Реферат: Геологічна характеристика Долинського родовища

--PAGE_BREAK--

1.3 Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу

За прийнятою в УкрДГРІ схемою нафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійсько переддобрудзька нафтогазоносна провінція: Волино-Подільська нафтогазоносна область(Волинський нафтогазоносний район (НГР), Подільський перспективний район (ПР), Бузький газоносний район (ГР), Нестеровський перспективній район); Карпатська нафтогазоносна провінція: Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинський нафтогазовий район, Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район), Карпатська нафтогазоносна область (Скибовий нафтогазоносний район Кросненський перспективний район), Закарпатська газоносна область(Мукачівський газоносний район, Солотвинський газоносний район).

Процес нафтонагромадження в надрах зумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за все особливостями тектоніки місцевості, літолого фаціальним складом відкладів та гідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоносних територій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.

Нафтоносна територія Бориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю, як окрему нафтогазоносну область, яка характеризується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.

Основним нафтогазоносним комплексом є палеоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний: найменше їх в утвореннях палеоцену, найбільше -олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони. Тут скупчення вуглеводнів пов’язано з асиметричними, нерідко лежачими антикліналями.

Нафтоносним є розріз від Воротищенської світи еоцену до манявської міоцену включно, але промислові поклади наявні лише в утвореннях менілітової, бистрицької, вигодської і манявської світ.

Скупчення нафти в розрізі менілітової світи містяться в пластах пісковиків та алевролітів. Вся товща ділиться на три горизонти: перший-верхньоменілітова, другий — середньоменілітова і третій — нижньоменілітова підсвіта. В кожному з них виділяють від 4-6 до 15-20 пластів пісковиків товщиною 0,5-8 м. Піскуватість зростає з глибиною. Якщо середня ефективна товщина першого горизонту 12 м, то другого-38 м, а третього-93 м. Відповідно змінюються і початкові дебіти свердловин: з першого горизонту 5,5-30, з другого-35-70, третього — до 450 т/добу. Відсутність водоносних горизонтів серед нафтових дала можливість експлуатувати поклади менілітової світи спільним фільтром довжиною від 100 до 600 м як об’єкт розробки.

Другий об’єкт розробки об’єднує поклади бистрицької та вигодської світ. В першій зустрічається від 2 до 7 піщаних пластів,у другій-11-20 пластів, які містять основну частину запасів родовища.

Утворення манявської світи є третім об’єктом розробки, що охоплює до 8 піщаних пластів.

Поклади родовища мають спільний водо-нафтовий контакт і за типом відносяться до масивно-пластових склепінних тектонічно екранованих. Природній режим їх пружний та розчиненого газу.

Промислова розробка менілітового покладу здійснюється з 1956р., вигодсько-бистрицького — з 1959р., а манявського — з 1961 р.

Кожний поклад розбурювався самостійною сіткою свердловин, але деякі з них розробляли два поклади одночасно. Всього на родовищі пробурено 356 свердловин, з яких 31 ліквідована після буріння. В експлуатації знаходилося 289 свердловин, ліквідовано після неї 9.Максимальна кількість діючих видобувних свердловин-190 (1991 і 1993 рр.). Пластовий тиск підтримувався протягом всього періоду заводнення(закачування води) 129 свердловинами, з яких 26 уже ліквідовано. Максимальна кількість діючих нагнітальних свердловин-74 (1987-1989 рр.).Найбільша щільність сітки свердловин-8,2 га на свердловину, поточна, при наявному фонді,-- 9,2 га на св..

Менілітовий поклад розробляється 86 свердловинами, 60 з яких мають дебіти нафти менші 1 т/добу (в середньому 0,2 т/добу ). Основний видобуток (64% ) у 1993р. отримано з 23 свердловин дебіт яких змінюється від 1 до 6 т/добу. Більший дебіт (8-9 т/добу) мали лише три свердловини.

Свердловини експлуатуються переважно глибинно-насосним способом. Видобуток нафти складає 99,4%(середній дебіт нафти-1,2, рідини-6,6 т/добу).

Закачування води в менілітовий поклад здійснюється через 32 свердловини і забезпечує компенсацію поточного відбору в пластових умовах на 119,1 %. Середня приймальність нагнітальних свердловин-23,7 куб.м./добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск складає 22,0 МПа.

