Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию Российской федерации

ФГОУ СПО "Пермский нефтяной колледж"

КУРСОВАЯ РАБОТА

Анализ добывных возможностей скважин, Озерного месторождения,

оборудованных УЭЦН

Разработал: М.С. Ширякин

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Физико-химические свойства флюидов и коллекторов

1.6 Типовая конструкция скважин

2. Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки

2.2 Используемое оборудование

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

2.3.1 Определение коэффициента продуктивности

2.3.2 Определение минимально допустимого забойного давления

2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины

2.3.4 Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами

2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей

2.4 Анализ технологических режимов работы скважин

2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса

2.4.2 Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования

2.4.3 Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень жидкости

2.4.4 Определение фактического погружения насоса под динамический уровень жидкости

2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

2.4.7 Сводная таблица расчетных данных

2.5 Выбор оборудования

2.5.1. Определение необходимого напора ЭЦН

Выводы и рекомендации

3. Организационная часть

3.1 Охрана окружающей среды

3.2 Охрана недр

3.3 Охрана труда

3.4 Противопожарные мероприятия

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Разработка данного курсового проекта в основном направлена на то, чтобы студент научился разбираться в технологических режимах работы скважин, научился выбирать и создавать их.

Выпускаясь из учебного заведения студент должен быть хорошо подготовленным специалистом, который сможет разрабатывать месторождения так, что коэффициент извлечения нефти будет максимальным, а затраты при этом минимальны. Главное добыть много ни как можно быстрее, загубив при этом месторождение за 5-10 лет, а как можно больше из того, что есть в недрах. Пусть это будет не очень быстро, главное рационально.

Данный курсовой проект является творческой практической работой. Его целью является сравнительный анализ фактического материала путем перерасчета его на теоретический. В нем студент всё рассчитывает самостоятельно, обдумывает, принимает решения, делает выводы и дает рекомендации.

Я взял для изучения Озерное месторождение, на котором я проходил свою первую производственную практику, благодаря которой я многому научился.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Озерное месторождение расположено на севере Пермской области на юго-западной окраине Красновишерского района. От районного центра г. Красновишерска оно удалено в южном направлении на 30 км, от областного центра г. Перми - 470 км на север.

Площадь месторождения расположена в удалении от населенных пунктов. Главными транспортными артериями района являются шоссейная автодорога Пермь - Кунгур - Березняки - Соликамск - Красновишерск, электрофицированная железная дорога Пермь-Соликамск, реки Кама и Вишера.

В орографическом отношении район работ расположен в междуречье р. Язьвы и Вишеры и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 260 до 130 м. В пределах площади сильно развита речная сеть. С севера и запада район ограничивает р. Вишера, которая участками сильно меандрирует, образуя множество озер-стариц. Наиболее крупными озерами являются - Сосновское, Кабаниха, Губдорское (Рис. 1.1). Непосредственно в центре месторождения находится озеро Нюхти, признанное гидрогеологическим памятником природы. На западе пойма р. Вишеры сильно заболочена. Северо-восточнее площади месторождения протекает р. Язьва - левый приток Вишеры. Восток - северо-восток площади окаймляет р. Глухая Вильва, река Колынва - с юга, запада и востока. Площадь месторождения сильно заболочена (до 50%). В междуречьи рек Глухая Вильва и Колынва расположено болото «Дорыш» глубиной более 2 м.

Значительная часть территории покрыта лесом смешанного типа, преимущественно хвойного.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, сравнительно коротким летом. Средняя годовая температура воздуха -0,2єС. Самым холодным месяцем в году является январь со средней температурой воздуха -17,2єС, самым теплым - июль +16,8єС. Абсолютный минимум температур воздуха -53єС, абсолютный максимум +36єС. Продолжительность безморозного периода в среднем составляет 84 дня.

Годовая сумма осадков достигает 852 мм. Максимальное количество осадков за месяц наблюдается в ноябре - 88 мм, минимальное - в феврале 49мм.

Максимальная высота снежного покрова на открытом участке составляет 103 см, минимальная - 64 см. Преобладающим направлением ветра в течение года является южное.

Слабо развитая дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через основные реки, значительная залесенность и заболоченность местности позволяют отнести данное месторождение к месторождениям с трудными природно-климатическими условиями.

Электроэнергией район работ не обеспечен. Населенных пунктов в районе работ нет.

Ближайший нефтепровод Геж-Каменный Лог находится в 42 км от площади месторождения.

Месторождение расположено в перспективном нефтегазодобывающем районе. Соседними открытыми месторождениями являются Гежское, Кисловское, Цепелское, Гагаринское, Мысьинское, Маговское и др.

На Озерном месторождении не обнаружено месторождений твердых полезных ископаемых, находящихся на государственном учете. В 1,5-2,5 км западнее и юго-западнее Озерного месторождения проходит северная граница распространения калийных солей Верхнекамского калийного месторождения.



1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Геолого-стратиграфический разрез Озерного месторождения изучен по материалам структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скважине №38 (2325 м) и является типичным для Соликамской впадины. Нефтеносность в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок).

Пермская система (Р)

Представлена верхним и нижним отделом. Нижний отдел охарактеризован отложениями кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов. Мощность отложений соленосной, глинисто-ангидритовой и глинисто-карбонатной толщ кунгурского яруса (P₁k) колеблется от 458 до 570 м.

Артинский ярус (P₁ar) подразделяется на две толщи: терригенную и карбонатную. Толщина терригенной пачки в межрифовой фации колеблется от 180 до 250 м и на вершине рифа - от 100 до 150 м. Представлена известковистыми аргиллитами плотными, крепкими с прослоями алевролитов известковистых плотных. Карбонатная пачка сложена известняками органогенными, плотными. Рифовая фация развита в вершинной части поднятия. На склонах к краям рифа известняки обогащаются глинистым материалом, появляется слоистость, общее количество фауны убывает. Толщина карбонатной пачки колеблется от 58 м в межрифовых разрезах (скважин №№49, 36) до 189 м в вершинной части поднятия (скважин №№43, 42, 38).

Самарский (P₁s) и ассельский ярусы (P₁a) представлены известняками, прослоями доломитизированными, органогенными, перекристаллизованными, мелкокавернозными, пористыми и доломитами участками окремнелыми, плотными.

Проницаемые пласты в кровле сакмарских отложений нефтенасыщены (скважины №№46, 48, 47). Общая толщина сакмарско-ассельских отложений колеблется от 191 до 261 м.

Каменноугольная система (С)

Представлена тремя отделами. Верхнекаменноугольные (C₃) отложения сложены доломитами и известняками толщиной от 71 (скважина №38) до 80-110 м (скважина №49).

Средний отдел каменноугольной системы включает московский и башкирский ярусы. Московский ярус (C₂m) в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов представлен известняками плотными крепкими, слабо доломитизированными с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина отложений московского яруса колеблется от 195 до 218 м.

Башкирский ярус (C₂b) представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки органогенно-обломочные, от скрыто до крупнозернистых, участками плотные, пористые, со стилолитовыми швами и сутурными линиями. Доломиты скрыто- и мелкокристаллические, плотные, крепкие, с включениями кремня, кавернозные. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений 63-90 м.

Нижний отдел каменноугольной системы включает отложения серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Серпуховский ярус (C₁s) характеризуется широким развитием кавернозности отложений. Представлен известняками и доломитами среднезернистыми с крупными кавернами. Мощность отложений 110-128 м.

Карбонатные отложения окского (C₁ok) и тульского (C₁tl) возраста представлены известняками и доломитами. Известняки от мелко- до крупнозернистых, плотные, крепкие, с включениями глубокого ангидрита, со стилолитовыми швами и трещинами, выполненными глинистым материалом. Доломиты и доломитизированные известняки окремнелые, с гнездами крупнокристаллического кальцита. В верхней части окского надгоризонта установлена промышленная нефтеносность. Толщина отложений окского надгоризонта составляет 123-151 м, карбонатной пачки тульского горизонта - 12-17 м.

Терригенные отложения тульского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тульские терригенные отложения залегают на размытой поверхности турнейского (впадинные и склоновые разрезы) и фаменского (рифовые разрезы) ярусов. Толщина отложений терригенной толщи 11-42 м.

Турнейские отложения (C₁t) в пределах рифогенного массива отсутствуют. В разрезах впадинного типа отложения турнейского возраста представлены карбонатными и терригенно-карбонатными комплексами пород заволжского, малевско-упинского, черепетского и кизеловского возраста. Толщина отложений турнейского возраста 159-166 м.

Девонская система (D)

Представлена фаменским, франским и живетским ярусами.

Разрез фаменского яруса (D₃fm) представлен двумя типами: рифовым и межрифовым (впадинным). Разрезы рифового типа прослежены во всех скважинах в пределах массива. Представлены известняками и доломитами без ощутимых глинистых примесей. Известняки светло- и темно-серые, с остаточной фауной брахиопод и криноидей, прослоями кавернозные со следами выщелачивания. Доломиты светло-серые до белого, скрытокристаллические, плотные, иногда кавернозные. К карбонатным породам рифовой фации приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений фаменского возраста колеблется в пределах 126-163 м.

Впадинный тип разрезов представлен известняками серыми и темно-серыми, участками доломитизированными, глинистыми, чередующимися с пачками переслаивания битуминозных известняков, реже сланцев. Толщина отложений впадинного типа разреза фаменского яруса составляет 105 м (скважина №49).

Верхнефранский подъярус (D₃f²) - нерасчлененная толща (ливенский, евлановский, воронежский, бурегский горизонты). Для рифового типа разреза характерны известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические, массивные, прослоями кавернозные, с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом, с фауной брахиопод и доломиты крепкие, массивные, известковистые. Толщина верхнефранских отложений в рифовой фации составляет 271-290 м. Верхнефранская толща в межрифовых разрезах (скважин №№49) представлена известняками в различной степени окремнелыми, битуминозными, с тонкими прослоями сланцев битуминозно-известковистых. Толщина составляет около 48 м.

Нижнефранский подъярус (D₃f¹) включает отложения кыновского горизонта, представленные известняками, и терригенную толщу кыновско-живетского возраста, залегающую на размытой поверхности вендского комплекса

Вендский комплекс (V) представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толща в скважине №49 составляет 18 м.

1.3 Тектоника

Озерное месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Соликамской депрессии

Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Озерная структура является таким рифогенным массивом. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ картируется в виде моноклинального склона на северо-восток. Глубина залегания фундамента около 6 км.

Поверхность отложений вендского комплекса (скважин №№35, 38, 49) представлена упрощенной моноклиналью с падением слоев с запада на восток от абсолютных отметок -2092 м до -2134 м. Угол наклона слоев составляет 0є30'.

По кровле терригенных отложений кыновского горизонта (III отражающий горизонт) Озерная структура находится в пределах структурного мыса, открывающегося на северо-запад (стратоизогипса -2100 м).

В строении верхнедевонского карбонатного комплекса Озерная структура представляет собой рифогенное сооружение, осложненное двумя вершинами. Высота рифа, начавшего рост в бурегское время, 460 м.

По II отражающему горизонту (кровля терригенных отложений тульского горизонта) Озерная структура представляет собой купол неправильной формы размерами 5,7х6,0 км по замкнутой стратоизогипсе -1650 м. Амплитуда западной вершины 135 м, восточной -105 м. Углы наклона северо-восточного крыла более 4є, юго-восточного 3є22'.

Структурный план башкирского яруса изучен по данным глубокого бурения. Все структурные построения проведены с учетом информативного нижележащего структурного плана по кровле тульских терригенных отложений. Размеры структуры по изогипсе -1270 м составляют 5,75х4,9 км, амплитуда 45 м. Углы наклона: восточного крыла 2є40', западного 2є55'.

По горизонту А^Т (поверхность артинских терригенных отложений) структура представляет собой куполовидную складку размерами 3,5х3,0 км по замкнутой изогипсе -480 м. Амплитуда поднятия 24 м. Углы наклона: восточного крыла 1є27', западного - 1є47'.

Строение нижнепермского комплекса осложнено рифогенным сооружением артинского возраста. Максимальная высота рифа отмечена в районе скважин №№38, 42, 43 и составляет 170 м. Склон рифа, представленный переслаиванием слоистых карбонатных пород с рифогенными разностями, прослеживается в разрезах скважин №№46 и 48. В это же время, в верхнедевонском структурном этаже наблюдается в районе этих скважин наиболее высокая вершина рифа.

Таким образом, в тектоническом отношении Озерная структура представляет собой купол тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов по маркирующим горизонтам терригенного девона, каменноугольных отложений и артинского яруса, вследствие развития последевонского и раннепермского органогенных сооружений.

1.4 Нефтегазоносность

В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

нижнепермский карбонатный НГК;

среднекаменноугольный карбонатный НГК;

нижне-средневизейский терригенный НГК;

верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;

кыновско-эйфельский терригенный НГК.

Нижнепермский карбонатный НГК

На Гежском, Кисловском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском месторождениях нефтепроявления приурочены к филипповским, сакмарским, ассельским и артинским отложениям. На Озерном месторождении нефтепроявления в артинских отложениях отмечены в скважинах №№48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность установлена в сакмарском пласте (См).

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских - практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Озерном месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского яруса (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃) и окского надгоризонта (пласт Ок).

Нижне-средневизейский терригенный НГК

В северной части Соликамской впадины в пределах комплекса выделяется тульский пласт. Нефтепроявления отмечены на Мысьинском, Гагаринском месторождениях, на Кисловском и Федорцевском - получены промышленные притоки. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скважин №№48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скважин №№35, 46) и перфорации (скважина №36) были отмечены нефтепроявления и незначительные притоки нефти, не имеющие промышленного значения.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

В пределах комплекса нефтепроявления в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В верхне и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скважины №№36, 44, 38, 51) месторождениях.

Кыновско-эйфельский терригенный НГК

Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам отмечены на Кисловском, Гагаринском, Пихтовском и Бельском месторождениях. На Озерном месторождении нефтепроявления встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность нефтегазоносности девонских терригенных отложений на изучаемой территории.

В результате, на месторождении установлена нефтеносность в карбонатных отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок). Строение залежей схематично отображено на геологических профильных разрезах средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений I-I по линии скважин №№49, 50, 47, 48, 46, 43, 42, 38, 36 и турней-фаменских отложений II-II по линии скважин №№49, 50, 47, 46, 42, 38, 36

Общая характеристика залежей приведена в таблице 1.

Таблица 1

Характеристика залежей

Пласт	Абсолютная отметка залегания пласта в своде, м	Абсолютная отметка	Размеры залежи по ВНК	Площадь водонефтяной зоны, % от общей	Тип залежи
		ВНК, м	Длина, км	Ширина, км	Высота, м
См	-726,9	-736	1,5	1,2	9,1	100	Пластовая, сводовая, водонефтяная
Бш1	-1239,6	-1279	4,7	3,3	39,4	16,6	Пластовая, сводовая
Бш2	-1251,5	-1282	4,3	3,0	30,5	81,4	Пластовая, сводовая
Бш3	-1273,6	-1285	0,6	1,25	11,4	100	Пластовая, сводовая, водонефтяная
Ок	-1432,5	-1475	3,5	2,6	42,5	83,5	Пластовая, сводовая
Фм	-1578,4	-1699	5,4	5,0	120,6	100	Массивная

Пласт См

В кровле сакмарского яруса выделяется сакмарский пласт, сложенный известняками детритово-мшанковыми, детритово-сгустковыми. Залежь является пластовой, сводовой, водонефтяной, размерами 1,2х1,5 км. Общая толщина пласта изменяется от 13 до 30 м, в его составе выделяются 2-11 проницаемых прослоев толщиной 0,6-6,8 м. Расчлененность пласта высокая и в среднем составляет 5,5. Границы нефтеносности приняты условно на отметке -736 м, по данным испытания скважины №48, из которой получена чистая нефть при соответствующей отметке нижних дыр перфорации. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважина №47 в сводовой части, составляет 6,8 м, в скважине №46 ее значение равно 3,2 м.

Башкирский ярус

Отложения башкирского яруса на Озерном месторождении представлены типичными для морских фаций породами и сложены плотными и проницаемыми известняками, реже доломитами. В проницаемой части башкирского яруса на основании сводно-стратиграфического разреза и схемы корреляции выделяются три продуктивных пласта Бш₁, Бш₂ и Бш₃

Пласт Бш₁

Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 9,5 м. В его составе выделяются 1-4 проницаемых пропластка толщиной 0,4-2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется в пределах 1,6-4,8 м. Наибольшие ее значения отмечены в западной части залежи (скважин №№47 и 44), среднее значение составляет 2,8 м. Залежь имеет пластовый, сводовый характер. Водонефтяной контакт установлен по данным опробования скважин и ГИС на отметке -1279 м.

Пласт Бш₂

Между пластами Бш₁и Бш₂ находится непроницаемый карбонатно-глинистый раздел толщиной 1,5-3,5 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах 16,4-33,6 м. По ГИС в пласте выделяется 6-11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-4,0 м. Пласт характеризуется коэффициентом расчлененности 8,2 и коэффициентом песчанистости 0,34. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется от 0,6 (скважине №42 - восточная часть структуры) до 10,7 м (скважина №47 - западная часть). В среднем в пределах площади нефтеносности ее значение равно 4,4 м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт установлен на отметке -1282 м.



