Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Геолого-физическая характеристика объектаСтр 1 из 5Следующая ⇒
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяная промышленность является важнейшей отраслью народного хозяйства. Доля нефти в энергетическом балансе страны значительна. Успешное решение задач экономического развития нашей страны в области нефтедобычи требует дальнейшего повышения эффективности методов разработки месторождений. В данном курсовом проекте приводится геолого-физическая характеристика объекта; проводится анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН; рассматриваются мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, по снижению обводненности, улучшению состояния ПЗП, повышению нефтеотдачи пласта, по охране труда; рассматривается состояние эксплуатационного фонда скважин пласта и производится подбор ЭЦН к скважине. Также работа содержит расчет эффективности применения различных методов повышения нефтеотдачи пласта с целью более полной его выработки и снижения обводнености продукции. I. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении
Географически Сологаевское месторождение располагается на границе Кинель-Черкасского и Похвистневского районов Самарской области в 15км. к северо-востоку от районного центра Кинель-Черкассы. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются сёла Савруха, Антоновка и Сарбай. В 12км к востоку располагается станция "Подбельская" Куйбышевской железной дороги в направлении Самара – Уфа. Населенные пункты связаны между собой улучшенными грунтовыми дорогами и дорогами с асфальтированным покрытием. В 30км к северо-западу от месторождения тянется нефтепровод "Дружба". Район густонаселен, в экономическом отношении является сельскохозяйственным, ведущая промышленная отрасль - нефтедобыча. Рядом с Сологаевским месторождением находятся Сарбайско-Сидоровское и Сургутское месторождения. Географическое расположение на территории Самарской области показано на рис.1.1. Разработку месторождений ведет ЦДНГ-2 Северной группы месторождений ОАО "Самаранефтегаз". Задействованные цеха и участки, соответствующих управлений базируются в г. Похвистнево. Сологаевское месторождение расположено в зоне лесостепей Заволжья и характеризуется континентальным климатом, с жарким летом и холодной зимой. Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха +3,20С, среднегодовое количество осадков составляет 465мм. Основной фон почвенного покрова представлен различными черноземами, на которых расположены пашни. На севере и северо-западе территория месторождения граничит с лесными массивами Государственного лесного фонда (ГЛФ). Лесной массив представлен широколиственными породами деревьев: дубом, платановидным кленом, липой, осиной и кустарниками.
Сологаевское месторождение представлено такими объектами нефтедобычи, транспорта и подготовки нефти, как: эксплуатационный фонд - 75 скважин, из них 39 - добычных, 9 нагнетательных, одна водозаборная, одна поглощающая, - остальные скважины выведены в бездействие или ликвидированы; УПСВ, четыре шурфа для закачки воды в продуктивные пласты, факельная установка для утилизации газа концевых ступеней сепарации, 6- установок АГЗУ. Трубопроводы для сбора жидкости от скважин до УПСВ, трубопроводы (общей длиной 58км) для транспортировки, отстоявшейся нефти от УПСВ до Сосновского товарного парка, газопровод "Сологаевка - СУ-5 Семеновка" и водоводы для ППД.
Рис. 1.1 Обзорная карта-схема территории месторождения
Для электроснабжения объектов Сологаевского месторождения, построены: электрическая подстанция 35/6кВ, мощностью 1200кВА, ВЛ 35-6-0,4кВ, КТП 6/0,4 кВ и КТППН для электроснабжения УЭЦН и хозяйственных нужд более 60 шт., 8 частотных преобразовательных станций, здание операторной на УПСВ и вагон-дом –столовая. Пласт Д II Свойства нефти и газа определены по пяти глубинным пробам из скважин 12, 14, 106, 121, 154 и по пяти поверхностным пробам из этих же скважин, расположенных на Сологаевском куполе. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 782,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 10,01 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 82,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,55 мПа×с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м3, газосодержание 71,7 м3/т, объемный коэффициент 1,182, динамическая вязкость разгазированной нефти 11,41 мПа×с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,08 %), малосмолистая (3,34 %), парафиновая (4,72 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 47 %. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 3,56 %, метана 45,45 %, этана 18,20 %, пропана 18,10 %, высших углеводородов (пропан+высшие) 32,17 %, гелия 0,072 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,076.
Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти и воды
Таблица 1.3 Химический состав и физические свойства пластовой воды Пласт ДI
Таблица.1.4 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт ДI
Таблица 1.5 Свойства пластовой нефти и воды Наименование | Пласт ДII Сологаевский, Подбельский купола | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| скв. | проб | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| а) нефть | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Давление насыщения газом, МПа | 5 | 5 | 9,17-10,90 | 10,01 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 5 | 5 | 80,2-83,7 | 82,2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Газосодержание при дифферен-циальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Р1 = 0,75 МПа Т1 = 20 оС | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Р2 = 0,14 МПа Т2 = 20 оС | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Р3 = 0,11 МПа Т3 = 18 оС | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Р4 = 0,10 МПа Т4 = 18 оС | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Р5 = 0,11 МПа Т5 = 30 оС | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Р6 = 0,10 МПа Т6 = 30 оС | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Суммарное газосодержание, м3/т | 5 | 5 | - | 71,7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях | 5 | 5 | - | 1,182 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Плотность, кг/м3 | 5 | 5 | 769,0-796,0 | 782,0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Вязкость, мПа×с | 5 | 5 | 1,41-1,68 | 1,55 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Пластовая температура, оС | 5 | 5 | 60-65 | 65 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| г) пластовая вода | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Газосодержание, м3/т | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Объемный коэффициент | 2 | 2 | 1,017 | 1,017 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Общая минерализация, г/л | 23 | 135 | 242,2-277,3 | 261,7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Плотность, кг/м3: пов. усл./ пласт.ус | 23 | 135 | 1191/1171-1199/1179 | 1196/1176 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Таблица 1.6 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт ДII Сологаевский, Подбельский купола
| Наименование | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | Пластовая нефть | ||||||||
| выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | масс.% | мольн.% | ||||||
| масс.% | мольн.% | масс.% | мольн.% | масс.% | мольн.% | масс.% | мольн.% | ||||
| Сероводород | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Углекислый газ | 0,72 | 0,58 | 0,00 | 0,00 | 0,87 | 0,62 | 0,00 | 0,00 | 0,07 | 0,23 | |
| Азот + редкие | 2,63 | 3,30 | 0,00 | 0,00 | 3,19 | 3,56 | 0,00 | 0,00 | 0,27 | 1,33 | |
| Метан | 19,19 | 42,12 | 0,01 | 0,17 | 23,32 | 45,45 | 0,00 | 0,00 | 1,99 | 16,99 | |
| Этан | 13,87 | 16,24 | 0,07 | 0,46 | 17,51 | 18,20 | 0,01 | 0,06 | 1,50 | 6,84 | |
| Пропан | 20,22 | 16,15 | 0,39 | 1,82 | 25,54 | 18,10 | 0,32 | 1,44 | 2,47 | 7,67 | |
| Изобутан | 4,26 | 2,58 | 0,18 | 0,63 | 4,51 | 2,43 | 0,25 | 0,85 | 0,61 | 1,44 | |
| Н.бутан | 11,93 | 7,23 | 0,81 | 2,89 | 12,29 | 6,61 | 1,03 | 3,56 | 1,99 | 4,70 | |
| Изопентан | 6,27 | 3,06 | 0,97 | 2,76 | 3,97 | 1,72 | 1,32 | 3,65 | 1,54 | 2,93 | |
| Н.пентан | 6,37 | 3,11 | 1,26 | 3,59 | 4,46 | 1,93 | 1,57 | 4,35 | 1,82 | 3,45 | |
| Гексаны | 9,13 | 3,73 | 2,78 | 6,65 | 2,89 | 1,05 | 3,48 | 8,08 | 3,43 | 5,45 | |
| Гептаны | 5,41 | 1,90 | 2,67 | 5,49 | 1,45 | 0,33 | 3,16 | 6,32 | 2,96 | 4,05 | |
| Остаток | 0,00 | 0,00 | 90,86 | 75,54 | 0,00 | 0,00 | 88,86 | 71,69 | 81,35 | 44,92 | |
| Молекулярная масса |
| 206,00 | 31,16 | 200,00 | 137,00 | ||||||
| газа, кг/м3 | 1,488 |
| 1,296 |
|
| ||||||
| газа относительная (по воздуху) | 1,235 |
| 1,076 |
|
| ||||||
| нефти, кг/м3 |
| 851,00 |
| 846,00 | 782,00 | ||||||
Технологическая часть
Решение
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
1-19/2693=0.993
2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.
0.838+1,03*0.821)/2,085=0.807(г/см3)
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
0.821*(1-18/100)+1.18(18/100)=0.886(г/см3)
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
1.196(1-18/100)+18/100=1.161
5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при n 
60%).
6.