Видобуток нафти з Вигодсько-Бистрицького покладу здійснюється 93 свердловинами,9 з яких характеризуються дебітом меншим 1 т/добу,58-від 1 до 5,13-від 5 до 10, 10-від 10 до 20 і лише у трьох свердловинах він більший 20 т/добу.

Свердловини експлуатуються фонтанним і насосно-глибинним (84) способами. Видобуток з перших становить 8,9%(середній дебіт нафти-5,2 т/добу, рідини-77,5 т/добу), з других-91,1% (середній дебіт нафти-9,0 т/добу, рідини-88,2 т/добу).

Закачування води здійснюється через 31 св. Середня приймальність нагнітальних свердловин 211,4 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск 25,8 МПа.

Видобуток нафти на Манявському покладі здійснюється 24 свердловинами,12 з яких характеризуються дебітами меншими 1 т/добу.

Фонд видобувних свердловин експлуатується переважно глибинно-насосним способом,лише три св. — фонтанним. Із останніх одна свердловина характеризується дебітом нафти 18,1 т/добу, рідини-32,4, а дебіт двох інших не перевищує 0,3 т/добу нафти і 38-рідини.Видобуток нафти із насосних свердловин становить 62,7%.Середній дебіт нафти 1,6 т/добу, рідини-14,2.

Закачування рідини в Манявський поклад здійснюється через 12 св., середня приймальність яких 39,3 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа.

Поточний пластовий тиск у покладі 24,7 МПа.

Отже, поклади родовища масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них — пластовий, літологічно обмежений. Колектори — пісковики і алевроліти. Тип колектора порово-тріщинний( Пористість 7,8-12,3%, проникність 0,1-110 мД.). В Бориславсько-Покутському НГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші за них. Глибина залягання покрівлі покладу 1600 м, Глибина залягання нафтоносних верств — 1600-3000 м., потужність пластів — до 100-120 м. Висота Покладу 1401 м. Початковий пластовий тиск 30,4 МПа, температура 54-82 °С. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти — 38320 тис. т; розчиненого газу — 12963 млн. мі. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/мі. Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас.%, парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації — фонтаний і насосний. Для підтримки пластового тиску використовується законтурне заводнення.


2. Застосоване обладнання
Насосний спосіб експлуатації свердловин передбачає використання штангових свердловинних насосів.

Штангові насосні установки (ШНУ) призначені для підйому рідини із свердловини на поверхню.

На частку штангового насосного способу експлуатації в нашій країні припадає біля 70% діючого фонду свердловин, які забезпечують до 30% загального об'єму видобутку нафти.

Залежно від глибини залягання продуктивного пласта і коефіцієнта продуктивності свердловин подача штангових насосних установок змінюється від декількох десятків кілограмів до 200 т і більше за добу. На окремих свердловинах глибина підвіски насоса сягає 3000 м.

Схема та принцип роботи штангової насосної установки

СШНУ (рис. 2.1) складається із свердловинного насоса, який спускається в свердловину під динамічний рівень рідини на НКТ діаметром 38 – 102 мм і штангах діаметром 16 – 25 мм, індивідуального приводу, що складається із верстата-гойдалки та електродвигуна, і гирлового обладнання, до складу якого входять трійник із сальником та планшайба. Верхня штанга називається полірованим штоком, пропускається через сальник і з'єднується із головкою балансира верстата-гойдалки за допомогою канатної підвіски і траверси.

Плунжерний насос приводиться в дію від верстата-гойдалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється у зворотно-поступальний рух, котрий передається плунжеру штангового насоса через колону штанг.

При ході плунжера вгору (рис. 2.1 б) під ним знижується тиск і рідина із між трубного простору через відкритий усмоктувальний клапан надходить у циліндр насоса. При ході плунжера вниз усмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається, і рідина із циліндра переходить у підйомні труби. При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ підвищується, рідина доходить до гирла свердловини і через трійник переливається у викидну лінію.

На підприємствах по видобутку нафти працюють редукторні станки-качалки конструкції Азинмаша. Конструктивні особливості цих станків-качалок наступні.

