Реферат: Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения
--PAGE_BREAK--2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза.В процессе бурения скважин на Павловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях верхнего девона (в виде керна неравномерно-насыщенного нефтью), в турнейском ярусе нижнего карбона (залежь промышленного значения). В отложениях окско-серпуховского надгоризонта нижнего карбона (в виде керна нефтенасыщеного), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях верийског горизонта московского яруса (пласты B3, B4-залежь нефти с газовой шапкой промышленного значения), пласт B2-приток нефти дебитом 8,3 т/сут. на 5,3 мм. штуцере, в отложениях каширского и подольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут. на 5,5 мм. штуцере), в отложениях кунгурского яруса (в виде керна, участком пропитанного нефтью).
Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно-детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев.
Максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность 31,2 м.
Турнейская залежь Павловского месторождения относится к типу массивных.
Центральная часть месторождения, включающая Барановский, Улыкский, Павловский, Григорьевский и Южно-Павловский купола, состовляет единую залежь с общими водонефтяным и газонефтяным контактами.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке — 798м. Размеры залежи — 17,5x17x75км. Этаж нефтеносности составляет 32,2 м. Максимальная нефтенасыщенная мощность-17,4м.
Положение газонефтяного контакта принято на отметке-785м.
Размер газовой шапки составляет 11x12,6 км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальная эффективная газоносная мощность-11,5м. Размер газовой шапки на Григорьевском куполе 4,6x4,75 км.
Водонасыщение пород различно и обусловлено коллекторскими свойствами, степенью трещиноватости, каверзности и другими показателями.
Представлены воды в основном высокоминерализованными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространенными от кристаллического фундамента до верхних каменноугольных отложений.
Основной областью питания водоносных горизонтов додевонских отложений, девона и нижнего карбона Пермского Прикамья являются западный склон Урала и Северные воды.
Ниже приводится краткая характеристика вод турнейского яруса нижнего карбона.
По своему составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассолом хлоркальциевого типа. Удельный вес воды 1,179 г/см3. Наиболее высокая минерализация 245,7 г/л. Отношение содержания натрия к хлору равно 0,168, кальция к магнию-1,10. Коэффициент метаморфизации –2,09, коэффициент сульфатности — 0,28. Содержание брома –579,2 мг/л, йода –6,2 мг/л, борной кислоты – 76,8 мг/л.
3.1 Применяемое оборудование:
Принцип работы станка качалки.
Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипнно шатунный механизм в целом преобразовывает в возвратно-поступательное движение балансира, который вращается на опорной оси, укреплённой на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение канатной подвеске, штангам и плунжеру.
При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером.
Таким образом, ШСН — поршневой насос однородного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.
Жидкость из НКТ вытисняется через тройник в нефтесборный трубопровод.
Принцип работы штанговой насосной установки.
Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных трубах диаметром 38-102мм. и штангах диаметром 16-25мм. индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.
Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.
При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.
1. Эксплуатационная колонна;
2. Всасывающий клапан;
3. Цилиндр насоса;
4. Плунжер;
5. Нагнетательный клапан;
6. Насосно-компрессорные трубы;
7. Насосные штанги;
8. Крестовина;
9. Устьевой патрубок;
10. Обратный клапан для перепуска газа;
11. Тройник;
12. Устьевой сальник;
13. Устьевой шток;
14. Канатная подвеска;
15. Головка балансира;
16. Балансир;
17. Стойка;
18. Балансирный груз;
19. Шатун;
20. Кривошипный груз;
21. Кривошип;
22. Редуктор;
23. Ведомый шкив;
24. Клиноременная передача;
25. Электродвигатель на поворотной салазке;
26. Ведущий шкив;
27. Рама;
28. Блок управления.
Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).
<img width=«645» height=«708» src=«ref-1_478546526-57004.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">
рис 1.
Описание работы насоса.
Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводнённостью до 90 %, температурой не более 1300С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализирующей воды не более 10 г/л.
Скважинные насосы представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, с подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами; спускаются в скважину на колонне насосно–компрессорных труб и насосных штанг.
Скважинные насосы изготавливаются следующих типов:
· НВ1 – вставные с замком наверху;
· НВ2 – вставные с замком внизу;
· НН – не вставные без ловителя;
· НН1 – не вставной с захватным штоком;
· НН2 – не вставной с ловителем.
Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнении:
по конструкции (исполнению) цилиндра:
5 – с толсто стенным цельным (безвтулочным) цилиндром;
С – с составным (втулочным) цилиндром;
по конструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением (областью применения):
Т – с полым трубчатым штоком, обеспечивающим подъём жидкостью по каналу колонны трубчатых штанг;
А – со сцепляющим устройством (только для насосов типа «НН»), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;
Д 1 – одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие создание гидравлического низа;
Д 2 — одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы исполнении Д 1 и Д 2 – одноступенчатые, одноплунжерные);
по стойкости к среде:
без обозначения – стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л (нормальные);
И – стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л (абразивостойкие).
В условном обозначении насоса, например НН25А-44-18-15-2, первые две буквы и цифры указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры диаметр насоса, последующие – длину хода плунжера в мм. и напор в метрах, уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадок.
Вставные скважинные насосы закрепляются в насосно-компрессорных трубах на замковой опоре типа ОМ, в условное обозначение, в которое входит: тип опоры; условный размер опоры; номер отраслевого стандарта.
Скважинный штанговый насос – гидравлическая машина объемного типа, где уплотнения между плунжером и цилиндром достигается за счёт высокой прочности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. В зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырёх групп посадок.
Цилиндры насосов выпускают в двух исполнениях:
ЦБ – цельный (без втулочный), толстостенный;
ЦС – составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.
В зависимости от назначения и области применения скважинных насосов плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов выпускаются различных конструкций, материальных исполнении и различными видами уплотнений их рабочих поверхностей.
Плунжеры насосов выпускают в четырёх исполнениях:
П1Х – с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;
П2Х – то же, но без цилиндрической расточки на верхнем конце;
П1И – с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;
П2И – то же, без цилиндрической расточкой на верхнем конце.
Пары «седло-шарик» клапанов насоса имеют три исполнения:
К – с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;
КБ – то же, с седлом с буртиком;
КН – с цилиндрическим седлом из твёрдого сплава и шариком из нержавеющей стали.
Конструктивно все скважинные насосы из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены потребителем изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.
Скважинные насосы исполнения НСВ1 предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приёме насоса не более 10 %.
Насос состоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навёрнут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец – замок, плунжера исполнения П1Х, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые соединения которого навинчены: снизу – сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху – клетка плунжера.
Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленный контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло-шарик» исполнения КБ или К.
Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну НКТ и закрепляется в опоре.
Принцип работы заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность.
Конструктивно скважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.
Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П1Х с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосов комплектуются парой «седло-шарик» исполнения К или КБ. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закреплённый контргайкой.
В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор. Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.
Скважинные насосы исполнения НСН1 предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10 % по объёму.
Конструктивно скважинные насосы состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения П1Х с навинченным на нижний конец наконечником, а на верхний конец – нагнетательным клапаном.
На всасывающий клапан навинчен захватный шток, располагающийся внутри плунжера.
Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм. снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.
Длина хода плунжера насосов исполнения НСН1 составляет 900мм.
Принцип работы насоса НСН1 аналогичен принципу насоса НСВ1, однако цилиндр насоса НСН1 спускается на колонне НКТ, а плунжер с клапанами – на колонне насосных штанг. При подъёме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны НКТ.
<img width=«375» height=«863» src=«ref-1_478603530-63183.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">
рис 2.
Процесс бурения
скважины.
Скважина 890 заложена согласно технологической схемы разработки терригенной пачки нижнего карбона Турнейского пласта Павловского месторождения утверждённой Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений. Скважина пробурена с целью эксплуатации залежей нефти Павловского месторождения Тунейского пласта.
Описание процесса освоения скважинны.
Устье скважин оборудовано арматурой тип.
ЭТГр БЗ 65х140 №419. Арматура опрессована. Герметична.
25 июня 1989 года в скважине проведена кумулятивная перфорация ПКС-80 в интервале 1476,0-1492,0 м.(-1231,5-1247,5) всего сделано 288 отверстий.
В скважину спущены 73 мм. НКТ до глубины стоп – кольца.
Скважина освоена компрессором.
73 мм. НКТ спущено 154 трубы мерой 1458,45м.
В скважине в интервале перфорации сделана соляно – кислотная обработка с сульфатом аммония. За 2 часа, при Р=100 атм. закачено 12 м3. В процессе обработки давления колебалось от 150 до 90 атм. Скважина освоена компрессором. Получена нефть. Силами ЦНИПРА снята кривая восстановления давления до и после кислотной обработки.
