- •1 Геологическая часть
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Орогидрография
- •1.3 Стpатигpафия
- •Каменноугольная система нижний каpбон туpнейский яpус.
- •Визейский яpус малиновский надгоpизонт.
- •Бобpиковский гоpизонт.
- •Тульский гоpизонт.
- •Окский надгоpизонт.
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоносность
- •1.6 Физико-химические свойства пластовой нефти
- •2 Расчетно-техническая часть
- •2.1 Технико-технологический раздел
- •2.1.1 Текущее состояние разработки
- •2.1.2 Характеристика использованного оборудования
- •2.2 Проектный раздел
- •2.2.1 Анализ добывных возможностей скважин
- •2.2.2 Анализ технологических режимов
- •2.2.3 Выбор методов повышения нефтеотдачи пластов и способов воздействия на призабойную зону скважины
- •3 Организационная часть
- •3.1 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная мероприятия
- •Требования для нефтегазосборных сетей.
- •3.2 Охрана недр и окружающей среды
- •4 Экономическая часть
- •Сумма затрат по выше перечисленным статьям составляет производственную себестоимость товарной нефти (Сп).
- •4.2 Себестоимость дополнительно добытой нефти по пласту т2 от ппд.
2.2.2 Анализ технологических режимов
Технологический режим работы скважин, оборудованных УЭЦН составлен с учетом проекта разработки пласта Т2 и проектных отборов жидкости, нефти и газа.
Добыча жидкости с пласта Т2 ведется механизированным способом - электропогружными установками. В 19 нефтяных скважинах спущены УЭЦН производительностью 20,30,50,80,125,130,160 м3/сут. Подбор УЭЦН к скважине проводится по методике ЦНИПа ПО «Куйбышевнефть». Отборы жидкости со скважин с помощью УЭЦН обеспечивают закачкой водой для поддержания пластового давления. Глубина спуска ЭЦН в зависимости от продуктивности скважин составляет 1200-2000 м. Динамические уровни в связи с отбором жидкости на отдельных скважинах довольно низкие и составляют от 500 до 1300м.
Дебиты скважин по технологическому режиму соответствует производительности спущенного оборудования УЭЦН, обводненность продукции скважин довольно высокая и составляет по пласту Т2 67%. Давление на буфере скважин составляет 10 атм. Для сбора газа затрубное пространство обвязывают с выкидной линией. Добыча жидкости обеспечена технологическими режимами эксплуатации УЭЦН и составляет 1275 м3/сут и нефти 419 м3/сут.
Технологические режимы работы скважин составляются и пересматриваются ежемесячно. Данные для составления технологических режимов обеспечиваются исследованием скважин. Замеры дебита скважин производятся на АГЗУ типа «Спутник» не менее 8-10 раз в месяц.
Статические и динамические уровни отбиваются уровнемером 1-2 раза в месяц. Пробы нефти на обводненность производятся 2-4 раза в месяц.
Производятся замеры пластового и забойного давления.
На основании составленных в результате исследований скважин технологических режимов можно сделать вывод об оптимальном режиме эксплуатации УЭЦН в скважинах пласта Т2 Курманаевского месторождения.
Расчет подбора УЭЦН по скважине 1739.
Исходные данные для расчета:
Скважина эксплуатируется насосом УЭЦН 5-125-1300
-
Дебит скважины Qж = 130 м3/сут
-
Обводненность n = 87 %.
-
Глубина скважины Нс = 2808 м.
-
Глубина подвески насоса Нп.н. = 1710 м.
-
Динамический уровень Нд = 610 м.
-
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
-
Давление в затрубном пространстве Рзатр = 0,8 МПа.
-
Плотность нефти в поверхностных условиях н.пов = 840 кг/м3
-
Плотность нефти в пластовых условиях н.пл = 830 кг/м3
-
Обьемный коэффициент = 1,108
-
Плотность добываемой воды в = 1170кг/м3
-
Давление насыщения Рнас = 6,23МПа.
-
Пластовое давление Рпл = 25,6 МПа
-
Lуд ствола = 27,2 м.
-
Плотность жидкости глушения жгл = 1170 кг/м3
-
Коэффициент продуктивности Кпр = 1,62 м3/сут МПа
-
Вязкость нефти в пластовых условиях н = 1,83 МПа*с
Проектируемый оптимальный отбор 130м3/сут
-
1-27,2/2808=0,99
-
-
-
Ксм = внпл (1-n/100) + n/100 = 1.108(1-0,87)+0,87 = 1,014
-
Так как обводненность n=87% > 60%, то принимаем поправочные коэффициенты
Kд=1; Kн=0,99.
6.
=
7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400
S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096
А=
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Принимаем Нпн = 1650м
14.
15. Qсм = Qжопт * Ксм = 120,1 * 1,014 = 121,8 м.3/сут
16. Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м.3/сут. Таким образом, проектируемый отбор 136,9 м.3/сут допустим и насос будет работать в оптимальных условиях.
Расчет подбора УЭЦН по скважине 235.
Исходные данные для расчета:
Скважина эксплуатируется установкой ЭЦН 5-80-1550
Проектируемый отбор 111,4 м.3/сут
-
Дебит скважины Qж = 90 м3/сут
-
Обводненность n = 91%.
-
Глубина скважины Нс = 2803м.
-
Глубина подвески насоса Нп.н. = 1560м.
-
Динамический уровень Нд = 780 м.
-
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
-
Давление в затрубном пространстве Рзатр = 0,9 МПа.
-
Плотность нефти в поверхностных условиях н.пов = 840 кг/м3
-
Плотность нефти в пластовых условиях н.пл = 830 кг/м3
-
Обьемный коэффициент = 1,108
-
Плотность добываемой воды в = 1160кг/м3
-
Давление насыщения Рнас = 6,23МПа.
