Автор: Пользователь скрыл имя, 22 Декабря 2010 в 09:42, дипломная работа
В проекте изложен анализ эксплуатации добывающих скважин турнейской залежи Павловского месторождения и рекомендации по усовершенствованию их работы .
ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении.
1.2 Стратиграфия.
1.3 Тектоника.
1.4 Нефтегазоносность.
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторно- продуктивных горизонтов.
1.6 Конструкция скважины.
2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Современное состояние разработки.
2.2 Характеристика используемого оборудования
2.3 Проектная часть
2.3.1 Анализ добывных возможностей скважин,
оборудованных УШСН.
2.3.2 Анализ технологических режимов.
2.3.3 Выбор оборудования.
2.3.4 Выводы и рекомендации.
3 СПЕЦВОПРОС: Повышение нефтеотдачи пластов за счет
проведения СКО.
4 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ.
4.1 Охрана недр и окружающей среды.
4.2 Охрана труда и техника безопасности.
4.3 Противопожарные мероприятия.
4.4 Промышленная безопасность.
5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Сводная таблица добывных возможностей скважин.
| №№
пп |
№ скв. | nв
(%) |
К
(т/сутМПа) |
Рmax.доп МПа | Qф | Qmax д | DQ |
| 1 | 873 | 14.6 | 0.24 | 3.15 | 1.7 | 2.143 | 0.4 |
| 2 | 890 | 19.5 | 0.773 | 3.15 | 5.8 | 7.614 | 1.8 |
| 3 | 893 | 32.1 | 0.218 | 3.15 | 2.0 | 2.204 | 0.2 |
| 4 | 896 | 13.3 | 0.138 | 3.15 | 1.1 | 1.023 | - 0.077 |
| 5 | 900 | 20.3 | 0.229 | 3.15 | 1.7 | 1.873 | 0.17 |
| 6 | 903 | 8.0 | 0.701 | 3.15 | 3.8 | 6.568 | 2.76 |
| 7 | 915 | 2.4 | 0.261 | 3.15 | 3.5 | 3.145 | - 0.355 |
| 8 | 1049 | 12.2 | 1.098 | 3.15 | 6.7 | 9.278 | 2.6 |
| 9 | 2143 | 18.4 | 0.485 | 3.15 | 3.3 | 3.613 | 0.3 |
| 10 | 2358 | 18.8 | 15.2 | 3.15 | 7.6 | 70.68 | 63.08 |
, где
nв – обводненность , %
rн – плотность нефти, кг/м3 (= 824 кг/м3)
| № скв. | nв | rн | G |
| 873 | 14.6 | 824 | 0.250 |
| 890 | 19.5 | 824 | 0.265 |
| 893 | 32.1 | 824 | 0.314 |
| 896 | 13.3 | 824 | 0.246 |
| 900 | 20.3 | 824 | 0.268 |
| 903 | 8.0 | 824 | 0.232 |
| 915 | 2.4 | 824 | 0.219 |
| 1049 | 12.2 | 824 | 0.243 |
| 2143 | 18.4 | 824 | 0.262 |
| 2358 | 18.8 | 824 | 0.263 |
G0 = G * Δ ,
Δ =ρг / ρв
G – газовый фактор, м3/м3
G0 – коэффициент газосодержания,
ρв , ρг – плотность воздуха (=1.148) и газа (=0.7) соответственно, кг/м3
Δ – относительная плотность газа по воздуху
| № скв | Δ | G | G0 |
| 873 | 0.61 | 0.250 | 0.152 |
| 890 | 0.61 | 0.265 | 0.161 |
| 893 | 0.61 | 0.314 | 0.191 |
| 896 | 0.61 | 0.246 | 0.150 |
| 900 | 0.61 | 0.268 | 0.163 |
| 903 | 0.61 | 0.232 | 0.141 |
| 915 | 0.61 | 0.219 | 0.134 |
| 1049 | 0.61 | 0.243 | 0.148 |
| 2143 | 0.61 | 0.262 | 0.159 |
| 2358 | 0.61 | 0.263 | 0.160 |
3. Определяем плотность газожидкостной смеси: при низком газовом факторе и обводненности < 80%:
при высоком газовом факторе и nв > 80%
, где
rн – плотность нефти (= 824 кг,м3)
rг – плотность газа (= 0,7 кг,м3)
rв – плотность воды (= 1181 кг,м3)
nв – обводненность, %
G – газовый фактор, м3/м3
в– объемный коэффициент (=1.1)
| №
скв. |
rн кг,м3 | rг кг,м3 | rв кг,м3 | nв, % | G, м3/м3 | в | rж кг,м3 |
| 873 | 824 | 0.7 | 1181 | 14.6 | 0.250 | 1.1 | 807.3 |
| 890 | 824 | 0.7 | 1181 | 19.5 | 0.265 | 1.1 | 827.1 |
| 893 | 824 | 0.7 | 1181 | 32.1 | 0.314 | 1.1 | 864.6 |
| 896 | 824 | 0.7 | 1181 | 13.3 | 0.246 | 1.1 | 801.9 |
| 900 | 824 | 0.7 | 1181 | 20.3 | 0.268 | 1.1 | 830.9 |
| 903 | 824 | 0.7 | 1181 | 8.0 | 0.232 | 1.1 | 780.8 |
| 915 | 824 | 0.7 | 1181 | 2.4 | 0.219 | 1.1 | 759.1 |
| 1049 | 824 | 0.7 | 1181 | 12.2 | 0.243 | 1.1 | 798.7 |
| 2143 | 824 | 0.7 | 1181 | 18.4 | 0.262 | 1.1 | 823.0 |
| 2358 | 824 | 0.7 | 1181 | 18.8 | 0.263 | 1.1 | 824.5 |
4. Определяем приведенное давление.
где Рср.кр. – среднее критическое давление = 2,56 Мпа
| № скв. | Pпл | Pср.кр. | Pпр |
| 873 | 12.08 | 2.56 | 4.72 |
| 890 | 13 | 2.56 | 5.08 |
| 893 | 13.26 | 2.56 | 5.18 |
| 896 | 10.56 | 2.56 | 4.13 |
| 900 | 11.33 | 2.56 | 4.42 |
| 903 | 12.52 | 2.56 | 4.89 |
| 915 | 15.2 | 2.56 | 5.94 |
| 1049 | 11.6 | 2.56 | 4.53 |
| 2143 | 10.6 | 2.56 | 4.14 |
| 2358 | 7.8 | 2.56 | 3.05 |
5. Определяем оптимальную глубину погружения насоса
под динамический уровень.
где
Рпр – приведенное давление, Мпа
Рзат – затрубное давление, Мпа
rж – плотность жидкости
| № скв | Рпр | Рзат | rж | Hопт |
| 873 | 4.72 | 0.97 | 807.3 | 473.99 |
| 890 | 5.08 | 0.85 | 827.1 | 521.86 |
| 893 | 5.18 | 0.69 | 864.6 | 529.91 |
| 896 | 4.13 | 1.03 | 801.9 | 394.47 |
| 900 | 4.42 | 1.47 | 830.9 | 362.28 |
| 903 | 4.89 | 0.82 | 780.8 | 531.89 |
| 915 | 5.94 | 1.21 | 759.1 | 635.82 |
| 1049 | 4.53 | 0.8 | 798.7 | 476.54 |
| 2143 | 4.14 | 2.19 | 823.0 | 241.77 |
| 2358 | 3.05 | 0.82 | 824.5 | 275.98 |
Информация о работе Анализ добывных возможностей скважин Павлвского месторождения