Усі верстати мають закриті двоступінчасті редуктори. Передаточні циліндричні шестерні редуктора сталеві, мають шевронні фрезеровані зубці, що працюють в масляній ванні. Опори валів редуктора майже у всіх верстатах виконі на підшипниках кочення.
<img border=«0» width=«299» height=«464» src=«ref-1_1843009497-21820.coolpic» hspace=«672» v:shapes=«Рисунок_x0020_122»>

Рисунок 2.1 — Схема штангової насосної установки: а – загальна схема: 1 – свердловинний насос; 2 –насосно-компресорні труби; 3 – штанги; 4 –трійник; 5 – сальник; 6 – план-шайба; 7 – полірований шток; 8 – траверси; 9 – підвіска; 10 – головка балансира; 11 – балансир; 12 – опора; 13 –кривошип; 14 – шатун; 15 – редуктор; 16 – електродвигун; 17 – рама; 18 – бетонна основа; 19 –анкерні болти; 20 – роторна противага; 21 – балансирна противага
Редуктори обладнані двохколодочними гальмами для можливості зупинки балансира в будь-якому положенні після вимкнення двигуна.

Передача руху від двигуна до редуктора здійснюється за допомогою клиноподібними ременів. Вони водонепроникні, можуть працювати без захисту від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.

Балансири мають відкидну чи поворотну на 180є навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходження талевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення робіт.

На всіх верстатах застосована канатна підвіска, що полегшує регулювання довжини штока при посадці плунжера в циліндрі насоса.

Усі станки-качалки нормального ряду конструктивно однотипні.

Балансир − однобалкова конструкція двотаврового перетину з профільного чи прокату зварена.

Для проведення ремонтних робіт у свердловині в станках-качалках моделей 1СК − 3СК головка балансира відкидна, у верстатах моделей 4СК − 9СК − поворотна.

Для фіксації поворотної голівки балансира в робочому положенні в шайбі головки передбачений паз, у котрий входить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки, прикріплений до тіла балансира болтами. Для звільнення голівки клин за допомогою рукоятки відтягується назад.

Опора балансира − вісь, обидва кінці якого встановлені на сферичних роликопідшипниках, поміщених у чавунні корпуси. Середня частина осі квадратного перетину двома скобами прикріплена до нижньої полиці балансира.

Траверсу шарнірно з’єднує балансир із двома паралельно працюючими шатунами. У верстатах з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням траверса фігурна у вигляді звареної балки коробчатого перетину, а у верстатах з балансирним зрівноваженням траверсою є вісь.

Шатун − сталева трубна заготовка, в один кінець якої уварена верхня головка шатуна, а в інший − башмак. На станках-качалках моделей 4СК − 9СК верхня головка шатуна прикріплена до пальця; на верстатах моделей 1СК − 3СК до самої траверси. Палець верхньої головки шатуна, у свою чергу, шарнірно з’єднаний із траверсою. Башмак болтами прикріплений до корпуса сферичного роликопідшипника пальця кривошипа.

Кривошип перетворить обертальний рух ведучого вала редуктора у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг. Зміна довжини ходу точки підвісу штанг досягається зміною радіуса кривошипа.

У станках-качалках комбінованим і кривошипним зрівноважуванням на кривошипі встановлені противаги, що переміщаються за допомогою спеціальних ходових гвинтів, встановлених у торцевих пазах кривошипа. Обертанням гвинта здійснюється механізоване переміщення противаги по кривошипі. По закінченні переміщення противагу закріплюють на кривошипі, затягуючи гайки на спеціальних болтах.

Редуктор − двоступінчастий з циліндричними зубчастими колесами, розташованими симетрично щодо його подовжньої осі. Ведучий (швидкохідний) вал обертається в роликопідшипниках з циліндричними роликами. На кінцях ведучого вала маються конічні цапфи, на яких розташовані шків клиноременної передачі і гальмо. Проміжний і ведучий (кривошипний) вали встановлюють у конічних роликопідшипниках. На обидва кінці веденого вала насаджені кривошипи. Змащення зубчастої передачі й опор валів − з масляної ванни (картера).

Гальмо станка-качалки − двох колодкове. Права і ліва колодки прикріплені до редуктора за допомогою пальця. Колодки за допомогою стяжного пристрою охоплюють гальмовий шків, насаджений на ведучий вал редуктора. Стяжний пристрій складається з ходового гвинта з правим і лівим різьбленням і двох гайок, закріплених на рухливих кінцях колодок. Рукоятка гальма насаджена на стяжний гвинт, для зручності і безпеки при роботі винесена в коней рами за електродвигун.

Усі станки-качалки укомплектовані огородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму, що рухаються, під час його роботи.

Для полегшення обслуговування вузлів балансира на його стінці монтують сходи, а у верхній частині − запобіжні пояси, що забезпечують безпеку роботи.

Довжина ходу точки підвісу штанг визначається розмірами окремих ланок механізму станка-качалки. Очевидно, що амплітуда коливань точки підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіуса кривошипа. Якщо обидва плеча балансира одинакові по довжині, то довжина ходу чепцевого штока дорівнює подвійному радіусу кривошипа.

В усіх конструкціях станків-качалок передбачена можливість зміни довжину ходу чепцевого штоку відповідно до заданих параметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблять додаткові отвори для кріплення шатуна. Переставляючи нижні кінці шатунів з одних отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну довжину ходу чепцевого штока.

Число качків балансира станка-качалки відповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристики встановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.

Число качків балансира або змінюють підбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше, зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.

Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами − один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатуються за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від декількох до 400 т/добу.

Свердловиний штанговий насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних штанг.

Насосна установка складається з насоса, що знаходиться в свердловині, і станка-качалки, установленого на поверхні устя. Циліндр насоса закріплений на кінці спущених у свердловину насосо-компресорних (піднімальних) труб, а плунжер підвішений на колоні штанг. Сама верхня штанга (сальниковий шток) з’єднана з головкою балансира станка-качалки канатною чи ланцюговою підвіскою. У верхній частині плунжера встановлений нагнітальний клапан, а в нижній частині − всмоктувальний клапан.

Колона насосних труб, по якій рідина від насоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхній частині трійника розташований сальниковий пристрій, призначений для запобігання витоку рідин уздовж сальникового штока, що рухається. Через бічний відвід трійника рідини зі свердловини направляється у викидну лінію.

Зворотно-поступальний рух колоні насосних штанг передається від електродвигуна через редуктор і кривошипно-шатунний механізм станка-качалки.

Принцип дії насоса наступний. При русі плунжера нагору всмоктувальний клапан під тиском рідини відкривається, у результаті чого рідина надходить у циліндр насоса. Нагнітальний клапан у цей час закритий, тому що на нього діє тиск стовп рідини, що заповнила насосні труби.

При русі плунжера униз всмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з циліндра переходить у простір над плунжером. Таким чином, при ході плунжера нагору одночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її в насосних трубах, а при вході вниз − витиснення рідини з циліндра в порожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насос одинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже та сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімається до устя свердловини.

При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ зростає.

Штангові (глибинні) насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: невстановлені і встановлені. У кожній з цих груп насоси встановлюють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера.

Невстановлені насоси характерні тим, що їхні основні вузли (циліндр і плунжер) спускаються в свердловину окремо: циліндр − на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальними і нагнітальними клапанами − на штангах.

Підйом невставного насоса зі свердловин також здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером і клапаном, а потім труби з циліндром.

Вставний же насос спускають у свердловину в зібраному виді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування, що спускають заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються постійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправлення замкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного насоса мають особливе призначення при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.

В даний час балансирні верстати-качалки випускаються по ГОСТ 5866-76. Залежно від параметрів приводів що врівноважують вантаж установлюється або на балансирі, або на кривошипі редуктора, або і тут і там. Відповідно спосіб зрівноваження називають балансирним, роторним або комбінованим.

До складу верстата-качалки входять наступні основні вузли: рама із стійкою, балансир з опорою та противагами, два шатуни, два кривошипи з противагами, редуктор, клинопасова передача, гальмо, злектродвигун, канатна підвіска сальникового штока.

Одним з недоліків балансирних верстатів-качалок є їх велика маса. Це зумовлює необхідність спорудження масивного фундаменту, спорудження якого є достатньо складним і трудомістким.

2.1 Аналіз добувних здібностей свердловин

2.1.1 Визначення максимального допустимого тиску в свердловині

<img border=«0» width=«131» height=«24» src=«ref-1_1843031317-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026"> при n ≤50%

<img border=«0» width=«123» height=«24» src=«ref-1_1843031562-231.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027"> при n ≥50%

Рmax.доп— максимально допустимий тиск

Рнас — тиск насичення

Свердловина №101 n=71,4% <img border=«0» width=«51» height=«24» src=«ref-1_1843031793-146.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028"> =0,3∙20=6 МПа

Свердловина №103 n=11,4% <img border=«0» width=«51» height=«24» src=«ref-1_1843031793-146.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029"> =0,75∙20=15 МПа

Свердловина №104 n=99,1% <img border=«0» width=«51» height=«24» src=«ref-1_1843031793-146.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> =0,3∙20=6 МПа

Свердловина №105 n=8,3% <img border=«0» width=«51» height=«24» src=«ref-1_1843031793-146.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> =0,75∙20=15 МПа


2.1.2 Визначення максимального допустимого дебіту свердловин



<img border=«0» width=«232» height=«31» src=«ref-1_1843032377-698.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">куб.м/добу

Qmax.доп — максимально допустимий дебіт свердловини, <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">;

К — коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

Рпп— пластовий тиск, МПа;

Рmax.доп— максимально допустимий тиск, МПа;

Свердловина №101 Qmax.доп=0,1(24,8-6)=1,88 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">

Свердловина №103 Qmax.доп=0,2(35,4-15)=4,08 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">

Свердловина №104 Qmax.доп=0,4(44,3-6)=15,32 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">

Свердловина №105 Qmax.доп=1(26,8-15)=11,8 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">

    продолжение
--PAGE_BREAK--2.1.3 Визначення різниці між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини



<img border=«0» width=«232» height=«33» src=«ref-1_1843033980-614.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">



<img border=«0» width=«27» height=«21» src=«ref-1_1843034594-117.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">— різниця між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини, <img border=«0» width=«21» height=«21» src=«ref-1_1843034711-105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">/добу;

<img border=«0» width=«52» height=«24» src=«ref-1_1843034816-154.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">-максимально допустимий дебіт свердловини, <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">;

<img border=«0» width=«23» height=«25» src=«ref-1_1843035151-115.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043"> — фактичний дебіт свердловини, <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">;

Свердловина № 101 <img border=«0» width=«27» height=«21» src=«ref-1_1843034594-117.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">=1,88-7,9= -6,02 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">

Свердловина № 103 <img border=«0» width=«27» height=«21» src=«ref-1_1843034594-117.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047"> =4,08-11,1= -7,02 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">

Свердловина № 104 <img border=«0» width=«27» height=«21» src=«ref-1_1843034594-117.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049"> =15,32-33,9= -18,58 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">

Свердловина № 105 <img border=«0» width=«27» height=«21» src=«ref-1_1843034594-117.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">=11,8-17,7= -5,9 <img border=«0» width=«64» height=«24» src=«ref-1_1843033075-181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">


Таблиця 1

№

№

К

<img border=«0» width=«51» height=«24» src=«ref-1_1843031793-146.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">

<img border=«0» width=«61» height=«25» src=«ref-1_1843036785-180.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">

<img border=«0» width=«27» height=«21» src=«ref-1_1843034594-117.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">

п/п

свердловина

т/добу/МПа

МПа

<img border=«0» width=«21» height=«21» src=«ref-1_1843034711-105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">/добу

<img border=«0» width=«21» height=«21» src=«ref-1_1843034711-105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">/добу

1

101

0,1

6

1,88

-6,02

2

103

0,2

15

4,08

-7,02

3

104

0,4

6

15,32

-18,58

4

105

1

15

11,8

-5,9

Висновок: виходячи з розрахунків, які наведені вище, видно, що в свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 різниця між максимальним і фактичним від’ємна, тому потрібно провести заміну обладнання.

2.2 Аналіз технологічних режимів

2.2.1 Визначення відносної густини газу за повітрям
<img border=«0» width=«68» height=«47» src=«ref-1_1843037292-220.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">



<img border=«0» width=«23» height=«23» src=«ref-1_1843037512-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059"> — густина газу, г/см3 ;

<img border=«0» width=«24» height=«23» src=«ref-1_1843037615-108.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060"> — густина повітря, г/см3;

<img border=«0» width=«123» height=«44» src=«ref-1_1843037723-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">

2.2.2 Визначення газовмісту



<img border=«0» width=«181» height=«32» src=«ref-1_1843038061-538.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">
 



<img border=«0» width=«15» height=«17» src=«ref-1_1843038599-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">

 — відносна густина газу за повітрям;

<img border=«0» width=«17» height=«19» src=«ref-1_1843038690-95.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">

 — газовий фактор,м3/т;

<img border=«0» width=«24» height=«23» src=«ref-1_1843037615-108.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">

 — густина нафти,г/см3;

Свердловина № 101 <img border=«0» width=«21» height=«24» src=«ref-1_1843038893-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056 <img border=«0» width=«45» height=«21» src=«ref-1_1843038999-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">

Свердловина № 103 <img border=«0» width=«21» height=«24» src=«ref-1_1843038893-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056 <img border=«0» width=«45» height=«21» src=«ref-1_1843038999-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">

Свердловина № 104 <img border=«0» width=«21» height=«24» src=«ref-1_1843038893-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056 <img border=«0» width=«45» height=«21» src=«ref-1_1843038999-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">

Свердловина № 105 <img border=«0» width=«21» height=«24» src=«ref-1_1843038893-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056 <img border=«0» width=«45» height=«21» src=«ref-1_1843038999-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">

2.2.3 Визначення густини пластової рідини
<img border=«0» width=«244» height=«91» src=«ref-1_1843039873-684.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">



<img border=«0» width=«24» height=«23» src=«ref-1_1843037615-108.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> — густина нафти, г/см3;<img border=«0» width=«19» height=«23» src=«ref-1_1843040665-98.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">
— коефіцієнт обводненості;

<img border=«0» width=«23» height=«23» src=«ref-1_1843037512-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> — густина газу, г/см3; <img border=«0» width=«17» height=«19» src=«ref-1_1843038690-95.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">

 — газовий фактор,м3/т;

<img border=«0» width=«23» height=«23» src=«ref-1_1843040961-105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079">  — густина води,г/см3; <img border=«0» width=«43» height=«21» src=«ref-1_1843041066-126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> — об’ємний коефіцієнт;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«379» height=«88» src=«ref-1_1843041192-1058.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«371» height=«88» src=«ref-1_1843042250-1050.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«379» height=«88» src=«ref-1_1843043300-1068.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">

Свердловина № 105


<img border=«0» width=«372» height=«88» src=«ref-1_1843044368-1052.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">

2.2.4 Визначення приведеного тиску



<img border=«0» width=«117» height=«48» src=«ref-1_1843045420-381.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">



<img border=«0» width=«28» height=«23» src=«ref-1_1843045801-116.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">
— пластовий тиск, МПа;

<img border=«0» width=«25» height=«23» src=«ref-1_1843045917-114.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">
— критичний тиск, МПа;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«120» height=«44» src=«ref-1_1843046031-304.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«123» height=«44» src=«ref-1_1843046335-304.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«121» height=«44» src=«ref-1_1843046639-311.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">

Свердловина № 105

<img border=«0» width=«121» height=«44» src=«ref-1_1843046950-310.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">

2.2.5 Визначення оптимальної глибини занурення насоса під динамічний рівень



<img border=«0» width=«191» height=«48» src=«ref-1_1843047260-452.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">



<img border=«0» width=«25» height=«23» src=«ref-1_1843047712-115.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">
— приведений тиск, МПа;

<img border=«0» width=«36» height=«24» src=«ref-1_1843047827-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">— тиск в затрубному просторі, МПа;

<img border=«0» width=«20» height=«23» src=«ref-1_1843047955-101.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095">

 — густина пластової рідини або суміші,кг/м3;

g— прискорення вільного падіння;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«196» height=«47» src=«ref-1_1843048056-524.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«199» height=«47» src=«ref-1_1843048580-525.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«197» height=«47» src=«ref-1_1843049105-530.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«199» height=«47» src=«ref-1_1843049635-519.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099">

2.2.6 Визначення фактичної глибини занурення насоса під динамічний рівень



<img border=«0» width=«104» height=«25» src=«ref-1_1843050154-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">




<img border=«0» width=«16» height=«15» src=«ref-1_1843050368-88.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">— глибина спуску насоса, м;

<img border=«0» width=«25» height=«25» src=«ref-1_1843050456-118.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">
— динамічний рівень рідини, м;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«169» height=«23» src=«ref-1_1843050574-302.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">

Свердловина № 103

 <img border=«0» width=«151» height=«23» src=«ref-1_1843050876-276.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«167» height=«23» src=«ref-1_1843051152-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">

Свердловина № 105

<img border=«0» width=«167» height=«23» src=«ref-1_1843051451-303.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">

