- •1.Геологическая часть
- •1.1.Общие сведения о месторождении
- •1.2.Орогидрография
- •1.3.Стратиграфия
- •1.4.Тектоника
- •1.5. Нефтегазоносность
- •Характеристика прерывистости, неоднородности и коллекторских свойств пласта d4 Росташинского месторождения
- •1.6.Геолого-физическая характеристика
- •Продуктивных пластов
- •1.7.Физико-химические свойства нефти, газа и воды
- •1.8. Подсчёт запасов нефти и газа
- •Основные геолого-физические характеристики пласта d4
- •Технологическая часть
- •2.1.Основные решения проектных документов
- •2.2. Анализ результатов гидродинамических
- •2.3. Анализ текущего состояния разработки
- •2.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.5. Прогноз показателей разработки залежи нефти пласта d4
- •Техническая часть
- •3.1.Состояние фонда скважин
- •3.2 Описание оборудования для добычи нефти
- •3.2.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (уэцн)
- •3.2.2 Оборудование фонтанных скважин
- •3.3. Расчёт по подбору скважинного оборудования
- •3.4. Вариант ручного счёта технико-технологических
3.3. Расчёт по подбору скважинного оборудования
Наиболее известная методика, предназначенная для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН разработана Ю.И. Бородиным и Г.В. Афиногентовым.
В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, перекачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике – определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т. е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса.
В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных параметров скважины и насоса.
В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, перекачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методики - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на ходу, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса.
Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:
(3.1)
где
Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, [г/см3]:
, (3.2)
данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Может быть использована для условий в пределах не больше 10% по объёму. При , где
давление насыщения нефти газом;
газосодержание у приёма насоса;
Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой на приём насоса, [г/см3]:
, (3.3)
где плотность пластовой нефти, [кг/м3];
плотность добываемой воды, [кг/м3];
обводнённость добываемой нефти, [% объёмные];
Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступаемой к приёму насоса:
, (3.4)
где объемный коэффициент пластовой нефти
Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, [мПа*с]:
при :
, (3.5)
где вязкость пластовой нефти,
Если или , то поправочные коэффициенты и , иначе
Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи):
, (3.6)
Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора):
, (3.7)
Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШСНУ) перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, [м]:
, (3.8)
Если отрицательный, то это значит перелив жидкости в скважине, так уровни считаются от устья.
где глубина подвески насоса в скважине, [м];
динамический уровень в скважине, [м];
пластовое давление по скважине, [МПа];
затрубное давление в скважине, [МПа];
давление на буфере скважины, [МПа];
Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, [м3/сут2]:
, (3.9)
где S1 и S3 – численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей
характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса.
Определяются аналитически по трём токам рабочей характеристики данного типоразмера насоса: S1 [м]; S3 [сут2/м3].
Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважин , характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, [сут/м2]:
, (3.10)
Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, [м3/сут]:
, (3.11)
где S2 – численный коэффициент рабочей характеристики предварительного выбранного типоразмера насоса, [сут/м2];
Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважин в поверхностных условиях, [м3/сут]:
, (3.12)
Проектное забойное давление в скважине, [МПа]:
, (3.13)
Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения, [м]:
, (3.14)
где плотность жидкости глушения, [кг/м3];
Глубина подвески насоса в скважине, [м]:
, (3.15)
где давление насыщения нефти газом, [МПа];
Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы, [м]:
, (3.16)
Количество водонефтяной смеси, перекачиваемой насосом, [м3/сут]:
(3.17)