29 августа скважина предана НДУ «Чернушканефть».
Павловка Турнейский пласт.
Рнас (кгс/см2)
105
Пластовая температура (0С)
25
Объёмный коэф. нефти (ед.)
1,101
<img width=«65» height=«24» src=«ref-1_478666713-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027"> (Сп)
9
<img width=«64» height=«24» src=«ref-1_478666972-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028"> (г/см3)
0,824
Рпл. начал. (кгс/см2)
154
Газовый фактор
46
Газосодержание нефти (м3/т)
46
Пористость (доли ед.)
0,1
Рзаб. в доб.скважинах
70
<img width=«72» height=«24» src=«ref-1_478667231-268.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029"> (г/см3)
0,912
<img width=«73» height=«24» src=«ref-1_478667499-266.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> (Сп)
113,6
<img width=«64» height=«24» src=«ref-1_478667765-253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> (Сп)
1,64
<img width=«63» height=«24» src=«ref-1_478668018-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032"> (г/см3)
1,181
Продуктианость (г/сМПа)
0,35
Проницаемость (Д)
0,111
Гидропроводность (МПас)
1,12
Пьезопроводность (см2/с)
119
Содержание: Серы (%)
2,79
Смол (%)
18,98
Парафина (%)
3,01
продолжение
--PAGE_BREAK--
3.2 Анализ добывных возможностей
скважин № 890, 893, 894,895, 896.
1) Определение коэффициента продуктивности скважин;
<img width=«123» height=«44» src=«ref-1_478668274-390.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">; <img width=«69» height=«41» src=«ref-1_478668664-332.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034"><img width=«100» height=«23» src=«ref-1_478668996-310.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1036"><img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478669475-206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">коэффициент продуктивности;
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1038"><img width=«40» height=«21» src=«ref-1_478669850-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">фактическая подача;
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1040"><img width=«43» height=«19» src=«ref-1_478670248-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">пластовое давление;
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1042"><img width=«51» height=«19» src=«ref-1_478670634-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">забойное давление.
<img width=«203» height=«44» src=«ref-1_478670867-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044"> <img width=«95» height=«24» src=«ref-1_478671328-309.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">
<img width=«125» height=«44» src=«ref-1_478671637-363.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046"> <img width=«95» height=«24» src=«ref-1_478671328-309.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">
<img width=«176» height=«44» src=«ref-1_478672309-431.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048"> <img width=«95» height=«24» src=«ref-1_478671328-309.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">
<img width=«175» height=«44» src=«ref-1_478673049-416.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050"> <img width=«95» height=«24» src=«ref-1_478671328-309.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">
<img width=«175» height=«44» src=«ref-1_478673774-422.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052"> <img width=«95» height=«24» src=«ref-1_478671328-309.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">
2) Определение максимально допустимого давления;
<img width=«165» height=«21» src=«ref-1_478674505-353.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054"> <img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478674858-213.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055"><img width=«59» height=«19» src=«ref-1_478675071-249.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">
<img width=«157» height=«21» src=«ref-1_478675320-343.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057"> <img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478674858-213.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058"><img width=«59» height=«19» src=«ref-1_478675071-249.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">
<img width=«87» height=«19» src=«ref-1_478676125-260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060"> максимально допустимое давление;
<img width=«53» height=«19» src=«ref-1_478676385-226.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1061">давление насыщения;
скв. № 893
<img width=«71» height=«21» src=«ref-1_478676611-271.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">
<img width=«236» height=«21» src=«ref-1_478676882-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">
скв. № 890
<img width=«57» height=«19» src=«ref-1_478677329-239.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">
<img width=«236» height=«21» src=«ref-1_478676882-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">
скв. № 894
<img width=«57» height=«19» src=«ref-1_478678015-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">
<img width=«236» height=«21» src=«ref-1_478676882-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">
скв. № 895
<img width=«60» height=«19» src=«ref-1_478678705-250.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">
<img width=«236» height=«21» src=«ref-1_478676882-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">
скв. № 896
<img width=«60» height=«19» src=«ref-1_478679402-250.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">
<img width=«236» height=«21» src=«ref-1_478676882-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">
3) Определение максимально допустимого дебита скважины;
<img width=«207» height=«21» src=«ref-1_478680099-428.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072"> <img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">
<img width=«73» height=«21» src=«ref-1_478680785-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">максимально допустимый дебит скважины;
<img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478669475-206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075">коэффициент продуктивности;
<img width=«43» height=«19» src=«ref-1_478670248-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">пластовое давление;
<img width=«87» height=«19» src=«ref-1_478676125-260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> максимально допустимое давление.
скв № 893
<img width=«243» height=«21» src=«ref-1_478681727-449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079">
скв № 890
<img width=«215» height=«21» src=«ref-1_478682433-428.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081">
скв № 894
<img width=«253» height=«21» src=«ref-1_478683118-467.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">
скв № 895
<img width=«251» height=«21» src=«ref-1_478683842-457.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">
скв № 896
<img width=«249» height=«21» src=«ref-1_478684556-464.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">
4) Определение разности между max. дебитом и фактическим дебитом скважины;
<img width=«161» height=«21» src=«ref-1_478685277-381.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088"> <img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">
<img width=«39» height=«21» src=«ref-1_478685916-221.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">разность между максимальным и фактическим дебитами;
<img width=«73» height=«21» src=«ref-1_478680785-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">максимально допустимый дебит скважины;
<img width=«40» height=«21» src=«ref-1_478669850-229.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1092">фактическая подача;
скв № 893
<img width=«140» height=«21» src=«ref-1_478686625-333.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093"><img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">
скв № 890
<img width=«139» height=«21» src=«ref-1_478687216-339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095"> <img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">
скв № 894
<img width=«139» height=«21» src=«ref-1_478687813-337.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097"> <img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">
скв № 895
<img width=«144» height=«21» src=«ref-1_478688408-337.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099"> <img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">
скв № 896
<img width=«135» height=«21» src=«ref-1_478689003-323.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101"> <img width=«61» height=«24» src=«ref-1_478680527-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">
№
пп.
№
скв.
К
<img width=«99» height=«24» src=«ref-1_478689584-308.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">
Р
<img width=«61» height=«19» src=«ref-1_478689892-244.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">
Qmax.доп
<img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">
<img width=«15» height=«17» src=«ref-1_478690393-187.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">Q
<img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">
1
893
0,727
7,875
6,27
2,27
2
890
2
7,875
8,25
4,25
3
894
0,454
7,875
2,68
0,68
4
895
0,980
7,875
3,35
-1,58
5
896
1,219
7,875
3,19
-1,8
Вывод:
Исходя из расчётов, которые приведены выше видно, что в скважинах№ 893, 890, 894 разница между фактическим и максимально допустимым дебитом невелика, по этому я рекомендую оставить добычу на прежнем уровне. А у скважин № 895, 896 – очень большая разница между фактическим и максимально допустимым дебитом, поэтому нужно произвести замену оборудования (ШСН).
3.3 Анализ технологических режимов.
1) Определение газового фактора;
<img width=«101» height=«48» src=«ref-1_478690837-381.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">
<img width=«32» height=«24» src=«ref-1_478691218-204.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">коэффициент обводненности;
<img width=«31» height=«17» src=«ref-1_478691422-209.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">плотность нефти.
скв № 890
<img width=«173» height=«47» src=«ref-1_478691631-458.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">
скв № 893
<img width=«155» height=«47» src=«ref-1_478692089-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">
скв № 894
<img width=«181» height=«47» src=«ref-1_478692536-467.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">
скв № 895
<img width=«184» height=«47» src=«ref-1_478693003-476.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">
скв № 896
<img width=«175» height=«47» src=«ref-1_478693479-466.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">
2) Определение относительную плотность газа по воздуху;
<img width=«48» height=«44» src=«ref-1_478693945-267.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116">
<img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478694212-210.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">плотность газа;
<img width=«31» height=«17» src=«ref-1_478694422-208.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118">плотность воздуха
<img width=«111» height=«44» src=«ref-1_478694630-357.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">
3) Определение газосадержания;<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">
<img width=«71» height=«24» src=«ref-1_478695156-261.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122">
<img width=«27» height=«17» src=«ref-1_478695655-192.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">относительная плотность;