1.41*0.886/(0.821-(18/100)1/3 (1+(1.18/0.821-1)*18/100)=3.239(сП)
mн.пл – вязкость пластовой нефти, сП.
Если mсм 
5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как mсм 5 сП.
7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
(2584-2300)*(0.807/0.886)-(((130-7)*10)/(0.993*0.886))+2693+2300-2584+7*10/0.886=1348.262(м)
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 57 м3/сут, предварительно выбираем насос 5-40-2600. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса: S1=1275.49 м; S2=13.1757 сут/м2; S3=0.21631 сут2/м5;
7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
(1275.49-1348.262)*12/1.21*1.1612*0.21631=-206.371(м6/сут2)
8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
10*1/(0.993*0.886*7.324*0.99)=1.568
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
(13.1757-1.568)*0.99/(2.2*1.161*0.21631)=20.804(м3/сут)
10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
20.804+(-206.371+20.8042)1/2=35.851(м3/сут)
11. Проектное забойное давление в скважине.
130-35.851/7.324=125.105 (атм.)
12. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.
2693-(10*125.105)/(0.993*1.18)=1625 (м)
13. Глубина подвески насоса в скважине.
2693-10*(125.105-97.5)/0.993*0.886=2379 (м)
14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работы.
2379-((10*(125.105-7)-0.886*(2693-2379))/0.807)=1466 (м)
15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.
35.851*1.161=41.613(м3/сут)
Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 25 – 70 (м3/сут); проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 57 (м3/сут), находится в рабочей области. График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен ниже.
|
|
На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (штриховка).
Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме ηmax, находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Qcкв на режиме ηmax, определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.
Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы
скважины № 155 пласта Д1+Д2 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-80-2600, на рассчитанный насос ЭЦН5-40-2600.
Техническая часть
Заключение
В данном курсовом проекте выполнены следующие задачи:
1. Приведена геолого-физическая характеристика объекта.
2. Рассмотрены физико-химические свойства и состав нефти и воды.
3. Проанализирована работа скважин, оборудованных УЭЦН.
4. Рассмотрены мероприятия по снижению обводнености, улучшению состояния ПЗП, повышению нефтеотдачи пласта.
5. Охарактеризовано состояние эксплуатационного фонда скважин пласта.
6. Произведен расчёт подбора УЭЦН Сологаевского месторождения.
7. Указаны требования к охране труда при работе на скважине.
Библиографический список
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1983г, 2005 г.
2. Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова/. М: Недра, 1974г.
3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. Учебное пособие для N.
техникумов. М; Недра, 1989г.
4. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.
5. Андриасов Р.С., Мищенко А.М, Петров А.И. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.
6. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов. М: Недра, 1979г.
7. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
8. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений М.: Недра, 1990.
9. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978.
10.Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи
нефти. М: Недра, 1967. 11.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.
Размещено на Allbest.ru
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяная промышленность является важнейшей отраслью народного хозяйства. Доля нефти в энергетическом балансе страны значительна. Успешное решение задач экономического развития нашей страны в области нефтедобычи требует дальнейшего повышения эффективности методов разработки месторождений.
В данном курсовом проекте приводится геолого-физическая характеристика объекта; проводится анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН; рассматриваются мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, по снижению обводненности, улучшению состояния ПЗП, повышению нефтеотдачи пласта, по охране труда; рассматривается состояние эксплуатационного фонда скважин пласта и производится подбор ЭЦН к скважине. Также работа содержит расчет эффективности применения различных методов повышения нефтеотдачи пласта с целью более полной его выработки и снижения обводнености продукции.
I. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Географически Сологаевское месторождение располагается на границе Кинель-Черкасского и Похвистневского районов Самарской области в 15км. к северо-востоку от районного центра Кинель-Черкассы. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются сёла Савруха, Антоновка и Сарбай. В 12км к востоку располагается станция "Подбельская" Куйбышевской железной дороги в направлении Самара – Уфа.
