Файл: 1 Гелогическая часть 1 Общие сведения о месторождении.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 12.01.2024

Просмотров: 133

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.




Содержание

Введение

1 Гелогическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоностность

1.5 Физико–химические свойства нефти, газа и воды

1.6 Современное состояние разработки

1.7 Проблема АСПО

2 Техническая часть

2.1Характеристика используемого дополнительного оборудования

2.2 Обоснование применения УБПР

2.3 Анализ эффективности применения УБПР

3 Спец. вопрос

3.1 Характеристика ШСНУ

3.2Анализ добвных возможностей работы скважин

3.3 Анализ технологических режимов

3.4 Подбор оборудования

4 Экономическая часть

5 Организационная часть

5.1Охрана недр и окружающей среды

5.2 Охрана труда и техника безопасности

5.3Противопожарные мероприятия

5.4Промышленная безопасность

Заключение
Список использованных источников

Приложение А – Технологический режим работы добывающих скважин ДНС–0332

Приложение Б – Технологический режим работы добывающих скважин ДНС-0333

Приложение В – Технологический режим работы добывающих скважин УСУ-0331

Приложение Г – Скважины оборудованные УБПР
4

5

5

7

13

15

15

17

33

37

37

53

54

60

60

63

70

83

86

99

99

101

103

106

109


110


3.2 Анализ добывных возможностей скважин, анализ технологических режимов оборудованных ШСНУ, верейской залежи

Для расчетов анализа добывных возможностей взяты 30 скважин №№ 102,594,595,603,604,607,612,613,614,623,625,629,630,631,632,639,644,646,647,648,649,650,668,676,677,678,887,889,891,892 верейской залежи Гожанской площади.
Определение коэффициента продуктивности скважин;

K = Q/(Pпл–Pзаб); (м3/МПа сут); (1)

где Q – дебит скважины (м3/сут);

Рпл –пластовое давление (МПа);

Рзаб –забойное давление (МПа).

К102 = 6,3/(9,12–2,91) = 1

К594 = 0,6/(11,18–0,83) = 0,05

К595 = 1,2/(10,53–2,69) = 0,15

К603 = 12,2/(12,56–1,82) = 1,1

К
604 = 3,9/(12,56–2,98) = 0,4

К607 = 3,6/(10,39–2,32) = 0,4

К612 = 12,9/(12,11–1,94) = 1,2

К613 = 7,8/(11,8–4,1) = 1

К614 = 10,3/(13,67–2,46) = 1

К623 = 2,4/(10,4–1,79) = 0,27

К625 = 6б7/(10,44–1,79) = 0,7

К629 = 10,4/(11,4–2,85) = 1,2

К630 = 4,6/(10,18–4,,21) = 0,7

К631= 10,5/(10,9–3,26) = 1,3

К632 = 16,9/(9,66–2,34) = 2,3

К639 = 4,4/(9,07–1,5) = 0,58

К644 = 8,2/(9,06–1,4) = 1,07

К646 = 2,9/(8,92–2,99) = 0,48

К647 = 1,6/(9,78–1,06) = 0,18

К648 = 8,2/(10,46–2,81) = 1,07

К649 = 10,1/(10,6–2,7) = 1,27

К650 = 9,7/(9,34–4,2) = 1,88

К668 = 3,8/(9,88–2,73) = 0,53

К676 = 11/(10,24–4,03) = 1,77

К677 = 6,8/(10,77–8,5) = 2,99

К678 = 6,4/(11,62–1,71) = 0,64

К887 = 3,3/(10,83–1,23) = 0,34

К889 = 6,6/(11,83–2,84) = 0,73

К891= 7,9/(8,75–1,94) = 1,16

К892 = 2,7/(9,68–2,4) = 0,37

Определение максимального допустимого давления;

Рmax. доп = 0,75*Рнас (если nв > 50%); (МПа); (2)

где Рmax. доп = 0,3*Рнас (если nв < 50%), (МПа) ,где

Р – давление насыщения, (МПа); ( 8Мпа)

n – обводненность продукции, (%).

nв > 50%

Р604 = 0,75*8,0 = 6,63

Р612= 0,75*8,84 = 6,63

Р614 = 0,75*8,84 = 6,63

Р630 = 0,75*8,84 = 6,63

Р631 = 0,75*8,84 = 6,63

Р647 = 0,75*8,84 = 6,63

Р649= 0,75*8,84 = 6,63

Р668 = 0,75*8,84 = 6,63

Р677 = 0,75*8,84 = 6,63

Р887 = 0,75*8,84 = 6,63

Р891 = 0,75*8,84 = 6,63

Р892 = 0,75*8,84 = 6,63

n < 50%

Р102 = 0,3*8,84 = 2,7

Р594 = 0,3*8,84 = 2,7

Р595 = 0,3*8,84 = 2,7

Р603 = 0,3*8,84 = 2,7

Р607 = 0,3*8,84 = 2,7

Р613 = 0,3*8,84 = 2,7

Р623 = 0,3*8,84 = 2,7

Р625 = 0,3*8,84 = 2,7

Р629 = 0,3*8,84 = 2,7

Р632 = 0,3*8,84 = 2,7

Р607 = 0,3*8,84 = 2,7

Р639= 0,3*8,84 = 2,7

Р644 = 0,3*8,84 = 2,7

Р646 = 0,3*8,84 = 2,7

Р648 = 0,3*8,84 = 2,7

Р650 = 0,3*8,84 = 2,7

Р676 = 0,3*8,84 = 2,7

Р678 = 0,3*8,84 = 2,7

Р889= 0,3*8,84 = 2,7
Определение максимального допустимого дебита скважины;

Qmax.доп = K * ( Pпл – Pmax.доп ); ( м3/сут ); (3)

где Qmax.доп– максимально допустимый дебит скважины (м3/сут);

K– коэффициент продуктивности;

Pпл– пластовре давление (МПа);

Pmax.доп – максимально допустимое давление (МПа).

Q102 = 1*(9,12–2,65) = 6,47

Q594 = 0,05*(11,18–2,65) = 0,42

Q595 = 0,15*(10,53–2,65) = 1,18

Q603 = 1,1*(9,47–2,65) = 7,5

Q604= 1.1*(8,35–3,58) = 5,24

Q607 = 0,4*(12,56–2,65) = 3,09

Q612 = 1,2*(12,11–0,63) = 13,77

Q613 = 1*(11,8–2,65) = 9,15

Q614 = 1*(13,67–0,63) = 13,04

Q623
= 0,27*(10,4–2,65) = 2,1

Q625 = 0,7*(10,44–2,65) = 5,45

Q629 = 1,2*(11,4–2,65) =10,5

Q630 = 0,7*(10,18–0,63) = 6,68

Q631= 1,3*(10,5–0,63) = 12,8

Q632 = 2,3*(16,9–2,65) = 32,77

Q639 = 0,58*(9,07–2,7) = 3,6

Q644 = 1,07*(9,06,–2,7) = 6,8

Q646 = 0,48*(8,92–2,7) = 3

Q647 = 0,18*(9,78–6,63) = 0,567

Q648= 1,07*(10,46–2,7) = 8,3

Q649 = 1,27*(10,6–6,63) = 5,04

Q650 = 1,88*(9,34–2,7) = 12,4

Q668 = 0,53*(9,88–6,63) = 1,7

Q676 = 1,77*(10,24–2,7) = 13,3

Q677= 2,99*(10,77–6,63) = 12,3

Q678 = 0,64*(11,62–2,7) = 5,7

Q887 = 0,34*(10,83–6,63) =1,4

Q889 = 0,73*(11,83–2,7) = 6,6

Q891= 1,16*(8,75–6,63) = 2,4

Q892 = 0,37*(9,68–6,63) = 1,1
Определение разности дебитов;

∆Q = Qmax. доп – Qф; ( м3/ сут ); (4)

где ∆Q– разность между максимальным и фактическим дебитами;

Qmax. доп –максимально допустимый дебит скважины;

Qф–фактическая подача.

Q102 = 6,47–6,3= 0,17

Q594 = 0,42–0,6 = –0,18

Q595 = 1,18–1,2 = –0,02

Q603 = 7,5–12,2 = –4,7

Q604 = 4,77–3,9 = 0,87

Q607 = 3,09–3,6= –0,51

Q612 = 13,77–12,9 = 0,87

Q613 = 9,15–7,8 = 1,35

Q614 = 13,04–10,3= 2,74

Q623 = 2,1–2,4 = –0,3

Q625 = 5,45–6,7 = –6,25

Q629 = 10,5–10,4 = 0,1

Q630 = 6,68–4,6 = 2,08

Q631 =12,8–10,5= 2,3

Q632 = 32,77–16,9 = 15,87

Q639= 3,6–4,4=– 0,8

Q644 = 6,8–8,2 = –1,4

Q646= 3–2,9 = 0,1

Q647 = 0,5–1,6 = –1,1

Q648 = 8,3–8,2 = 0,1

Q649 = 5,04–10,1= –5,06

Q650 = 12,4–9,7 = 2,7

Q668 = 1,7–3,8 =– 2,1

Q676 = 13,3–11= 2,3

Q677 = 12,3–6,8 = 5,5

Q678 = 5,7–6,4 = –0,7

Q887 = 1,4–3,3 =– 1,9

Q889 = 6,6–6,6 = 0

Q891 =2,4–7,9= –5,5

Q892 =1,1–2,7= –1,6

Таблица 12 –Расчетные характеристики анализа добывных возможностей скважин

N

скв.
K

(м,3/МПа.сут).
Pmахдoп

(МПа)
Qmax.доп

(м3/сут)
∆Q

(м3/сут)
Qф (м3/сут)
nв, %
Рнас ,(МПа)
Рпл (МПа)
Рзаб. (МПа)

102
1
2,65
6,47
0,17
6,3
40,2
8,84
9,12
2,91

594
0,05
2,65
0,42
–0,18
0,6
23
8,84
11,18
0,83

595
0,15
2,65
1,18
–0,02
1,2
10,4
8,84
10,53
2,69

603
1,1
2,65
7,5
–4,7
12,2
17,3
8,84
9,47
1,82

604
0,4
0,63
5,24
0,87
3,9
72,4
8,84
12,56
2,98

607
0,4
2,65
3,09
–0,51
3,6
37
8,84
10,39
2,32

612
1,2
0,63
13,77
0,87
12,9
91,6
8,84
12,11
1,94

613
1
2,65
9,15
1,35
7,8
47,8
8,84
11,8
4,1

614
1
0,63
13,04
2,74
10,3
89
8,84
13,67
2,46

623
0,27
2,65
2,1
–0,3
2,4
30
8,84
10,4
1,79

625
0,7
2,65
5,45
–6,25
6,7
38
8,84
10,44
1,73

629
1,2
2,65
10,5
0,1
10,4
41
8,84
11,4
2,85

630
0,7
0,63
6,68
2,08
4,6
70,9
8,84
10,18
4,21

631
1,3
0,63
12,8
2,3
10,5
56
8,84
10,9
3,26

632
2,3
2,65
32,77
15,87
16,9
13
8,84
9,66
2,34

639
0,58
2,7
3,6
–0,8
4,4
8
8,84
9,07
1,55

644
1,07
2,7
6,8
–1,4
8,2
11
8,84
9,06
1,4

646
0,48
2,7
3
0,1
2,9
12
8,84
8,92
2,99

647
0,18
6,63
0,567
–1,1
1,6
61,3
8,84
9,78
1,06

648
1,07
2,7
8,3
0,1
8,2
13,8
8,84
10,46
2,81

649
1,27
6,63
5,04
–5,06
10,1
64
8,84
10,6
2,7

650
1,88
2,7
12,4
2,7
9,7
20
8,84
9,34
4,2

668
0,53
6,63
1,7
–2,1
3,8
70
8,84
9,88
2,73

676
1,77
2,7
13,3
2,3
11
36,8
8,84
10,24
4,03

N

скв.
K

(м,3/МПа.сут).
Pmахдoп

(МПа)
Qmax.доп

(м3/сут)
∆Q

(м3/сут)
Qф (м3/сут)
nв, %
Рнас ,(МПа)
Рпл (МПа)
Рзаб. (МПа)

677
2,99
6,63
12,3
5,5
6,8
9,8
8,84
10,77
8,5

678
0,64
2,7
5,7
–0,7
6,4
36,8
8,84
11,62
1,71

887
0,34
6,63
1,4
–1,9
3,3
74,6
8,84
10,83
1,27

889
0,73
2,7
6,6
0
6,6
43,3
8,84
11,87
2,84

891
1,16
6,63
2,4
–5,5
7,9
76
8,84
8,75
1,94

892
0.37
2,27
1,1
–1,6
2,7
50
8,84
9,68
2,4


Выводы и рекомендации: сделав расчеты по анализу технологического режима работы скважин и создав таблицу, можно сделать следующие выводы: коэффициент продуктивности в скважинах № 594, 595, 604,607,623,625,630,639,646,647,668,668,678,887,889,892 имеют малые количественные значения– это может быть связано с загрязнением призабойной зоны пласта или с естественной низкой проницаемостью .Рекомендую для увеличения коэффициента продуктивности провести обработку ОПЗ, пропарку, повторную перфорацию существующего интервала перфорации . Принимаем, что остальные скважины работают в оптимальном режиме. Разница между максимально допустимым и фактическим дебитами в скважинах № 594, 595, 607, 623, 646,647,668,887,891,892 незначительна, допускаем, что эти скважины работают в оптимальном режиме.
3.3 Анализ технологических режимов скважин;

Определение газового фактора на приеме насоса;

G = 176/(1–nв)*pн, (м3/ м3); (1)

где G– газовый фактор, м3/ м3;

nв– обводненность,%;

pн– плотность нефти, кг/м3 .

G102 =176/(1–0,40)*846=0,34

G594 = 176/(1–0,23)* 846 =0,27

G595 = 176/(1–0,10)* 846 =0,23

G603 = 176/(1–0,17)* 846 =0,25

G604 = 176/(1–0,72)* 846=0,74

G607 = 176/(1–0,37)* 846=0,33

G612 = 176/(1–0,91)* 846=2,3

G613 = 176/(1–0,47)* 846=0,39

G614 =176/(1–0,89)* 846 =1,89

G623 =176/(1–0,47)*846=0,29

G625 = 176/(1–0,38)* 846 =0,33

G629 = 176/(1–0,41)* 846 =0,35

G630 = 176/(1–0,70)* 846 =0,69

G631 = 176/(1–0,56)* 846=0,47

G632 = 176/(1–0,13)* 846=0,77

G639=176/(1–0,8)*846=1

G644 = 176/(1–0,11)* 846 =0,23

G646 = 176/(1–0,12)* 846 =0,23

G647 = 176/(1–0,61)* 846 =0,53

G648 = 176/(1–0,23)* 846=0,27

G649 = 176/(1–0,64)* 846=0,57

G650 = 176/(1–0,20)* 846=0,26

G668 = 176/(1–0,70)* 846=0,69

G676 =176/(1–0,36)* 846 =0,32

G677 =176/(1–0,98)*846=10,4

G678 = 176/(1–0,36)* 846 =0,32

G887 = 176/(1–0,74)* 846 =0,80

G889 = 176/(1–0,43)* 846 =0,36

G891 = 176/(1–0,76)* 846=0,86

G892 = 176/(1–0,50)* 846=0,42

Относительная плотность газа по воздуху;

Δ= ρг / ρв,(кг/м3); (2)

где ρг – плотность газа, кг/м3;

ρв – плотность воздуха, кг/м3;

Δ102= 1,291/1,148 =1,2

Δ594= 1,291/1,148 =1,2

Δ595= 1,291/1,148 =1,2

Δ603= 1,291/1,148 =1,2

Δ604= 1,291/1,148 =1,2

Δ607= 1,291/1,148 =1,2

Δ612= 1,291/1,148 =1,2

Δ613= 1,291/1,148 =1,2

Δ614
= 1,291/1,148 =1,2

Δ623= 1,291/1,148 =1,2

Δ625= 1,291/1,148 =1,2

Δ629= 1,291/1,148 =1,2

Δ630= 1,291/1,148 =1,2

Δ631= 1,291/1,148 =1,2

Δ632= 1,291/1,148 =1,2

Δ639= 1,291/1,148 =1,2

Δ644= 1,291/1,148 =1,2

Δ646= 1,291/1,148 =1,2

Δ647= 1,291/1,148 =1,2

Δ648= 1,291/1,148 =1,2

Δ649= 1,291/1,148 =1,2

Δ650= 1,291/1,148 =1,2

Δ668= 1,291/1,148 =1,2

Δ676= 1,291/1,148 =1,2

Δ677= 1,291/1,148 =1,2

Δ678= 1,291/1,148 =1,2

Δ887= 1,291/1,148 =1,2

Δ889= 1,291/1,148 =1,2

Δ891= 1,291/1,148 =1,2

Δ892= 1,291/1,148 =1,2

Определение коэффициента газосодержания;

G0= G *∆, (м3/м3); (3)

где G0–коэффициент газосодержания;

Go 102 = 0,34*1,2=0,40

Go 594 = 0,27*1,2=0,32

Go 595 = 0,23*1,2=0,27

Go 603 = 0,25*1,2=0,3

Go 604 = 0,74*1,2=0,88

Go 607 = 0,33*1,2=0,39

Go 612 =2,3*1,2=2,76

Go 613 = 0,39*1,2=0,46

Go 614 = 1,89*1,2=2,26

Go 623 = 0,29*1,2=0,34

Go 625 = 0,33*1,2=0,39

Go 629 = 0,35*1,2=0,42

Go 630 = 0,69*1,2=0,82

Go 631 =0,47*1,2=0,56

Go 632 =0,77*1,2=0,92

Go 639 = 1*1,2=1,2

Go 644 = 0,23*1,2=0,27

Go 646 = 0,23*1,2=0,27

Go 647 = 0,53*1,2=0,63

Go 648 = 0,27*1,2=0,32

Go 649 = 0,57*1,2=0,68

Go 650 =0,26*1,2=0,31

Go 668 = 0,69*1,2=0,82

Go 676 = 0,32*1,2=0,33

Go 677 = 10,4*1,2=12,48

Go 678 = 0,32*1,2=0,38

Go 887 = 0,80*1,2=0,96

Go 889 = 0,36*1,2=0,43

Go 891 =0,86*1,03=1,03

Go 892 =0,42*1,2=0,50
Определение плотности газожидкостной смеси;

ρж= ρн*(1–nв)+ ρв* nв, (кг/м3), (nв>80%); (4)

ρж= ρн+ρг*G0+ ρв(nв

Смотрите также файлы