<img width=«29» height=«19» src=«ref-1_478695847-204.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">газовый фактор;
скв № 890
<img width=«133» height=«24» src=«ref-1_478696051-330.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">
скв № 893
<img width=«132» height=«24» src=«ref-1_478696619-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128">
скв № 894
<img width=«140» height=«24» src=«ref-1_478697175-336.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130">
скв № 895
<img width=«148» height=«24» src=«ref-1_478697749-358.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132">
скв № 896
<img width=«131» height=«24» src=«ref-1_478698345-325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">
4)Определяем плотность пластовой жидкости;
при <img width=«59» height=«19» src=«ref-1_478698908-252.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">:
<img width=«180» height=«91» src=«ref-1_478699160-513.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137">
<img width=«32» height=«24» src=«ref-1_478699911-207.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138">плотность воды;
<img width=«32» height=«24» src=«ref-1_478700118-208.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139">плотность нефти;
<img width=«32» height=«24» src=«ref-1_478691218-204.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1140">коэффициент обводненности;
<img width=«35» height=«24» src=«ref-1_478700530-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141">газовый фактор;
<img width=«24» height=«15» src=«ref-1_478700744-188.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142">объёмный коэффициент;
скв № 890
<img width=«287» height=«88» src=«ref-1_478700932-664.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1144">
скв № 893
<img width=«284» height=«88» src=«ref-1_478701834-720.coolpic» v:shapes="_x0000_i1145"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1146">
скв № 894
<img width=«291» height=«88» src=«ref-1_478702792-684.coolpic» v:shapes="_x0000_i1147"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1148">
скв № 895
<img width=«293» height=«88» src=«ref-1_478703714-721.coolpic» v:shapes="_x0000_i1149"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1150">
скв № 896
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1151"><img width=«284» height=«88» src=«ref-1_478701834-720.coolpic» v:shapes="_x0000_i1152"> <img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1153">
5) Определение приведенного давления;
<img width=«99» height=«44» src=«ref-1_478705800-336.coolpic» v:shapes="_x0000_i1154"> <img width=«39» height=«19» src=«ref-1_478706136-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1155">
<img width=«43» height=«19» src=«ref-1_478670248-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1156">пластовое давление;
<img width=«64» height=«21» src=«ref-1_478706583-250.coolpic» v:shapes="_x0000_i1157">средне критическое давление.
скв № 890
<img width=«108» height=«44» src=«ref-1_478706833-353.coolpic» v:shapes="_x0000_i1158"><img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1159"><img width=«39» height=«19» src=«ref-1_478706136-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1160">
скв № 893
<img width=«108» height=«44» src=«ref-1_478706833-353.coolpic» v:shapes="_x0000_i1161"> <img width=«39» height=«19» src=«ref-1_478706136-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1162">
скв № 894
<img width=«100» height=«44» src=«ref-1_478708168-346.coolpic» v:shapes="_x0000_i1163"> <img width=«39» height=«19» src=«ref-1_478706136-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1164">
скв № 895
<img width=«112» height=«44» src=«ref-1_478708744-364.coolpic» v:shapes="_x0000_i1165"> <img width=«39» height=«19» src=«ref-1_478706136-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1166">
скв № 896
<img width=«113» height=«44» src=«ref-1_478709338-371.coolpic» v:shapes="_x0000_i1167"> <img width=«39» height=«19» src=«ref-1_478706136-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1168">
6) Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень;
<img width=«179» height=«48» src=«ref-1_478709939-473.coolpic» v:shapes="_x0000_i1169"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1170">
<img width=«44» height=«21» src=«ref-1_478710603-228.coolpic» v:shapes="_x0000_i1171">приведённое давление;
<img width=«61» height=«21» src=«ref-1_478710831-244.coolpic» v:shapes="_x0000_i1172">затрубное давление;
<img width=«37» height=«24» src=«ref-1_478711075-213.coolpic» v:shapes="_x0000_i1173">плотность жидкости или смеси;
<img width=«27» height=«17» src=«ref-1_478711288-204.coolpic» v:shapes="_x0000_i1174">ускорение свободного падения
скв № 890
<img width=«179» height=«47» src=«ref-1_478711492-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1175"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1176">
скв № 893
<img width=«168» height=«47» src=«ref-1_478712168-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1177"> продолжение
--PAGE_BREAK-- <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1178">
скв № 894
<img width=«173» height=«47» src=«ref-1_478712828-465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1179"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1180">
скв № 895
