
|
Приведенное напряжение по Марковцу σпр, МПа
|
54,143
|
Приведенное напряжение по Гудмену σпр, МПа
|
98,87
|
Потребляемая мощность N, кВт
|
0,795
|
Параметр
|
Значение
|
Идеальная подача Qид, м3/сут
|
3,15
|
Фактическая подача Qфакт, м3/сут
|
1,9
|
Коэффициент подачи насоса при фактической подаче η, д. ед.
|
0,6
|
Площадь поперечного сечения плунжера fпл, м2
|
0,45*10-3
|
Вес столба жидкости Gж, Н
|
4776
|
Максимальная нагрузка Gмакс, Н
|
32213
|
Максимальное напряжение цикла σмакс, МПа
|
71,584
|
Минимальное напряжение цикла σмин, МПа
|
60,295
|
Амплитудное напряжение цикла σа, МПа
|
5,645
|
Среднее напряжение цикла σср, МПа
|
65,940
|
Приведенное напряжение по Одингу σпр, МПа
|
20,100
|
Приведенное напряжение по Марковцу σпр, МПа
|
18,833
|
Приведенное напряжение по Гудмену σпр, МПа
|
37,820
|
Потребляемая мощность N, кВт
|
0,236
| Заключение По результатам исследований скважины 3510 Ельниковского месторождения выявлены проблемы влияния свободного газа на работу скважины. Для оптимизации работы скважины было предложено изменить режим работы скважины путем замены плунжера насоса диаметром 44 мм на плунжер диаметром 24 мм. При снижении диаметра плунжера коэффициент подачи насоса увеличится на 36 %, при одновременной снижении потребления электроэнергии на 70%. |
Скачать 258.83 Kb.