ПСЦдбСЦр обладнання для збСЦльшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
диться в очСЦкуванСЦ лСЦквСЦдацСЦi. Газ цього покладу складаСФться з 91,3% метану густина газу 0,8 кг/м3, вСЦдносна густина 0,6228.
ВСЦльний газ видобувався з поляницького покладу ПСЦднасуву свердловинам 1635 СЦ 1685. вСЦн складався з метану /88,11%/ та його гомологСЦв /9,5%/. Густина газу 0,7809 кг/м3, вСЦдносна густина за повСЦтрям 0,648. початковий потенцСЦйний вмСЦст конденсату 146 г/м3.
СлСЦд вСЦдзначити, що дослСЦдження газу Бориславського родовища вмСЦст сСЦрководню СЦ гелСЦю практично вСЦдсутнСЦй.
ВмСЦст азоту у вСЦльному газСЦ не досягаСФ промисловоi концентрацСЦi /30%/.
ВмСЦст етану в газСЦ перевищуСФ промислову концентрацСЦю /3%/, це стосуСФться пропану СЦ бутану /0,9%/.
Але, враховуючи те, що родовище розробляСФться бСЦльше 100 рокСЦв, а отже, значна частина видобувних запасСЦв вже вСЦдСЦбрана, органСЦзувати виробництво етану СЦ пропану-бутан з газу недоцСЦльно.
2.3 ВибСЦр свердловини, ii конструкцСЦя
СЦ аналСЦз роботи
Для вводу в експлуатацСЦю штанговим насосом я вибираю свердловину 24-ПопелСЦ Бориславського родовища. ОскСЦльки дебСЦт свердловини почав знижуватись тому пропонуСФться пСЦдбСЦр обладнання для вводу свердловини на експлуатацСЦю штанговою глибинно-насосною установкою.
КонструкцСЦя свердловини (див. Рис.1)
- направлення дСЦаметром 426 мм в СЦнтервалСЦ вСЦд 0 до 9 метрСЦв, забутоване
повнСЦстю; - кондуктор дСЦаметром 324 мм в СЦнтервалСЦ вСЦд 0 до 100 метрСЦв,
зацементований до гирла свердловини;
- технСЦчна колона дСЦаметром 245 мм в СЦнтервалСЦ вСЦд 0 до 2254 метрСЦв, зацементований до гирла свердловини;
- експлуатацСЦйна колона дСЦаметром 146 мм в СЦнтервалСЦ вСЦд 0 до 2448,37
метра, зацементована до гирла свердловини, опресована на 24,6 МПа
технСЦчною водою та признана герметичною;
проперфорована зарядами ПКС-80 по 10 отворСЦв на метр погонний в СЦнтервалСЦ вСЦд 2398 до 2364 метра в експлуатацСЦйнСЦй колонСЦ.
2.4 ВихСЦднСЦ данСЦ для проектування
Глибина свердловини Н,м. 2420
ДСЦаметр експлуатацСЦйноi колони D, мм 125
Абсолютний пластиковий тиск Рпл, МПа 13,4
Газовий фактор Go , м3/т 848
Густина нафти ?нкг/м3 859,2
Густина пластовоi води ?в ,кг/м3 1170
ВязкСЦсть нафти ?н ,м2/с 2,03тАв10-6
ВмСЦст води в продукцСЦi свердловини nв , % 57
КоефСЦцСЦСФнт продуктивностСЦ свердловини Ко , т/(добутАвМПа) 1,21,8
КоефСЦцСЦСФнт розчинностСЦ газу в нафтСЦ ? , м3/(ттАвМПа) 63,28
Плановий дебСЦт свердловини (нафти) пСЦсля переводу Qн , т/добу 2,41
2.5 ВибСЦр верстата-качалки
2.5.1 Визначення глибини спуску насоса
ВизначаСФмо продуктивнСЦсть свердловини з врахуванням води за формулою:
Q = Qн тАв 100 / (100-nв), т/добу; (2.1)
Q = 2,41тАв100 / (100-57)=5,6 т/добу
ВизначаСФмо вибСЦйний тиск СЦз рСЦвня припливу рСЦдини, прийнявши коефСЦцСЦСФнт фСЦльтрацСЦi п=1:
Рвиб = Рпл Q / К0 , МПа (2.2)
де Рпл пластовий тиск, МПа;
Q продуктивнСЦсть свердловини (дебСЦт рСЦдини), т/добу;
Ко коефСЦцСЦСФнт продуктивностСЦ свердловини, т/(добутАвМПа).
Рвиб =13,4 5,6 / 1,8 = 10.2 МПа
ВизначаСФмо динамСЦчний рСЦвень за формулою:
Нд = Рвиб тАв106 / (?тАвg) , м (2.3)
де ? густина рСЦдини кг/м3, яка визначаСФться за формулою (1.2) ;
?=?нтАвnн+?втАвnв /100 кг/м3
?=859,2тАв43+1170тАв57 / 100=1036,3 кг/м3
g-прискорення вСЦльного падСЦння, м/с2
Нд =10,2тАв106/(1036,3тАв9,806)=1003,7м
ВизначаСФмо тиск, який необхСЦдно створити на прийомСЦ насоса, щоб в рСЦденСЦ не було вСЦльного газу за формулою:
Р =GотАв106/? ,Па (2.4)
Р =848тАв106/63,28=1300758,53 Па
ВизначаСФмо необхСЦдну глибину занурення насоса пСЦд динамСЦчний рСЦвень рСЦдини ,щоб створити на прийомСЦ насоса тиск Р за формулою:
h =Р/?тАвg ,м (2.5)
h =13400758,53/1036,3тАв9,806=1318,7 м
ВизначаСФмо глибину спуску насосу за формулою:
L=H-Hд+h ,м (2,6)
L =2420-1003,7+1318,7=2735 м
Так як глибина спуску насосу виявилась дуже великою, навСЦть бСЦльшою вСЦд глибини свердловини H, то для зменшення глибини спуску насоса СЦ усунення шкСЦдливого впливу газу на роботу насоса необхСЦдно на його прийомСЦ встановити газовий якСЦр СЦ опустити насос на нову глибину h, пСЦд динамСЦчний рСЦвень.
В цьому випадку визначаСФмо кСЦлькСЦсть вСЦльного газу, яка буде поступати в насос з 1 м3 нафти, припускаючи, що газовий якСЦр сепаруСФ 80% вСЦльного газу в затрубний простСЦр за формулою :
G = 0,2 тАв G0 , м3/ т (2.7)
G = 0,2 тАв 848 = 169,6 м3/ т
Для того, щоб ця кСЦлькСЦсть газу знаходилась в розчиненому станСЦ, бСЦля прийому насоса необхСЦдно створити тиск :
Р = G0 тАв 106 / ? , Па (2.8)
Р = 169,6 тАв 106 / 63,28 = 2680151,7 Па
Для створення такого тиску потрСЦбно опустити насос пСЦд динамСЦчний рСЦвень на глибину :
h = Р / (? тАв g) , м (2.9)
h = 2680151,7 / (1036,3 тАв 9,806 ) = 263,7 м
НеобхСЦдну глибину спуску насоса визначаСФмо за формулою :
L = H Hд + h , м (2.10)
L = 2420 1003,7 + 263,7 = 1680 м
- ВибСЦр типу верстата - качалки СЦ марка насоса
Для вибору типу верстата-качалки СЦ дСЦаметра насоса визначаСФмо продуктивнСЦсть установки в м3 / добу (при коефСЦцСЦСФнтСЦ подачСЦ = 0,75 ) за формулою :
Q = Q тАв 103 / ? , м3/добу (2.11)
Q = 5,6 тАв 103 / 1036,3 = 5,4 м3/добу
Тип верстата-качалки СЦ дСЦаметр насоса вибираСФмо з дСЦаграми област