<img width=«187» height=«47» src=«ref-1_478713484-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1181"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1182">
скв № 896
<img width=«177» height=«47» src=«ref-1_478714160-483.coolpic» v:shapes="_x0000_i1183"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1184">
7) Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень;
<img width=«83» height=«25» src=«ref-1_478714834-287.coolpic» v:shapes="_x0000_i1185"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1186">
<img width=«27» height=«15» src=«ref-1_478715312-199.coolpic» v:shapes="_x0000_i1187">глубина спуска насоса;
<img width=«37» height=«24» src=«ref-1_478715511-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1188">динамический уровень;
скв № 890
<img width=«149» height=«25» src=«ref-1_478715728-333.coolpic» v:shapes="_x0000_i1189"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1190">
скв № 893
<img width=«147» height=«25» src=«ref-1_478716252-339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1191"><img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1192">
скв № 894
<img width=«148» height=«25» src=«ref-1_478716782-339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1193"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1194">
скв № 895
<img width=«140» height=«25» src=«ref-1_478717312-340.coolpic» v:shapes="_x0000_i1195"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1196">
скв № 896
<img width=«147» height=«25» src=«ref-1_478717843-341.coolpic» v:shapes="_x0000_i1197"><img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1198">
8) Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса;
<img width=«96» height=«25» src=«ref-1_478718375-314.coolpic» v:shapes="_x0000_i1199">
<img width=«43» height=«24» src=«ref-1_478718689-222.coolpic» v:shapes="_x0000_i1200">оптимальная глубина;
<img width=«33» height=«25» src=«ref-1_478718911-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1201">фактическая глубина;
скв № 890
<img width=«144» height=«19» src=«ref-1_478719130-335.coolpic» v:shapes="_x0000_i1202">
скв № 893
<img width=«135» height=«19» src=«ref-1_478719465-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1203">
скв № 894
<img width=«152» height=«19» src=«ref-1_478719787-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1204">
скв № 895
<img width=«133» height=«19» src=«ref-1_478720129-319.coolpic» v:shapes="_x0000_i1205">
скв № 896
<img width=«133» height=«19» src=«ref-1_478720448-314.coolpic» v:shapes="_x0000_i1206">
9) Определение коэффициента подачи насоса;
<img width=«56» height=«44» src=«ref-1_478720762-305.coolpic» v:shapes="_x0000_i1207">
<img width=«40» height=«21» src=«ref-1_478669850-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1208">фактический дебит;
<img width=«40» height=«21» src=«ref-1_478721296-226.coolpic» v:shapes="_x0000_i1209">теоретический дебит;
скв № 890
<img width=«84» height=«41» src=«ref-1_478721522-303.coolpic» v:shapes="_x0000_i1210">
скв № 893
<img width=«77» height=«41» src=«ref-1_478721825-283.coolpic» v:shapes="_x0000_i1211">
скв № 894
<img width=«85» height=«41» src=«ref-1_478722108-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1212">
скв № 895
<img width=«84» height=«41» src=«ref-1_478722407-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1213">
скв № 896
<img width=«84» height=«41» src=«ref-1_478722407-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1214">
№
скв.
G
<img width=«15» height=«17» src=«ref-1_478690393-187.coolpic» v:shapes="_x0000_i1215">
G0
кг/м3
Рпр
МПа
hопт
м
hф
м
<img width=«15» height=«17» src=«ref-1_478690393-187.coolpic» v:shapes="_x0000_i1216">h
<img width=«13» height=«17» src=«ref-1_478723379-192.coolpic» v:shapes="_x0000_i1217">
<img width=«23» height=«24» src=«ref-1_478723571-206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1218">
<img width=«45» height=«21» src=«ref-1_478695417-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1219">
890
0,2
2,03
0,4
2,6
97
690
-593
0,5
8,33
893
0,3
2,03
0,6
2,6
72
126
-54
0,8
849
894
0,25
2,03
0,5
3
227
682
-455
0,66
808
895
0,26
2,03
0,52
2,5
221
127
94
0,83
829
896
0,3
2,03
0,6
2,2
72
163
-91
,83
849
Вывод:
В результате сделанных расчётов я пришел к выводу что насосы в скважинах № 890, 893, 894, 896 спущен больше чем нужно по этому я рекомендую поднять насосы на 593, 54, 455, 91 метров соответственно. А на скважине № 895 поднять на 94 метра.
Коэффициент подачи насоса у скважин № 893, 894, 895, 896 в норме а у скважины № 890 я рекомендую произвести замену насоса.
3.4 Выбор оборудования скважины № 890.
1) Определение дебита скважины;
<img width=«147» height=«24» src=«ref-1_478724015-372.coolpic» v:shapes="_x0000_i1220"> <img width=«52» height=«21» src=«ref-1_478724387-240.coolpic» v:shapes="_x0000_i1221">
<img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478669475-206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1222">коэффициент продуктивности;
<img width=«43» height=«19» src=«ref-1_478670248-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1223">пластовое давление;
<img width=«51» height=«19» src=«ref-1_478670634-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1224">забойное давление.
<img width=«123» height=«21» src=«ref-1_478725283-319.coolpic» v:shapes="_x0000_i1225"> <img width=«52» height=«21» src=«ref-1_478724387-240.coolpic» v:shapes="_x0000_i1226">
2) Определение глубины спуска насоса;
<img width=«228» height=«47» src=«ref-1_478725842-540.coolpic» v:shapes="_x0000_i1227">
<img width=«40» height=«21» src=«ref-1_478726382-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1228">фактическая глубина;
<img width=«51» height=«19» src=«ref-1_478670634-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1229">забойное давление;
<img width=«73» height=«21» src=«ref-1_478726832-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1230">предельно оптимальное давление;
<img width=«40» height=«17» src=«ref-1_478727088-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1231">плотность смеси;
<img width=«27» height=«17» src=«ref-1_478711288-204.coolpic» v:shapes="_x0000_i1232">ускорение свободного падения.
<img width=«137» height=«21» src=«ref-1_478727511-324.coolpic» v:shapes="_x0000_i1233"> <img width=«25» height=«19» src=«ref-1_478727835-209.coolpic» v:shapes="_x0000_i1234">
<img width=«43» height=«19» src=«ref-1_478670248-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1235">пластовое давление.
<img width=«156» height=«21» src=«ref-1_478728261-362.coolpic» v:shapes="_x0000_i1236"> <img width=«25» height=«19» src=«ref-1_478727835-209.coolpic» v:shapes="_x0000_i1237">
<img width=«211» height=«44» src=«ref-1_478728832-486.coolpic» v:shapes="_x0000_i1238"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1239">
3)Определение объёмной теоретической производительности установки;
<img width=«93» height=«44» src=«ref-1_478729509-336.coolpic» v:shapes="_x0000_i1240"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1241">
<img width=«28» height=«21» src=«ref-1_478730102-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1242">дебит;
<img width=«40» height=«17» src=«ref-1_478727088-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1243">плотность смеси;
<img width=«25» height=«17» src=«ref-1_478730535-199.coolpic» v:shapes="_x0000_i1244">коэффициент полезного действия.
<img width=«128» height=«44» src=«ref-1_478730734-375.coolpic» v:shapes="_x0000_i1245"> <img width=«59» height=«24» src=«ref-1_478682176-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1246">
4) По диаграмме А.Н. Адоненова выбирают диаметр насоса;
<img width=«76» height=«19» src=«ref-1_478731366-269.coolpic» v:shapes="_x0000_i1247">
5) Определяют тип насоса;
<img width=«139» height=«21» src=«ref-1_478731635-325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1248">
<img width=«47» height=«19» src=«ref-1_478731960-227.coolpic» v:shapes="_x0000_i1249">маркировка станка качалки;
<img width=«24» height=«19» src=«ref-1_478732187-195.coolpic» v:shapes="_x0000_i1250">максимальная нагрузка на головку балансира;
<img width=«44» height=«21» src=«ref-1_478732382-222.coolpic» v:shapes="_x0000_i1251">длина хода полированного штока;
<img width=«41» height=«19» src=«ref-1_478732604-212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1252">максимальный крутящийся момент электродвигателя.
6) Выбирают по рекомендательным таблицам конструкцию насосных штанг;
<img width=«95» height=«19» src=«ref-1_478732816-280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1253">
<img width=«89» height=«19» src=«ref-1_478733096-275.coolpic» v:shapes="_x0000_i1254">
7) Определяют число качаний СК;
<img width=«165» height=«44» src=«ref-1_478733371-418.coolpic» v:shapes="_x0000_i1255"> <img width=«65» height=«19» src=«ref-1_478733789-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1256">
<img width=«28» height=«21» src=«ref-1_478730102-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1257">дебит скважины;
<img width=«43» height=«19» src=«ref-1_478734248-218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1258">площадь поперечного сечения плунжера;
<img width=«27» height=«19» src=«ref-1_478734466-202.coolpic» v:shapes="_x0000_i1259">длина хода штока;
<img width=«40» height=«17» src=«ref-1_478727088-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1260">плотность смеси;
<img width=«40» height=«19» src=«ref-1_478734887-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1261">диаметр плунжера;
<img width=«25» height=«17» src=«ref-1_478730535-199.coolpic» v:shapes="_x0000_i1262">КПД насоса.
