- •1.Геологическая часть
- •1.1.Общие сведения о месторождении
- •1.2.Орогидрография
- •1.3.Стратиграфия
- •1.4.Тектоника
- •1.5. Нефтегазоносность
- •Характеристика прерывистости, неоднородности и коллекторских свойств пласта d4 Росташинского месторождения
- •1.6.Геолого-физическая характеристика
- •Продуктивных пластов
- •1.7.Физико-химические свойства нефти, газа и воды
- •1.8. Подсчёт запасов нефти и газа
- •Основные геолого-физические характеристики пласта d4
- •Технологическая часть
- •2.1.Основные решения проектных документов
- •2.2. Анализ результатов гидродинамических
- •2.3. Анализ текущего состояния разработки
- •2.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.5. Прогноз показателей разработки залежи нефти пласта d4
- •Техническая часть
- •3.1.Состояние фонда скважин
- •3.2 Описание оборудования для добычи нефти
- •3.2.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (уэцн)
- •3.2.2 Оборудование фонтанных скважин
- •3.3. Расчёт по подбору скважинного оборудования
- •3.4. Вариант ручного счёта технико-технологических
3.4. Вариант ручного счёта технико-технологических
параметров скважины № 1014
Исходные данные для расчёта:
Номер скважины – 1014, скважина нефтяная, тип скважины – вертикальная.
Скважина эксплуатируется ЭЦН 5А–250– 900
Дебит скважины = 220м3/сут;
Обводнённость добываемой продукции = 9%;
Глубина скважины = 2212 м;
Глубина подвески насоса = 976 м;
Динамический уровень = 350 м;
Давление в затрубном пространстве = 3 атм.;
Плотность нефти в поверхностных условиях = 0,8398г/см3;
Плотность нефти в пластовых условиях = 0,8071 г/см3;
Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях = 1,067;
Плотность добываемой воды = 1,182 г/см3;
Давление насыщения нефти газом = 33,8 атм.;
Пластовое давление = 240 атм.;
Удлинение ствола скважины = 2 м;
Плотность жидкости глушения = 1180 кг/м3;
Коэффициент продуктивности скважины = 3,37;
Вязкость нефти в пластовых условиях = 2,53 мПа*с;
Проектируемый оптимальный отбор жидкости по скважине = 220 м3/сут;
Буферное давление в скважине = 20 атм.;
Расчёт:
1. qо= 1- 2/ 2212 = 0,9991 скважина вертикальная;
2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины:
г/см3;
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом:
г/см3;
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступаемой к приёму насоса:
5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:
мПа*с;
6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи):
, т.к. сП
7. Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора):
, т.к. сП;
8. Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШСНУ) перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации:
м
Для обеспечения отбора жидкости по скважине, равного 220 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН 5А – 250 – 900
Для насоса ЭЦН 5А – 250 – 900 коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1 =828; S2 = 3,88; S3 = 0,0138
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору:
м3/сут2;
10. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважин , характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:
сут/м2;
11. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче:
м3/сут;
12. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважин в поверхностных условиях:
м3/сут;
13. Проектное забойное давление в скважине:
МПа;
14. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения:
м;
15. Глубина подвески насоса в скважине:
м;
Принимаем подвеску, равную стандартной величине 660метров, при этом давление у приёма насоса: МПа.,
16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы:
м;
17. Количество водонефтяной смеси, перекачиваемой насосом:
м3/сут.
Результат расчёта показывает, что выбранный насос обеспечивает запроектированный дебит.
Выводы
По состоянию на 01.01.09 г. фонд действующих добывающих скважин на залежи нефти пласта Д4 составляет 31 единицу. Закачка воды осуществляется в 10 нагнетательных скважин.
Добывающий фонд на 80% работает фонтанным способом. В числе механизированных находятся скважины с обводнённостью более 30%. В дальнейшем весь фонд перейдёт в категорию механизированных.
Анализ гистограмм показывает, что в настоящее время фонд скважин малодебитный по нефти и жидкости и малообводнённый.
Расчёты по оптимизации скважинного оборудования показывают, что для обеспечения отбора жидкости по скважине №1014, равного 220 м3/сут выбираем насос ЭЦН 5А – 250 – 900.