Автор работы: Пользователь скрыл имя, 30 Апреля 2012 в 17:35, курсовая работа
Данный курсовой проект является творческой практической работой. Его целью является сравнительный анализ фактического материала путем перерасчета его на теоретический. В нем студент всё рассчитывает самостоятельно, обдумывает, принимает решения, делает выводы и дает рекомендации.
Я взял для изучения Озерного месторождения, на котором я проходил свою первую производственную практику, благодаря которой я многому научился.
Введение..................................................................................................................4
Геологическая часть
Общие сведения о месторождении.............................................................5
Литолого-стратиграфическая характеристика...........................................7
Тектоника.....................................................................................................11
Нефтегазоносность......................................................................................13
Физико-химические свойства флюидов и коллекторов..........................20
Типовая конструкция скважин……..........................................................29
Техническая часть
Современное состояние разработки..........................................................31
Используемое оборудование......................................................................35
Анализ добывных возможностей скважин...............................................43
Определение коэффициента продуктивности................................43
Определение минимально допустимого забойного давления …………………………………………………………………………..…44
Определение максимального допустимого дебита скважины ……………………………………………………………………………..44
Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами.......................................................................................................45
2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей...............................................................................................45
Анализ технологических режимов работы скважин................................46
Определение газового фактора на приеме насоса..........................46
Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования.............................................................................................47
Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................47
Определение фактического погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................49
Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень.....................................49
Определение коэффициента подачи насоса...................................50
Сводная таблица расчетных данных...............................................51
Выбор оборудования...................................................................................51
2.5.1. Определение необходимого напора ЭЦН.......................................51
Выводы и рекомендации.............................................................................53
Организационная часть
Охрана окружающей среды .......................................................................55
Охрана недр……………….........................................................................59
Охрана труда................................................................................................61
Противопожарные мероприятия................................................................63
Заключение...........................................................................................................66
Список литературы......................................................................
- минимальное допустимое давление на забое, .
2.3.4. Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами
, где
- разница между максимально допустимым и фактическим дебитами, ;
- максимально допустимый дебит скважины, ;
- фактический дебит скважины, .
2.3.5. Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей
| №скв | ||||||
| 42 | 6,02 | 19,7 | 34,19 | 14,49 | 0,05 | 0,22 |
| 424 | 3,01 | 12,0 | 25,85 | 13,85 | 0,03 | 0,21 |
| 430 | 14,9 | 115,8 | 186,995 | 71,195 | 0,25 | 0,27 |
| 431 | 1,46 | 7,3 | 11,25 | 9,79 | 0,015 | 0,21 |
| 454 | 33,32 | 98,3 | 282,55 | 184,25 | 0,005 | 0,21 |
| 455 | 2,78 | 18,4 | 29,607 | 26,827 | 0,002 | 0,20 |
| 456 | 3,66 | 23,6 | 34,87 | 31,21 | 0 | 0,20 |
| 457 | 57,1 | 65,1 | 390,564 | 333,46 | 0 | 0,20 |
| 467 | 64,1 | 52,0 | 330,115 | 269,015 | 0 | 0,20 |
| 468 | 3,32 | 12,6 | 26,19 | 13,59 | 0 | 0,20 |
| 469 | 5,33 | 25,2 | 46,31 | 20,9 | 0,014 | 0,21 |
| 470 | 1,39 | 4,31 | 7,35 | 3,04 | 0,04 | 0,21 |
2.4. Анализ технологических режимов работы скважин
2.4.1. Определение газового фактора на приеме насоса
, где
- содержание воды в продукции в долях единиц;
- плотность нефти в пластовых условиях, ;
- газовый фактор на приеме
насоса,
.
2.4.2.
Определение приведенного
пластового давления
по кривой разгазирования
2.4.3. Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень
, где
- приведенное давление взятое с кривой разгазирования, ;
- затрубное давление, ;
- плотность жидкости, ; g-ускорение свободного падения.
Для расчета сначала необходимо определить плотность жидкости.
2.4.4. Определение фактического погружения насоса под уровень жидкости
, где
- глубина спуска насоса, м;
- динамический уровень по всем скважинам, м;
- фактическое погружение насоса,
м.
2.4.5. Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень
, где
- оптимальное погружение насоса под уровень жидкости, м;
- фактическое погружение насоса, м.
2.4.6.Определение коэффициента подачи насоса
, где
- фактический дебит скважины,
- паспортный дебит,
- коэффициент подачи.
2.4.7. Сводная таблица расчетных данных
| №скв | |
м |
м |
% |
м3/м3 | |||||
| 42 | 6,02 | 19,7 | 34,19 | 14,49 | 371,54 | 689 | -317,46 | 0,394 | 16,6 | 0,22 |
| 424 | 3,01 | 12,0 | 25,85 | 13,85 | 582,53 | 571 | 11,53 | 0,666 | 18 | 0,21 |
| 430 | 14,9 | 115,8 | 186,995 | 71,195 | 462,74 | 496 | -33,26 | 0,926 | 17,9 | 0,27 |
| 431 | 1,46 | 7,3 | 11,25 | 9,79 | 591,5 | 323 | 268,5 | 0,405 | 18,3 | 0,21 |
| 454 | 33,32 | 98,3 | 282,55 | 184,25 | 375,7 | 764 | -388,3 | 1,22 | 15,7 | 0,21 |
| 455 | 2,78 | 18,4 | 29,607 | 26,827 | 617,5 | 506 | 111,5 | 0,306 | 175 | 0,20 |
| 456 | 3,66 | 23,6 | 34,87 | 31,21 | 272,48 | 611 | -338,52 | 0,944 | 18,1 | 0,20 |
| 457 | 57,1 | 65,1 | 390,564 | 333,46 | 238,09 | 671 | -432,91 | 1,44 | 18,1 | 0,20 |
| 467 | 64,1 | 52,0 | 330,115 | 269,015 | 160,31 | 520 | -359,69 | 0,86 | 18 | 0,20 |
| 468 | 3,32 | 12,6 | 26,19 | 13,59 | 206,34 | 414 | -207,66 | 0,504 | 17,8 | 0,20 |
| 469 | 5,33 | 25,2 | 46,31 | 20,9 | 485,2 | 400 | 85,2 | 0,84 | 15 | 0,21 |
| 470 | 1,39 | 4,31 | 7,35 | 3,04 | 484,4 | 304 | 180,4 | 0,172 | 18 | 0,21 |
2.5 Выбор оборудования
2.5.1 Определение необходимого напора ЭЦН
, где
– статический уровень в сепараторе, м
– депрессия, м
– потери напора на трение, м
– разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора, м
– избыточный напор в сепараторе, м
Определение потерь на трение
, где
- коэффициент гидравлических сопротивлений
- глубина спуска насоса, м
- расстояние от устья до сепаратора, м
- дебит скважины,
- внутренний диаметр НКТ,
м
Определение критерия Рейнольдса
, где
- дебит скважины,
- внутренний диаметр НКТ, м
- кинематическая вязкость
По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины:
;
Определение коэффициента гидравлических сопротивлений
Относительная гладкость труб:
, где
- шероховатость стенок, мм
- внутренний диаметр НКТ, мм
По диаграмме
зависимости коэффициента гидравлических
сопротивлений от Re и относительной
гладкости труб определяем:
Определим потери напора на трение:
Определим необходимый напор насоса:
Для скважины №431 выбираем насос ЭЦНМ5-20-1200, где
ЭЦН - электроцентробежный насос
М5 – группа посадки
Информация о работе Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения