Рославльское нефтяное месторождение
Рефераты >> Геология >> Рославльское нефтяное месторождение

5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;

6. экологическую чистоту вокруг скважины;

7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;

8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;

9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.

4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения

Таблица 4.1 – Исходные данные

Показатели

Числовые значения

Глубина скважины, Н, м

1750

Забойное давление, Рзаб, МПа

14,32

Пластовое давление, Рпл, МПа

19,5

Плотность воды, ρв, кг/м3

1008

Плотность нефти, ρн, кг/м3

820

Обводненность, nв, д. ед.

0,95

Коэффициент продуктивности, К, т/сут МПа

3,087

Газовый фактор, Г, м3/т

85

Коэффициент подачи, αп

0,75

1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ρсм, кг/м3 ρсм = ρв· nв+ ρн (1- nв) (4.2)

где

ρсм

-

плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;

 

ρв

-

плотность воды, кг/м3;

 

ρн

-

плотность нефти, кг/м3;

 

nв

-

обводненность, д. ед.;

ρсм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3

2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м

Lн = Рзаб / (ρсм + g) (4.3)

где

-

глубина спуска насоса, м;

 

Рзаб

-

забойное давление, МПа;

 

ρсм

-

пластовое давление, МПа;

 

g

-

коэффициент свободного падения;

Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м

3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа

∆Р = Рпл - Рзаб (4.4)

где

∆Р

-

депрессия на пласт, МПа;

 

Рзаб

-

забойное давление, МПа;

 

Рпл

-

пластовое давление, МПа;

∆Р=19,5-14,32=5,18 МПа

4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут

Qф.в. = К ∆Р (4.5)

где

Qф.в.

-

фактический весовой дебит, т/сут;

 

К

-

коэффициент продуктивности, т/сут МПа;

 

∆Р

-

депрессия на пласт, МПа;

Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут

5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут

Qф.о. = Qф.в./ ρсм (4.6)

где

Qф.о.

-

фактический объёмный дебит, м3/сут;

 

Qф.в

-

фактический весовой дебит, т/сут;

 

ρсм

-

плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;

Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут

6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут

Qт.о. = Qф.о. / αп (4.7)

где

Qт.о.

-

теоретический объёмный дебит, м3/сут;

 

Qф.о.

-

фактический объёмный дебит, м3/сут;

 

αп

-

коэффициент подачи;


Страница: