Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, Чикулаевского месторождения

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 21 Февраля 2012 в 18:04, курсовая работа

Описание

В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения, автоматизации и техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых ресурсов России.

Содержание

Введение
1.Геологическая часть
1.1 Общие сведение о месторождение
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Нефтегазоносность
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа.
2.Техническая часть
2.1 Современное состояние разработки
2.2 Характеристика используемого оборудования
2.3 Принцип работы штанговой насосной установки
3. Проектная часть
3.1 Анализ добывных возможностей по скважинам
3.2 Анализ технологических режимов
3.3 Выбор оборудования скважины
4.Организационная часть
4.1 Охрана недр и окружающей среды
Список литературы

Скачать (514.72 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Работа состоит из 1 файл

Курсовой готовый.doc

— 1.39 Мб (Скачать документ)

скв. № 13

скв. № 14

скв. № 15

скв. № 16

скв. № 17

скв. № 20

скв. № 27

скв. № 31

скв. № 35

скв. № 36

скв. № 38

скв. № 48

скв. № 40

скв. № 336

4) Определение разности дебитов:

разность между максимальным и фактическим дебитами;

максимально допустимый дебит скважины;

фактическая подача;

скв № 12

скв № 13

скв № 14

скв № 15

скв № 16

скв № 17

скв № 20

скв № 27

скв № 31

скв № 35

скв № 36

скв № 38

скв № 48

скв № 40

скв № 336

Таблица 1- Расчетных характеристик добывных возможностей

№ скв.	P_заб (МПа)	P_пл (МПа)	К ()	Р (МПа)	Q ()	Q ()	nв,%
12	6,46	10,54	0,96	2,34	7,9	4	6,7
13	5,45	10,28	1,6	2,34	12,7	5	7,7
14	4,82	8,08	2,45	2,34	16,65	8,64	7,3
15	3,36	9,02	2,5	2,34	20,71	6,61	9,3
16	3,18	7,45	0,98	2,34	6,64	2,44	18,2
17	5,55	9,45	3,85	2,34	29,5	25	11
20	3,22	11,87	0,46	2,34	4,77	0,77	15,3
27	5,13	10,87	3,35	2,34	30,71	11,51	22,9
31	4,38	13,42	1,22	2,34	14,4	14,4	9,1
35	4,85	11,12	1,6	2,34	14,93	12,03	12,5
36	8,88	11,53	5,96	2,34	53,76	50,76	16,9
38	2,55	8,85	1,53	2,34	13,67	11,57	15
48	4,67	8,6	0,48	2,34	3,76	1,86	45,9
40	6,8	10,95	1,6	6	8,95	2,24	54,2
336	5,02	9,5	1,56	2,4	13,97	6,97	8

Выводы и рекомендации:

Отрицательной разницы между максимально допустимыми и фактическими дебитами нет, поэтому допускаем, что все скважины работают в оптимальном режиме.

3.2 Анализ технологических режимов

1) Определение газового фактора

коэффициент обводненности;

плотность нефти

скв № 12

скв № 13

скв № 14

скв № 15

скв № 16

скв № 17

скв № 20

скв № 27

скв № 31

скв № 35

скв № 36

скв № 38

скв № 48

скв № 40

скв № 336

2) Определение относительной плотности газа

плотность газа;

плотность воздуха

3) Определение коэффициента газосодержания:

относительная плотность;

газовый фактор;

скв № 12

скв № 13

скв № 14

скв № 15

скв № 16

скв № 17

скв № 20

скв № 27

скв № 31

скв № 35

скв № 36

скв № 38

скв № 48

скв № 40

скв № 336

5) Определение плотности газожидкостной смеси:

при высоком газовом факторе и обводнённости меньше 80%

ρ_ж=(ρ_н+ρ_г*G+ρ_в*n_в/(1- n_в))/(b+n_в/(1- n_в)) (кг/м³)

ρ_ж(12)=(861+1,282*0,245+1148*0,067/(1-0,067))/(1,086+0,067/(1-0,067))=868,54

ρ_ж(13)=(861+1,282*0,248+1148*0,077/(1-0,077))/(1,086+0,077/(1-0,077))=818,43

ρ_ж(14)=(861+1,282*0,246+1148*0,073/(1-0,073))/(1,086+0,073/(1-0,073))=817,1

ρ_ж(15)=(861+1,282*0,252+1148*0,093/(1-0,093))/(1,086+0,093/(1-0,093))=823,73

ρ_ж(16)=(861+1,282*0,278+1148*0,182/(1-0, 182))/(1,086+0, 182/(1-0, 182))=813,125

ρ_ж(17)=(861+1,282*0,258+1148*0,11/(1-0, 11))/(1,086+0, 11/(1-0, 11))=829,38

ρ_ж(20)=(861+1,282*0,27+1148*0,153/(1-0, 153))/(1,086+0, 153/(1-0, 153))=843,74

ρ_ж(27)=(861+1,282*0,297+1148*0,229/(1-0, 229))/(1,086+0, 229/(1-0, 229))=869,37

ρ_ж(31)=(861+1,282*0,252+1148*0,091/(1-0, 091))/(1,086+0, 091/(1-0, 091))=823,07

ρ_ж(35)=(861+1,282*0,262+1148*0,125/(1-0, 125))/(1,086+0, 125/(1-0, 125))=835,15

ρ_ж(36)=(861+1,282*0,276+1148*0,169/(1-0, 169))/(1,086+0, 169/(1-0, 169))=849,1

ρ_ж(38)=(861+1,282*0,24+1148*0,15/(1-0, 15))/(1,086+0, 15/(1-0, 15))=963,1

ρ_ж(48)=(861+1,282*0,423+1148*0,459/(1-0, 459))/(1,086+0, 459/(1-0, 459))=948,88

ρ_ж(336)=(880+1,282*0,243+1148*0,08/(1-0, 08))/(1,068+0, 08/(1-0, 08))=848,64

при низком газовом факторе и обводнённости больше 80%

ρ_ж=ρ_в*n_в+ρ_н*(1- n_в) (кг/м³), где

ρ_н.,ρ_г.,ρ_в. - соответственно плотность нефти, газа и воды (кг/м³);

n_в – коэффициент обводнённости (%).

ρ_ж(40)= 1148*0,542+880*(1-0, 542)=1025,26

6) Определение приведенного давления;

пластовое давление;

среднее критическое давление.(=2,56 МПа)

скв № 12

скв № 13

скв № 14

скв № 15

скв № 16

скв № 17

скв № 20

скв № 27

скв № 31

скв № 35

скв № 36

скв № 38

скв № 48

скв № 40

скв № 336

7) Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень;

Информация о работе Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, Чикулаевского месторождения