2.2.7 Визначення різниці між оптимальною і фактичною глибинами занурення насоса



<img border=«0» width=«99» height=«24» src=«ref-1_1843051754-212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">



<img border=«0» width=«32» height=«24» src=«ref-1_1843051966-124.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">— оптимальна глибина спуску насоса під динамічний рівень, м;

<img border=«0» width=«20» height=«23» src=«ref-1_1843052090-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109"> — фактична глибина занурення насоса під динамічний рівень, м;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«153» height=«19» src=«ref-1_1843052196-253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«169» height=«19» src=«ref-1_1843052449-276.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«153» height=«19» src=«ref-1_1843052725-260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">

Свердловина № 105

<img border=«0» width=«171» height=«19» src=«ref-1_1843052985-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">

Таблиця 2

№ свр

G

<img border=«0» width=«15» height=«17» src=«ref-1_1843038599-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">

<img border=«0» width=«21» height=«24» src=«ref-1_1843053350-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">

<img border=«0» width=«27» height=«23» src=«ref-1_1843053456-116.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116">

<img border=«0» width=«33» height=«24» src=«ref-1_1843053572-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">

<img border=«0» width=«20» height=«23» src=«ref-1_1843053700-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118">

<img border=«0» width=«23» height=«19» src=«ref-1_1843053806-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">

<img border=«0» width=«23» height=«23» src=«ref-1_1843053909-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">

101

0,09

0,704

0,056

5,51

558

589

-31

1006,52

103

0,09

0,704

0,056

7,86

955

1905

-950

838,94

104

0,09

0,704

0,056

9,84

918

550

368

1092,07

105

0,09

0,704

0,056

5,94

730

1144

-414

830,77

Висновок: в результаті проведених розрахунків, я прийшов до висновку, що в свердловинах № 101,№ 103,№ 105 насоси занурені на більшу глибину, ніж потрібно, тому я рекомендую підняти насоси на 31 м, 950 м, 414 м відповідно, а в свердловині № 104 опустити насос на 368 м. Коефіцієнт подачі насоса на свердловинах № 101, № 102, № 104-0,1; 0,2; 0,4 відповідно, це означає, що насоси працюють не раціонально, отже треба замінити дані штангові насоси. Насос свердловини № 105 працюює раціонально і не потребують змін.
2.3 Вибір обладнання свердловин

2.3.1 Визначення дебіту свердловини



<img border=«0» width=«250» height=«34» src=«ref-1_1843054012-693.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121">
К- коефіцієнт продуктивності свердловини, т/добу МПа.;

Рпл— пластовий тиск, атм.;

Рвиб — тиск на вибої свердловини, атм.;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«236» height=«22» src=«ref-1_1843054705-432.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«247» height=«22» src=«ref-1_1843055137-449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«247» height=«22» src=«ref-1_1843055586-450.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«229» height=«22» src=«ref-1_1843056036-423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125">
2.3.2 Визначення глибини спуску насоса



<img border=«0» width=«220» height=«48» src=«ref-1_1843056459-593.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">
НФ— фактична глибина свердловини, м;

Рв— тиск на вибої свердловини, МПа;

Рпр.опт — гранично оптимальний тиск, МПа;

Свердловина № 101

<img border=«0» width=«276» height=«26» src=«ref-1_1843057052-462.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127"><img border=«0» width=«12» height=«23» src=«ref-1_1843057514-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128">

<img border=«0» width=«273» height=«51» src=«ref-1_1843057587-652.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129">

Свердловина № 103

<img border=«0» width=«281» height=«26» src=«ref-1_1843058239-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130"><img border=«0» width=«12» height=«23» src=«ref-1_1843057514-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131">

<img border=«0» width=«271» height=«47» src=«ref-1_1843058781-640.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132">

Свердловина № 104

<img border=«0» width=«281» height=«26» src=«ref-1_1843059421-470.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133"><img border=«0» width=«12» height=«23» src=«ref-1_1843057514-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">

<img border=«0» width=«271» height=«47» src=«ref-1_1843059964-644.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">

Свердловина № 105

<img border=«0» width=«273» height=«26» src=«ref-1_1843060608-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136"><img border=«0» width=«12» height=«23» src=«ref-1_1843057514-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137">

<img border=«0» width=«264» height=«47» src=«ref-1_1843061142-624.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138">
    продолжение
--PAGE_BREAK--