<img width=«272» height=«44» src=«ref-1_478735301-528.coolpic» v:shapes="_x0000_i1263"> <img width=«23» height=«21» src=«ref-1_478735829-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1264">
<img width=«241» height=«44» src=«ref-1_478736040-445.coolpic» v:shapes="_x0000_i1265"> <img width=«65» height=«19» src=«ref-1_478733789-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1266">
8)Определяют мощность электродвигателя;
<img width=«319» height=«47» src=«ref-1_478736730-640.coolpic» v:shapes="_x0000_i1267"> <img width=«27» height=«19» src=«ref-1_478737370-212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1268">
<img width=«132» height=«44» src=«ref-1_478737582-382.coolpic» v:shapes="_x0000_i1269"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1270">
<img width=«40» height=«19» src=«ref-1_478734887-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1271">диаметр плунжера;
<img width=«27» height=«19» src=«ref-1_478734466-202.coolpic» v:shapes="_x0000_i1272">длина хода штока;
<img width=«35» height=«24» src=«ref-1_478738572-213.coolpic» v:shapes="_x0000_i1273">коэффициент подачи насоса;
<img width=«33» height=«24» src=«ref-1_478738785-208.coolpic» v:shapes="_x0000_i1274">КПД насоса;
<img width=«37» height=«24» src=«ref-1_478738993-210.coolpic» v:shapes="_x0000_i1275">КПД станка-качалки;
<img width=«29» height=«17» src=«ref-1_478669475-206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1276">коэффициент уравновешивания СК;
<img width=«39» height=«24» src=«ref-1_478739409-225.coolpic» v:shapes="_x0000_i1277">глубина до динамического уровня;
<img width=«40» height=«17» src=«ref-1_478727088-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1278">плотность смеси;
<img width=«51» height=«19» src=«ref-1_478670634-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1279">забойное давление;
<img width=«180» height=«41» src=«ref-1_478740086-420.coolpic» v:shapes="_x0000_i1280"> <img width=«16» height=«15» src=«ref-1_478710412-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1281">
<img width=«496» height=«44» src=«ref-1_478740697-779.coolpic» v:shapes="_x0000_i1282"> <img width=«33» height=«19» src=«ref-1_478741476-224.coolpic» v:shapes="_x0000_i1283"><img width=«12» height=«23» src=«ref-1_478669306-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1284">
<img width=«52» height=«45» src=«ref-1_478741869-279.coolpic» v:shapes="_x0000_i1285">
<img width=«23» height=«19» src=«ref-1_478742148-209.coolpic» v:shapes="_x0000_i1286">
<img width=«59» height=«48» src=«ref-1_478742357-316.coolpic» v:shapes="_x0000_i1287">
<img width=«20» height=«24» src=«ref-1_478742673-209.coolpic» v:shapes="_x0000_i1288">
<img width=«31» height=«24» src=«ref-1_478742882-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1289">
<img width=«28» height=«24» src=«ref-1_478743101-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1290">
<img width=«65» height=«37» src=«ref-1_478743316-266.coolpic» v:shapes="_x0000_i1291">
<img width=«33» height=«43» src=«ref-1_478743582-255.coolpic» v:shapes="_x0000_i1292">
6
648
9
28
43
19
10
7,6
Вывод:
Выбранное мной оборудование не совпадает с установленным СК6-2,1-2500 и 20 кВт двигатель, по этому я рекомендую установить на скважину № 890, СК3-0,75-400 и двигатель АОП63-4.
4.1 Охрана недр окружающей среды.
На Павловском месторождений значительное внимание уделяется мероприятиям по охране недр и окружающей среды. В своей работе я использую материалы за 2000 год. Общий комплекс мероприятий составляет гигантский список, остановлюсь только на основных:
1) Контроль за состоянием подземных вод;
2) Замеры газовоздушной среды на объектах нефтедобычи, для охраны атмосферного воздуха;
3) Контроль за техническим состоянием объектов нефтедобычи, подготовки м транспорта нефти, предотвращение аварий;
4) Отбор проб с водоёмов содержание радионуклидов, для контроля радиационной обстановки; продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по производству
Реферат по производству
Византийская космология в XI веке
2 Сентября 2013
Реферат по производству
Использование функционально стоимостного анализа в конструкторской подготовке производства
2 Сентября 2013
Реферат по производству
История делопроизводства
2 Сентября 2013
Реферат по производству
Делопроизводство в Древнерусском государстве 2
2 Сентября 2013