Населенные пункты связаны между собой улучшенными грунтовыми дорогами и дорогами с асфальтированным покрытием. В 30км к северо-западу от месторождения тянется нефтепровод "Дружба". Район густонаселен, в экономическом отношении является сельскохозяйственным, ведущая промышленная отрасль - нефтедобыча. Рядом с Сологаевским месторождением находятся Сарбайско-Сидоровское и Сургутское месторождения. Географическое расположение на территории Самарской области показано на рис.1.1. Разработку месторождений ведет ЦДНГ-2 Северной группы месторождений ОАО "Самаранефтегаз". Задействованные цеха и участки, соответствующих управлений базируются в г. Похвистнево. Сологаевское месторождение расположено в зоне лесостепей Заволжья и характеризуется континентальным климатом, с жарким летом и холодной зимой. Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха +3,20С, среднегодовое количество осадков составляет 465мм. Основной фон почвенного покрова представлен различными черноземами, на которых расположены пашни. На севере и северо-западе территория месторождения граничит с лесными массивами Государственного лесного фонда (ГЛФ). Лесной массив представлен широколиственными породами деревьев: дубом, платановидным кленом, липой, осиной и кустарниками.
Сологаевское месторождение представлено такими объектами нефтедобычи, транспорта и подготовки нефти, как: эксплуатационный фонд - 75 скважин, из них 39 - добычных, 9 нагнетательных, одна водозаборная, одна поглощающая, - остальные скважины выведены в бездействие или ликвидированы; УПСВ, четыре шурфа для закачки воды в продуктивные пласты, факельная установка для утилизации газа концевых ступеней сепарации, 6- установок АГЗУ. Трубопроводы для сбора жидкости от скважин до УПСВ, трубопроводы (общей длиной 58км) для транспортировки, отстоявшейся нефти от УПСВ до Сосновского товарного парка, газопровод "Сологаевка - СУ-5 Семеновка" и водоводы для ППД.
Рис. 1.1 Обзорная карта-схема территории месторождения
Для электроснабжения объектов Сологаевского месторождения, построены: электрическая подстанция 35/6кВ, мощностью 1200кВА, ВЛ 35-6-0,4кВ, КТП 6/0,4 кВ и КТППН для электроснабжения УЭЦН и хозяйственных нужд более 60 шт., 8 частотных преобразовательных станций, здание операторной на УПСВ и вагон-дом –столовая.
Геолого-физическая характеристика объекта
Пласт Д1
Пласт ДI сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, характеризующимися значительной глинистостью, вплоть до полного замещения глинами в скважинах 7, 8, 30, 33, 35, 42. Во многих залежах коллекторские свойства пласта определяются не только обычной межзерновой пористостью, но и в значительной степени наличием развитых трещин. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти определяются преимущественно объемом трещин, при этом межзерновая пористость играет небольшую роль. Залежи в трещиноватых коллекторах чаще всего приурочены к плотным карбонатным породам, а иногда и к терригенным отложениям, которые практически не пропускают сквозь себя жидкости и газы, если в них нет трещин. Однако скважины пробуренные на эти пласты, иногда имеют высокие дебиты в следствии притока нефти к забоям по разветвленной сети трещин, пронизывающих коллекторы. Емкость трещиноватого коллектора обусловлена кавернами и микрокарстами, самими трещинами и межзерновым пористым пространством. Каверны и микрокарсты характерны для карбонатных пород, в которых на их долю приходиться 13-15% полезной емкости трещиноватого коллектора.
Пласт расчленен, в большинстве скважин он представлен несколькими песчаными прослоями, разделенными между собой непроницаемыми глинисто-алевролитовыми пропластками. Количество проницаемых прослоев от 1 до 8, наиболее часто встречающееся количество прослоев – 2-3. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,4 до 14,6 м, а плотных пропластков - от десятков сантиметров до нескольких метров. Значения общей эффективной толщины находятся в пределах от 2 до 11,8м.
Характер зоны замещения пласта обозначен как локальный, ограниченный районом скважины 8. Сводовая часть пласта ДI, вскрытая скважиной 8, соответствует наиболее высокоамплитудному выступу кристаллического фундамента, и характеризуется отсутствием коллекторов. На склонах выступа коллектора по толщине достаточно развиты. Микроскопические исследования показывают, что основная масса коллектора сложена зернами кварца угловатой и полуокатанной формы. Редко встречаются: слюда, хлорит, полевой шпат, халцедон. Из акцессорных минералов отмечены циркон и турмалин. По данным гранулометрического анализа в песчаниках преобладают мелкопсаммитовые и крупноалевритовые фракции; пелитовая фракция колеблется в пределах 0,6-7,0%.
Цемент контактный, участками поровый и пойкилитовый. Поровый цемент представлен глинисто-органическим веществом, пойкилитовый-эпигенетическим кальцитом. Карбонатность составляет 0,6-5,0%, реже 6-10%. Коллектор поровый. Поры межзерновые размером 0,02-0,03мм, реже 0,1-0,15мм. Крупные поры частично или полностью выполнены метаморфизованным битумом или пиритом.
Пласт ДI сложен глинистыми песчаниками, от пласта ДI' отделяется пачкой глинистых алевролитов. Количество водонасыщенных пропластков колеблется от одного до трех, толщина их изменяется от 0,6 до 5,0м. При опробовании пласта ДI за весь период разведочного и эксплуатационного бурения приток пластовой воды был получен только из скважина 9 (интервал перфорации 2656-2666м) на Сологаевском куполе. Водонасыщенная часть пласта представлена песчаниками светло-серыми, серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, участками, обогащенными пиритом. Алевролиты темно-серые, неясно-слоистые, глинистые, неравномерно-песчанистые, участками трещиноватые. Трещины выполнены глинистым материалом. Глины серые и темно-серые, слоистые, скорлуповато-оскольчатые, плотные, слабослюдистые, участками алевритистые.
Покрышкой для залежей пласта ДI служит глинистый прослой толщиной 3-4 м, хорошо выдержанный по толщине и простиранию. Залежи подстилаются глинами и относятся к типу пластовых. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,49 на Сологаевском куполе до 0,32-0,47 на Подбельском (соответственно, северный и южный участок).
В период пробной эксплуатации проводились промыслово-гидродинамические исследования, по результатам которых дана оценка фильтрационных свойств пластов-коллекторов. Во всех скважинах исследования проводились в двух режимах: установившегося и неустановившегося притоков. Проницаемость рассчитывалась по коэффициенту продуктивности и по кривой восстановления давления. Обоснование параметров пород продуктивных пластов достаточно подробно изложено в работе по Пересчету запасов нефти и газа Сологаевского месторождения 2002 года. В частности, средние значения пористости пласта ДI ГКЗ утвердила с учетом керновых и геофизических данных как средние величины емкостной характеристики. По пласту ДI пористость – 17,3%, проницаемость - 0,194мкм2, нефтенасыщенность-86%, взяты по данным исследования кернового материала. Это касается средних значений проницаемости по пластам ДI Сологаевского параметры пласта ДI на Подбельском куполе, в связи с изменением принятых значений емкостной характеристики, средние значения проницаемости, определенные по керну, скорректированы на основании зависимостей Кпр=f(Кп),
Зависимость между пористостью и проницаемостью пласта ДI для северо-западного участка: Кпр=0,02146 Кп – 0,204;
Пласт Д2
Параметры неоднородности на Сологаевском куполе составляют: коэффициент песчанистости - 0,53, коэффициент расчлененности – 4,65.
На Подбельском куполе параметры равны: коэффициент песчанистости - 0,62, коэффициент расчлененности – 3,0.
В скв.8 наблюдается наибольшая амплитуда выступа кристаллического фундамента, поэтому отложения пласта ДII в районе этой скважины отсутствуют. За пределами выступа фундамента в юго-восточном направлении предполагается наличие кольцевой залежи, однако, этот участок нуждается в доразведке.
Несмотря на достаточную выдержанность пласта ДII по простиранию, он характеризуется значительной неоднородностью.
В составе пласта четко выделяются три пачки. Кровельная пачка характеризуется высокой глинистостью. Ее толщина по площади меняется от 0,6 до 7,2 м. Линзовидно в этой пачке залегают небольшие прослои песчаных коллекторов толщиной от 0,4 до 2,4 м.
В подошвенной части пласта в ряде скважин 11, 12, 148, 152 (гипсометрически низких) появляется прослой водонасыщенных песчаников, отделенных от основной толщи коллектора глинисто-алевролитовым прослоем. В скважинах, вскрывших пласт в сводовой части, данный прослой отсутствует.
Основная часть коллекторов приурочена к срединной части пласта ДII (вторая пачка). На северо-западном участке залежи в ряде скважин эта пачка представлена монолитным прослоем (скв. 11, 14, 152, 186) толщиной до 14 метров.
В самых купольных скважинах толщина ее (как и самого пласта ДII) сокращается до 17 м. В ряде скважин (9, 10, 12, 108, 123бис, 129, 130, 142, 156) в этой пачке появляется прослой глин, который разделяет ее на 2 части: верхнюю и нижнюю, последняя отсутствует в сводовых скважинах 106, 118, 127, 128, 143, 155 и литологически замещается непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в скважинах 3, 102, 5, 7. Таким образом, вертикальная неоднородность, обусловленная условиями осадконакопления, существенно влияет на геометризацию залежи нефти пласта ДII.