-
Пластовое давление Рпл = 24,5 МПа
-
Lуд ствола = 5,6 м.
-
Плотность жидкости глушения жгл = 1200 кг/м3
-
Коэффициент продуктивности Кпр = 1,12 м3/сут МПа
-
Вязкость нефти в пластовых условиях н = 1,83 МПа*с
Расчет
-
0,998
-
-
-
Ксм = внпл (1-n/100) + n/100 = 1.108(1-0,91)+0,91 = 1,0097
-
Так как обводненность n=91% > 60%, то принимаем поправочные коэффициенты
Kд=1; Kн=0,99.
6.
=
7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400
S1=653.92; S2=18,72; S3=0,1
А=
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Принимаем Нпн = 1300м
14.
15. Qсм = Qжопт * Ксм = 94,9*1,0097 = 95,8 м.3/сут
-
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-180 м.3/сут. Таким образом, проектируемый отбор 111,4 м.3/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчет подбора УЭЦН по скважине 3351.
Скважина эксплуатируется насосами УЭЦН 5-125-1300
Исходные данные для расчета:
-
Дебит скважины Qж = 97 м3/сут
-
Обводненность n = 50%.
-
Глубина скважины Нс = 2798м.
-
Глубина подвески насоса Нп.н. = 1460м.
-
Динамический уровень Нд = 1260 м.
-
Диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
-
Давление в затрубном пространстве Рзатр = 3 Мпа.
-
Плотность нефти в поверхностных условиях рн.пов = 840 кг/м3
-
Плотность нефти в пластовых условиях р н.пл = 830 кг/м3
-
Обьемный коэффициент вн = 1,108
-
Плотность добываемой воды р в = 1170кг/м3
-
Давление насыщения Рнас = 6,23Мпа.
-
Пластовое дааввление Рпл = 25,4 Мпа
-
Lуд ствола = 12,1 м.
-
Плотность жидкости глушения р жгл = 1170 кг/м3
-
Коэффициент продуктивности Кпр = 1,3 м3/сут Мпа
-
Вязкость нефти в пластовых условиях Мн = 1,83 Мпа х с
Расчет.
Проектируемый отбор 120м3/сут
-
1-12,1/2798=0,996
-
-
-
Ксм = внпл (1-n/100) + n/100 = 1.108 х 0,5 + 0,5 = 1,054
-
см = 6.
7.
8.
=
9. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400
S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096
А=
10.
11.
12.
13
14.
15.
Принимаем Нпн = 1850м
16
17. Q см = Qжопт х Ксм = 127 х 1,054 = 134 м.куб/сут
-
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 138,7 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1713.
-
Дебит скважины Qж = 80 м3/сут
-
Обводнённость H = 67%
-
Глубина скважины Hс = 2845 м.
-
Глубина подвески насоса Hп.н = 1750 м.
-
Динамический уровень Hд = 1080 м.
-
Диаметр эксплуатационной колоны Дэк = 0,130 м.
-
Давление в затрубном пространстве Pзатр = 1,3 Мпа
-
Плотность нефти поверхностных условиях Pн пов = 840 кг/м3
-
Плотность нефти в пластовых условиях Pн пл = 830 кг/м3
-
Объёмный коэффициент Вн 1,108.
-
Плотность добываемой воды Pв =1170 кг/см3
-
Давление насыщения Pнас =6,23 Мпа
-
Пластовое давление Pпл =27,3 Мпа
-
Lуд ствола = 0,7 м.
-
Плотность жидкости глушения Pж гл = 1170 кг/м3
-
Коэффициент продуктивности Kпр = 0,27 м3/сут МПа
-
Вязкость в нефти в пластовых условиях Mн = 1,83 МПа . с
Расчёт:
Проектируемый отбор 130 м3/сут
-
-
-
-
-
Так как обводнённость n =67% > 60%, то принимаем поправочные коэффициенты Кд = 1, Кн = 0,99.
8.
=
9. Для отбора жидкости предварительно принимаем насос ЭЦН5-125-1400
S1=642,37; S2=17,43; S3=0,096
А=
10.
11.
12.
13
14.
15.
Принимаем Нпн = 1500м
-
-
Q см = Qжопт х Ксм = 141,1 х 1,036 = 146,2 м3/сут.
-
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 146,2 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Выводы по технической части.
-
Пласт Т2 находится в завершающей стадии разработки.
-
Закачка воды в пласт позволяет поддерживать пластовое давление для обеспечения проектных отборов жидкости.
-
Физико-химические свойства жидкости соответствуют техническим требованиям эксплуатации УЭЦН.
-
Существующие типоразмеры УЭЦН позволяют вести различные отборы по скважинам пласта Т2.
-
Технологический режим работы скважин составлен с учетом проектных отборов жидкости и оптимальной эксплуатации оборудования УЭЦН.
-
УЭЦН в скважинах пласта Т2 эксплуатируются в оптимальных режимах, однако ряд скважин можно перевести на повышенный отбор жидкости (скв.№ 1693, 1713, 3310, 3351), сохраняя оптимальную работу погружного оборудования.
-
Наработки УЭЦН по пласту Т2 значительно выше, чем в среднем по НГДУ «Бузулукнефть»-свыше 400 суток при средних 350 сутках
-
Проведение геолого-технических мероприятий на скважинах пласта Т2 в совокупности с закачкой воды для ППД позволяет замедлить темп естественного падения добычи нефти.
-
Оптимальные проектные отборы жидкости по скважинам позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта Т2