Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
станции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя.
Оборудование устья скважины. Оборудование устья ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций (рис). Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.
Беструбные конструкции УЭЦН. С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были разработаны беструбые конструкции с применением грузонесущего кабель-каната, например, УЭЦНБ- 5А-250-1050. где Б обозначает беструбную установку. Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН за счет проволочной стальной оплетки, обвитой вокруг него. В скважине размещаются снизу-вверх насос, гидрозащита и электродвигатель. Это позволяет увеличить диаметр погружного агрегата и соответственно напор, развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза.
С помощью НКТ, штанг или троса в скважину спускается и закрепляется на внутренней стенке эксплуатационной колонны шлипсовый пакер. На кабель-канате спускается погружной агрегат, сажается в седло пакера и уплотняется в нем посадочными кольцами. Одновременно всасывающий патрубок с приемной сеткой проходит через пакер и открывает обратный клапан тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера. На устье кабель-канат герметизируется в сальнике арматуры. Жидкость подается по обсадной колонне на поверхность.
Для данной конструкции наиболее сложна борьба с песком, отложениями парафина.
Оборудование устьевое ОУЭ, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа:
- трубная подвеска; 2 - кабель; 3 - кран пробковый проходной; 4 - корпус; 5 - манжета
.3 Анализ добывных возможностей скважины
.3.1 Определение коэффициента продуктивности
, где
- фактический дебит скважины, ;
- пластовое давление, ;
- забойное давление, .
.3.2 Определение минимально допустимого забойного давления
, где
- давление насыщения по данному продуктивному пласту, ;
- давление насыщения, .
.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины
, где
- коэффициент продуктивности, ;
- пластовое давление, ;
- минимальное допустимое давление на забое, .
.3.4 Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами
, где
- разница между максимально допустимым и фактическим дебитами, ;
- максимально допустимый дебит скважины, ;
- фактический дебит скважины, .
.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей
№скв
426,0219,734,1914,490,050,224243,0112,025,8513,850,030,2143014,9115,8186,99571,1950,250,274311,467,311,259,790,0150,2145433,3298,3282,55184,250,0050,214552,7818,429,60726,8270,0020,204563,6623,634,8731,2100,2045757,165,1390,564333,4600,2046764,152,0330,115269,01500,204683,3212,626,1913,5900,204695,3325,246,3120,90,0140,214701,394,317,353,040,040,21
2.4 Анализ технологических режимов работы скважин
.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, .
.4.2 Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования
.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.
.4.4 Определение фактического погружения насоса под уровень жидкости
, где
- глубина спуска насоса, м;
- динамический уровень по всем скважинам, м;
- фактическое погружение насоса, м.
.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.
.4.6Определение коэффициента подачи насоса
, где
- фактический дебит скважины,
- паспортный дебит,
- коэффициент подачи.
.4.7 Сводная таблица расчетных данных
№скв, , , , мм,м, %, м3/м3426,0219,734,1914,49371,54689-317,460,39416,60,224243,0112,025,8513,85582,5357111,530,666180,2143014,9115,8186,99571,195462,74496-33,260,92617,90,274311,467,311,259,79591,5323268,50,40518,30,2145433,3298,3282,55184,25375,7764-388,31,2215,70,214552,7818,429,60726,827617,5506111,50,3061750,204563,6623,634,8731,21272,48611-338,520,94418,10,2045757,165,1390,564333,46238,09671-432,911,4418,10,2046764,152,0330,115269,015160,31520-359,690,86180,204683,3212,626,1913,5920