ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Факультет Нефтетехнологический

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

«Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования»

Выполнил: Проверил:

Студент Доцент кафедры РиЭНиГМ

(обозначение группы) Баландин Л.Н.

Оценка

(ФИО) « » 2012 г. « » 2012 г.

Самара 2012 г.

Содержание

По

Введение

Анализ работы фонда скважин служит базой для выявления причин, осложняющих работу и расчета наземного и скважинного оборудования.

Основной целью анализа работы фонда скважин является оценка эффективности эксплуатации оборудования, которая проводится путем изучения технологических показателей добычи. Улучшить технологические показатели можно путем оптимизации режимов работы скважины. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи и напорной характеристики скважины.

Одной из важных задач, возникающих при анализе работы фонда скважин, является подбор оборудования для достижения оптимальных показателей добычи.

1. Геологическая часть

   1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Мухановского месторождения и свойства и состав нефти и газа

Таблица 1.1

Параметры	Мухановское поднятие
	Дк* р-н скв. 394	Дк* р-н скв. 416	Дк* р-н скв. 294	Дк* р-н скв. 905
Категория запасов	C1	C1	C1	C1
Средняя глубина залегания кровли, м	2732	2838	2784	2778
Тип залежи	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр
Тип коллектора	терриг	терриг	терриг	терриг
Площадь нефтегазоносности, тыс. м^2	1960	6196	3594	201
Средняя общая толщина, м	2.5	2.6	2.2	2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2.3	2.6	2.2	2
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м	2,1	2,4	1,9	1,6
Средневзвеш-я эффективная нефтен-я толщина, м	2.0	2.4	1.9	1,6
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м^3	3904	15033	6825	324
Пористость, доли ед.	12^	13^	13^	12^
Ср. нефтенасыщенность, доли ед.	0.88	0.92	0.84	0.79
Проницаемость, мкм^2	0.016	0.026	0.026	0.016
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,96	1	0,99	1
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1.1	1	1.1	1
Начальная пластовая температура, ^оС	72	72	72	72
Начальное пластовое давление, МПа	28,62	28,72	28,62	28,72
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	0,34	0,34	0,34	0,34
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас	3,45	3,45	3,45	3,45
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м^3	0,588	0,588	0,588	0,588
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м^3	0,807	0,807	0,807	0,807
Абсолютная отметка ВНК, м	-2689,1	2788,9	-2796,3	-2734,1
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,955	1,955	1,955	1,955
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0,512	0,512	0,512	0,512
Содержание серы в нефти, %	0,55	0,55	0,55	0,55
Содержание парафина в нефти, %	4,99	4,99	4,99	4,99
Давление насыщения нефти, МПа	20,63	20,63	20,63	20,63
Газосодержание нефти, м^3/т	424,20	424,20	424,20	424,20
Газовый фактор м^3/т	389,10	389,10	389,10	389,10
Содержание сероводорода в пластовой нефти, моль%	–	–	–	–
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10^-4	35,61	35,61	35,61	35,61
Сжимаемость воды, 1/МПа·10^-4	2,27	2,27	2,27	2,27
Сжимаемость породы, 1/МПа·10^-4	6,279	6,060	6,060	6,279
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,85	0,85	0,85	0,85
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,1581	1,1581	1,1581	1,1581
Плотность воды в стандартных условиях, г/см^3	1,1897	1,1897	1,1897	1,1897
Плотность газа по воздуху, доли ед.	0,906	0,906	0,906	0,906
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,518	0,570	0,529	0,463

* - параметры нефти и газа приняты по аналогии с пластом ДI Мухановского купола

Продолжение таблицы 1.1

Параметры	Мухановское поднятие
	Дк* р-н скв. 411	Дк* р-н скв. 156	ДI	ДII	ДIII
Категория запасов	C2	C2	ВC1	А	А
Средняя глубина залегания кровли, м	2783	2818	2788	2822	2883
Тип залежи	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр.	пласт овая	пластов.
Тип коллектора	терриг	терриг	терриг	терриг	терриг
Площадь нефтегазоносности, тыс. м^2	3289	1214	52355	68325	21991
Средняя общая толщина, м	2.6	2.5	7,7	21,4	24,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	1.9	2.5	4,6	13,3	15,4
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м	2,2	2,0	4,9	16,2	14,8
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина,м	1.7	2.0	3,8	11	12,1
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м^3	5515	2488	200945	754728	265621
Пористость, %	11^	11^	14^	16	16
Ср. нефтенасыщенность, доли ед.	0.84	0.86	0.89	0.90	0,90
Проницаемость, мкм^2	0.010	0.010	0.040	0.181	0,122
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.86	1	0,77	0,68	0,82
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1.3	1	1,8	2,9	2,7
Начальная пластовая температура, ^оС	72	72	72	72	74
Начальное пластовое давление, МПа	28,62	28,62	28,72	30,78	31,62
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	0,34	0,34	0,34	0,83	0,64
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас	3,45	3,45	3,45	6,58	4,95
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м^3	0,588	0,588	0,588	0,713	0,669
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м^3	0,807	0,807	0,807	0,832	0,808
Абсолютная отметка ВНК, м	-2748,8	-2746	-2790	-2790	-2833-2836
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,955	1,955	1,955	1,319	1,433
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0,512	0,512	0,512	0,758	0,698
Содержание серы в нефти, %	0,55	0,55	0,55	0,81	0,46
Содержание парафина в нефти, %	4,99	4,99	4,99	5,65	5,54
Давление насыщения нефти, МПа	20,63	20,63	20,63	12,01	13,96
Газосодержание нефти, м^3/т	424,20	424,20	424,20	131,20	183,90
Газовый фактор м^3/т	389,10	389,10	389,10	117,10	165,60
Содержание сероводорода в пластовой нефти, моль%	–	–	–	–	–
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10^-4	35,61	35,61	35,61	17,25	20,50
Сжимаемость воды, 1/МПа·10^-4	2,27	2,27	2,28	2,30	2,28
Сжимаемость породы, 1/МПа·10^-4	6,525	6,525	5,864	5,528	5,528
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,85	0,85	0,83	0,90	0,90
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,1581	1,1581	1,1544	1,1657	1,1637
Плотность воды в стандартных условиях, т/м^3	1,1897	1,1897	1,1860	1,1982	1,1970
Плотность газа по воздуху, доли ед.	0,906	0,906	0,906	0,927	0,933
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,457	0,469	0,582	0,666	0,647

Продолжение таблицы 1.1

Параметры	Мухановское поднятие
	ДIII/ основн.	ДIII/р-н скв. 368	ДIII/р-н скв. 417	ДIV
Категория запасов	С1/С2	С2	С2	А
Средняя глубина залегания кровли, м	2858	2922	2929	2925
Тип залежи	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр.	пласт. лит. экр.	пластов.
Тип коллектора	терриг	терриг	терриг	терриг
Площадь нефтегазоносности, тыс. м^2	13536/2006	952	926	11847
Средняя общая толщина, м	4,9	4,8	5,4	14,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3	2,7	1,6	7,7
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м	3,6/2,6	3,3	1,9	8,3
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,9/2,1	2,3	1,4	5,7
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м^3	38732/4155	2221	1280	67887
Пористость, %	11^	10^	9^	15
Ср. нефтенасыщенность, доли ед.	0,80	0,90	0,68	0,83
Проницаемость, мкм^2	0,026	0,018	0,012	0,076
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,81	0,69	0,72	0,69
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,4	1,8	1,3	3,0
Начальная пластовая температура, ^оС	74	74	74	74
Начальное пластовое давление, МПа	31,60	31,60	31,60	32,25
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	0,57	0,57	0,57	0,26
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас	6,79	6,79	6,79	3,15
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м^3	0,713	0,713	0,713	0,631
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м^3	0,806	0,806	0,806	0,804
Абсолютная отметка ВНК, м	-2833	-2823,2	-2828,8	-2867,5
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,367	1,367	1,367	1,635
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0,732	0,732	0,732	0,612
Содержание серы в нефти, %	0,72	0,72	0,72	0,41
Содержание парафина в нефти, %	5,54	5,54	5,54	6,20
Давление насыщения нефти, МПа	13,67	13,67	13,67	20,41
Газосодержание нефти, м^3/т	170,9	170,9	170,9	310,90
Газовый фактор м^3/т	150,4	150,4	150,4	280,50
Содержание сероводорода в пластовой нефти, моль%	–	–	–	–
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10^-4	20,21	20,21	20,21	29,31
Сжимаемость воды, 1/МПа·10^-4	2,28	2,28	2,28	2,29
Сжимаемость породы, 1/МПа·10^-4	6,525	6,806	7,131	5,688
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,90	0,90	0,90	0,92
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,1637	1,1637	1,1637	1,1683
Плотность воды в стандартных условиях, т/м^3	1,1970	1,1970	1,1970	1,2019
Плотность газа по воздуху, доли ед.	1,105	1,105	1,105	0,917
Коэффициент вытеснения доли ед.	0,505	0,536	0,348	0,590

2. Химический состав и физические свойства пластовых вод

Таблица 1.2 - Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласт Дк
	Мухановское поднятие,
	р-н скв. 294, 905, 394, 416, 411, 156.
	Южно-Черновское поднятие,
	р-н скв.84.
	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание, м^3/м^3	-	-
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	-	1189,7*
- в условиях пласта	-	1158.1
Вязкость в условиях пласта, мПа · с	-	0.85
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10^-4	-	2.27
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.02732
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	-	61,49*
Ca^2+	-	33,03*
Мg^2+	-	4,13*
Cl^-	-	165,11*
HCO3^-	-	0,15*
SO4^2-	-	0,120*
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	-	-
J^-	-	-
B^+3	-	-
Li^+	-	-
Sr^+2	-	-
Rb^+	-	-
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/дм^3	-	264,11*
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-	-
Химический тип воды (по Сулину В.А.)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	1(1)
Примечание: * - по аналогии с Криволукским месторождением.

Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласт ДI
	Мухановское поднятие.
	Восточно-Черновское поднятие.
	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание, м^3/м^3	-	0,354**
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	-	1186
- в условиях пласта		1154.4
Вязкость в условиях пласта, мПа · с	-	0.83
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10^-4	-	2.28
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.02733
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	49,57*-69,27	59,42*
Ca^2+	37,90*-38,36	38,13*
Мg^2+	3,65*-4,46	4,05*
Cl^-	154,17*-172,17	163,17*
HCO3^-	0,0*-0,02	0,01*
SO4^2-	0,10*-0,33	0,21*
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	-	686
J^-	-	4
B^+3	-	26
Li^+	-	4.5
Sr^+2	-	1260
Rb^+	-	0.3
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/дм^3	245,39*-284,61	265,0*
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-	-
Химический тип воды (по Сулину В.А.)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	2(2)
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Дмитриевского месторождения.
** по аналогии с Дмитриевским месторождением.

Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласт ДII
	Мухановское поднятие
	Диапазон изменения		Среднее значение
1	2		3
Газосодержание, м^3/м^3	-		0,540**
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	1191,1*-1200,9		1198,2*
- в условиях пласта	1158,8-1168,3		1164.9
Вязкость в условиях пласта, мПа · с	-		0.9
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10^-4	-		2.3
Объемный коэффициент, доли ед.	-		1.02786
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	52,37-62,67		56,75*
Ca^2+	43,59*-47,70		45,99*
Мg^2+	2,44*-5,59		4,20*
Cl^-	174,54*-187,08		181,05*
HCO3^-	0,0-0,22		0,11*
SO4^2-	0,05-0,41		0,17*
NH4	-		-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	-		1881
J^-	-		8.4
B^+3	-		27
Li^+	-		-
Sr^+2	-		-
Rb^+	-		-
Cs^+	-		-
Общая минерализация, г/дм^3	279,31*-299,70		288,27*
Водородный показатель, рН	-		-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-		-
Химический тип воды (по Сулину В.А.)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	7(7)
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Куртамакской площади.
** по аналогии с Куртамакской площадью.

Продолжение таблицы 1.2 . Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласты ДIII^/, ДIII
	Мухановское поднятие.
	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание, м^3/м^3	-	0.39
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	-	1197
- в условиях пласта	-	1163.7
Вязкость в условиях пласта, мПа с	-	0.9
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10^-4	-	2.28
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.02865
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	53,88-58,09	55,54*
Ca^2+	43,03-4439*	43,54*
Мg^2+	4,07-4,38*	4,26*
Cl^-	172,06-177,43	175,01*
HCO3^-	0,0*-0,11	0,05*
SO4^2-	0,14-0,16	0,14*
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	1532,6-1782	1657.3
J^-	6,4-9,7	8.05
B^+3	-	28
Li^+	-	-
Sr^+2	-	-
Rb^+	-	-
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/дм^3	273,66-282,87	278,54*
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-	-
Химический тип воды (по Сулину В.А)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	3(3)
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Куртамакской площади.

Продолжение таблицы 1.2. Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласты ДIII^/, ДIII
	Восточно-Черновское поднятие.
	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание, м^3/м^3	-	0.39
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	-	1197
- в условиях пласта	-	1164.8
Вязкость в условиях пласта, мПа с	-	0.9
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10^-4	-	2.28
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.02764
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	53,88-58,09	55,54*
Ca^2+	43,03-4439*	43,54*
Мg^2+	4,07-4,38*	4,26*
Cl^-	172,06-177,43	175,01*
HCO3^-	0,0*-0,11	0,05*
SO4^2-	0,14-0,16	0,14*
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	1532,6-1782	1657.3
J^-	6,4-9,7	8.05
B^+3	-	28
Li^+	-	-
Sr^+2	-	-
Rb^+	-	-
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/дм^3	273,66-282,87	278,54*
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-	-
Химический тип воды (по Сулину В.А)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	3(3)
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Куртамакской площади.

Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласт ДIV
	Мухановское поднятие.
	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание, м^3/м^3	-	0.415
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	1196-1206,9	1201.9
- в условиях пласта	1162,5-1173,1	1168.3
Вязкость в условиях пласта, мПа с	-	0.92
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10^-4	-	2.29
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.02879
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	51,44-63,74	56.89
Ca^2+	39,28-54,00	45.2
Мg^2+	2,92-5,23	4.23
Cl^-	166,53-199,70	179.45
HCO3^-	0,02-0,07	0.04
SO4^2-	0,13-0,41	0.23
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	-	1154
J^-	-	4
B^+3	-	28
Li^+	-	1.9
Sr^+2	-	745
Rb^+	-	0.6
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/дм^3	264,94-317,74	286.62
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-	-
Химический тип воды (по Сулину В.А)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	5(4)

Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Пласт ДIV
	Восточно-Черновское поднятие.
	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Газосодержание, м^3/м^3	-	0.415
Плотность воды, кг/м^3
- в стандартных условиях	1196-1206,9	1201.9
- в условиях пласта	1163,1-1173,7	1168.8
Вязкость в условиях пласта, мПа с	-	0.92
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10^-4	-	2.29
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.0283
Химический состав вод г/дм^3
Na^+ + K^+	51,44-63,74	56.89
Ca^2+	39,28-54,00	45.2
Мg^2+	2,92-5,23	4.23
Cl^-	166,53-199,70	179.45
HCO3^-	0,02-0,07	0.04
SO4^2-	0,13-0,41	0.23
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод мг/дм^3
Br^-	-	1154
J^-	-	4
B^+3	-	28
Li^+	-	1.9
Sr^+2	-	745
Rb^+	-	0.6
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/дм^3	264,94-317,74	286.62
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая, мг-экв/дм^3	-	-
Химический тип воды (по Сулину В.А)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скв.)	5(4)