Пласт Бш₃

Отделяется от вышележащего пласта плотными карбонатными породами толщиной 1,5-5 м. По данным ГИС в пласте выделяется 3-12 проницаемых пропластков толщиной 0,4-5,6 м. Содержит небольшую пластовую, сводовую залежь в районе скважины №47. Выделено 4 нефтенасыщенных пропластка суммарной толщиной 4,4 м, среднее значение по пласту 1,9 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 6,1, песчанистости - 0,35. Водонефтяной контакт (отметка -1285 м) принят на основании испытания скважины №47 в колонне.

Пласт ФмРифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеет сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый, возможно порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0,6 (скважине №35) до 28,2 м (скважине №40), составляя в среднем 11,7 м. В целом пласт характеризуется высокой неоднородностью с низким коэффициентом отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей 0,155 и высоким коэффициентом расчлененности - 15. Пласт Фм содержит массивную залежь. ВНК принят на отметке -1699 м, что подтверждается результатами опробования скважин и ГИС.

Характеристики толщин продуктивных пластов и неоднородности приведены в таблицах 1.1 и 1.2

Таблица 1.1

Характеристика толщин продуктивных пластов

Толщина	Наименование	По пласту в целом
		См	Бш1	Бш2	Бш3	Ок	Фм
Общая	Средняя, м	23,0	7,6	28,2	9,1	28,0	153,0
	Коэн. вариации, д.ед.	0,56	0,64	0,72	0,68	0,70	0,54
	Интервал изменения, м	13-30	4,4-9,5	16,4-33,6	5,8-14,2	24,9-34,0	126-163
Газона-	Средняя, м
насыщенная	Коэн. вариации, д.ед.
	Интервал изменения, м
Эффективная	Средняя, м	2,3	2,8	4,4	1,9	7,6	11,7
нефтенасы-	Коэн. вариации, д.ед.	0,68	0,74	0,65	0,58	0,54	0,66
щенная	Интервал изменения, м	3,2-6,8	1,6-4,8	0,6-10,7	0-4,4	2,8-10,2	0,6-28,2

Таблица 1.2

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

Пласт	Кол-во скв.,	Коэффициент песчанистости, д.ед.	Коэффициент расчлененности, д.ед.
	использованных для определения	Среднее значение	Коэффициент вариации	Среднее значение	Коэффициент вариации
См	3	0,33		5,5
Бш1	11	0,38		2,6
Бш2	11	0,34		8,2
Бш3	2	0,35		6,1
Ок	9	0,287		8,33
Фм	14	0,155		15

1.5 Физико-химические свойства флюидов и коллекторов

Физико-химические свойства нефти на месторождении изучены по 33 поверхностным пробам, 30 из которых кондиционны. Наиболее полно поверхностными пробами охарактеризован пласт Фм - отбрана 21 проба из 10 скважин. По остальным продуктивным пластам они распределены следующим образом: См - 1, Бш - 6, Ок - 2 пробы.

Глубинных проб отобрано 65, кондиционны из них 42. Распределение количества отобранных глубинных проб по пластам приведено ниже:

пласт Фм - 33 пробы из 6 скважин,

пласт См - 3 пробы,

пласт Бш₃ - 2 пробы (скв.47).

Залежи пластов Бш₂ и Бш₁ глубинными пробами не охарактеризованы. На основании идентичности параметров поверхностных нефтей пластов Бш_1, Бш₂ и Бш_3, характеристики пластовой нефти приняты по группе этих пластов в целом.

Физико-химические свойства нефти и попутного газа - плотность, пересчетный коэффициент, газовый фактор определены по данным дифференциального разгазирования.

Количественная характеристика изученности поверхностными и глубинными пробами месторождения с распределением их по продуктивным пластам представлена в таблице 1.3

Таблица 1.3

Количество исследованных проб

Пласт	Количество исследованных скважин	Количество проб
	по глубинным пробам	по поверхностным пробам	попутный газ	глубинных	поверхностных	Попутный газ
См	1	1	1	7(3)	1(1)	1(1)
Бш	1	7	1	6(2)	9(6)	1(1)
Ок	1	1	1	5(4)	2(2)	1(1)
Фм	6	10	6	47(33)	21(21)	7(7)

Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей методом дифференциального разгазирования приведены в таблицах 3 и 4. Анализ попутного газа глубинных проб дифференциального разгазирования представлен в таблице 1.6.4

Физико-химическая характеристика нефтей по пластам

Пласт См. Разгазированная нефть средней плотности, равной 0,865 г/смі, маловязкая, смолистая, парафинистая.

Дегазированная нефть относится к классу сернистых - содержание серы 0,85%, смолистых - смол 14,75%. Содержание парафина 2,06%, асфальтенов - 2,65% масс. Кинематическая вязкость нефти равна 6,45 ммІ/с. Температура плавления парафина равна 52,8єС (таблица 1.4).

Пластовая нефть легкая, маловязкая, пластовое давление равно 9,4 МПа, давление насыщения нефти газом - 6,65 Мпа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,818 г/смі, в стандартных - 0,862 г/смі вязкость - 2,37 мПа*С. Начальное газосодержание составило 52,5 мі/т.

Растворенный в нефти газ соответствует этаново-пропановой фракции с высокой жирностью. Газ малометановый, малоазотный - (6,78%). Отличается высоким содержанием сероводорода (6,47). Состав растворенного газа приведен в таблице 1.4

Таблица 1.4

Физико-химические свойства пластовой нефти

Наименование	Пласты
	См	Бш1+2+3	Ок	Фм
Давление насыщения, МПа	6,65	13,58	12,71	10,28
Пластовое давление, МПа	9,4	15,5	17,0	18,2
Газосодержание, мі/т	52,5	53,8	83,3	136,7
Пластовая температура, єС	21	23	23	29,8
Плотность нефти, т/мі
- в пластовых условиях	0,818	0,804	0,780	0,727
- в стандартных условиях	0,862	0,844	0,843	0,831
Вязкость динамическая, мПа*с	2,37	2,41	2,08	1,02

Таблица 1.5

Физико-химические свойства поверхностной нефти

Наименование	Пласты
	См	Бш 1+2+3	Ок	Фм
Плотность нефти, т/мі	0,865	0,839	0,846	0,836
Вязкость кинематическая, ммІ/с	6,45	8,06	6,8	6,55
Содержание масс., %
- асфальтенов	2,65	2,17	1,05	0,50
- смол силикагелевых	14,75	12,58	11,19	10,03
- парафина	2,06	2,71	2,84	3,94
- серы	0,85	0,89	1,21	0,62
Температура плавления парафина, єС	52,8	54,7	53,1	54,9

Таблица 1.6

Состав газа, растворенного в нефти

Наименование	Пласты
	См	Бш 1+2+3	Ок	Фм
Плотность, г/л	0,948	1,008	0,944	0,915
Теплота сгорания
Содержание, % мол
- метан	48,61	31,56	43,52	54,15
- этан	18,75	20,14	23,04	23,47
- пропан	12,36	13,88	11,63	12,23
- бутан	3,04	2,75	2,37	2,71
- изобутан	1,65	1,83	1,26	1,20
- пентан	0,48	0,49	0,42	0,59
- изопентан	0,57	0,67	0,56	0,64
- гексан+высшее	0,28	0,28	0,24	0,36
- гелий	0,026	0,063	0,024	0,030
- азот	6,78	27,93	14,81	2,906
- углекислота	1,01	0,05	1,52	1,743
- сероводород	6,47	0,42	0,63	-

Товарная характеристика нефти Озерного месторождения обусловлена ее серосодержанием и количеством бензиновых и светлых фракций. Минимальное количество серы содержится в нефти фаменской залежи (0,24 - 1,06%), максимальное - в нефти окского пласта (1,21%).

Концентрация бензиновых компонентов максимальна в нефти сакмарского пласта (35%), несколько их меньше башкирской и фаменской нефти (32-33%), минимальна - в нефти пласта Ок (29%).

Концентрация бензиновых компонентов выкипающих в пределах 180 - 300єС, в нефтях всех продуктов одинаково.

Нефтяной газ имеет высокую калорийность и может быть использовано в качестве топлива, однако он обогащен этан - бутановыми компонентами, и основная его ценность заключается в использовании в качестве сырья для нефтехимического производства.

Пласты Бш_1, Бш_2, Бш₃. Нефть башкирских пластов лучшего качества чем в сакмарском. Плотность дегазированной и пластовой нефти меньше, нефть менее смолистая, содержит больше легких компонентов. Плотность разгазирования нефти составила в среднем 0,839 т/мі. Башкирская нефть, в отличие от сакмарской, характеризуется вдвое большей величиной давления насыщения, равной 13,58 МПа. Это обусловлено составом растворенного в ней газа, а именно высоким содержанием азота, который плохо растворяется в нефти и при небольшом снижении пластового давления, равного 15,5 МПа, начинает из нее выделяться.

Дегазированная нефть легкая, маловязкая, содержит смол до 17,2% при среднем значении 12,58% масс, парафинов 1,96-3,39% при среднем значении 2,71%. Дегазированная нефть сернистая, содержание серы составляет 0,89%, кинематическая вязкость равна 6,45 ммІ/с.

Пластовая нефть легкая, маловязкая, по данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,804 т/мі, в стандартных - 0,844 т/мі, вязкость - 2,41 мПа*С. Начальное газосодержание составило 53,8 мі/т.

Растворенный в нефти газ среднеазотный - азота 28%, малометановый (31,56%), а по содержанию его гомологов (40%), классифицируется как высокожирный. Сероводород в газе дифференциального разгазирования не обнаружен, однако при проведении специального отбора проб на сероводороде и анализе еготитрометрическим способом, обнаружено 0,425 сероводорода. (Таблица 1.4)

Пласт Ок. Разгазированная нефть окского пласта имеет единую классификацию с нефтью вышележащего горизонта - смолистая (11,19%), парафинистая (2,84%), сернистая (1,21%). Плотность дегазированной нефти равна 0,846 т/мі, кинематическая вязкость составила 6,8 ммІ/с.

Пластовая нефть легкая, маловязкая, начальное газосодержание составило 83,3 мі/т. по результатам исследования глубинных проб нефти давление насыщения - 12,7 МПа, пластовое давление равно 17 МПа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,78 т/мі, в стандартных - 0,843 т/мі вязкость - 2,08 мПа*С.

Растворенный в нефти газ дифференциального разгазирования содержит более 40% метана, азота в нем 15%, примерно 35% этан-пропановых компонентов, содержание сероводорода - 0,63%.

Пласт Фм. Глубинные пробы нефти отбирались не только в разных скважинах, но и в пределах одной скважины на разных глубинах, что позволило провести оценку свойств нефти как по площади, так и по разрезу.

Поинтервальный отбор пластовых флюидов, проведенный в скважине 39 (южная часть залежи), показал, что нефть из нижней части пласта, расположенного на границе ВНК, лучшего качества по сравнению с нефтью из верхней и средней частями пласта.

В скважине 40 (северная часть залежи) нефть из нижней части пласта худшего качества по сравнению с нефтью из верхней и средней частями пласта.

В скважинах 46, 47 (западная и сводовая часть пласта) нефть отобрана из одного интервала и близка по своим свойствам; в скважине 44 шесть качественных проб, характеризующих свойства нефти всего разреза; в скважине 42 одна проба позволила получить дополнительную информацию о нижней части пласта.

По данным дифференциального разгазирования нефть легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая и сернистая. Плотность дегазирован-ной нефти равна 0,836 т/мі, кинематическая вязкость составила 6,55 ммІ/с. Содержание серы составляет 0,62%, содержит 10,03% масс, парафина 3,94%.

Растворенный в нефти газ дифференциального разгазирования имеет различие по составу в разных скважинах и разных частях разреза. Газ относится к категории низкоазотных (2,906%), содержит 54,15% метана, высокожирных, характеризуется отсутствием серы.

1.6 Типовая конструкция скважин

Скважина - это горная выработка, характеризующаяся относительно малым диаметром и большой глубиной.

Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин до проектных глубин; качественного вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающего сохранность естественной проницаемости пласта или улучшающего ее; эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождения.

На конструкцию скважин оказывают влияние цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия пласта и геологические условия бурения: глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления и давления гидроразрыва пород; физико-механические свойства разбуриваемых пород с точки зрения возникновения обвалов, осыпей, сужения, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

При проектировании конструкции скважин число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с требованиями недопустимости несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины.

Число обсадных колонн должно соответствовать количеству зон совместимых условий бурения. Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10-20 м ниже зон совместимых условий бурения.

Плотность бурового раствора для бурения в данной зоне крепления должна находиться в пределах зоны совместимых условий.

Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения.

В соответствии с требованиями к эксплуатации скважин, условиями геологического строения Лозолюкско-Зуринского месторождения, глубины скважины и способа вскрытия продуктивного пласта рекомендуется следующий вариант конструкции скважин (табл. 1.7).

Элементы типовой конструкции скважины представлены на рис. 1.7.

Таблица 1.7

Типовая конструкция скважин

тип коллектора	назначение скважины	наимен. колонны	диаметр долота	обсадная колонна	высота подъема цемента
				диаметр	глубина спуска
карбонатный	добывающ. нагнетат.	направление	394 мм	324мм	0-35м	0-35м
		кондуктор	295 мм	245 мм	0-650м	0 - 650 м
		эксплуатационная	216 мм	146 мм	0 - проектн. глубина	0 - проектн. глубина

Рис. 1.1 Элементы конструкции скважины



2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Современное состояние разработки

Добыча нефти по Озерному месторождению ведется с 1992 г, когда в пробную эксплуатацию была введена скважина 40, эксплуатирующая пласт в фаменском ярусе и затем в 1999 г. cкв. 41, которая вела эксплуатацию из пластов башкирского яруса.

В настоящее время разработка Озерного месторождения осуществляется на основании последнего проектного документа «Технологическая схема опытно- промышленной эксплуатации Озерного месторождения», составленная в 2000 г. [6].

ЦКР министерства энергетики, согласно Протокола (от 2.11.2000 №2647), приняло Технологическую схему разработки со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями:

Добыча нефти 2000 г.- 32.7 тыс. т

2001 г.- 150 тыс. т

2002 г.- 230 тыс. т

2003 г.- 350 тыс. т

2004 г.- 427 тыс. т

2005 г.- 499 тыс. т

2006 г.- 543 тыс. т

2007 г.- 523 тыс. т

2008 г.- 430 тыс. т

2009 г.~ 428 тыс. т

Выделение следующих основных эксплуатационных объектов:

- объект Фм -залежь фаменского яруса;

- объект Бш - пласты Бш₁+Бш₂ +Бш₃ башкирского яруса;

возвратные объекты:

- объект См -залежи сакмарского яруса, возврат с объекта Бш;

- объект Ок - разработка скважинами объекта Фм

Применения следующих систем разработки:

- объект Бш - по первому варианту при блоковой трехрядной системе

заводнения плотностью 27 га/скв.

Максимальные уровни:

- добыча нефти 131,9 тыс.т.

- добыча жидкости 283,8 тыс.т.

- закачка воды 415 тыс.м³

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 5,5%

Основной фонд скважин - 40скв.

в том числе:

добывающих - 25 скв.

нагнетательных - 15 скв.

- объект Фм - по четвертому варианту- избирательная система заводнения.

Максимальные уровни:

- добыча нефти 480,4 тыс.т.

- добыча жидкости 699,1 тыс.т.

- закачка воды 1138 тыс.м³

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 6,8%

Основной фонд скважин - 73скв.

в том числе:

добывающих - 49 скв.

нагнетательных - 24 скв.

- разработка объектов См и Ок возвратным фондом скважин пластов Бш и Фм

после выполнения им своего проектного назначения.

Основной фонд скважин месторождения - 114 скв, резервный -17 скв, из них для объекта Фм-11, Бш -6.

Проектные уровни по месторождению в целом:

- добыча нефти 612 тыс. т (2006 г.)

- добыча жидкости 1073 тыс. т (2012 г.)

- закачка воды 1541 тыс. м³ (2009 г.)

Изменение показателей разработки представлено на графике разработки (Приложение №1).

График разгазирования

2.2 Используемое оборудование

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном -- спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250--300 м, а иногда и до 600 м

Основные узлы установки центробежного электронасоса

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25 - 1300 м³/сут и высотой подъема жидкости 50- 2000 м.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144.3 мм, а установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 - для скважин диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм,

В качестве примера приведем три шифра установок: У3ЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦН 5-180-1200, где кроме УЭЦН приняты следующие обозначения: 3 - модификация; 5 - группа насоса; 130 - подача, м³/сут; 1200 - развиваемый напор, м; И - износостойкое исполнение; К - коррозионностойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

Центробежные электронасосы -- это погружные центробежные секционные многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости.

Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД (рис 12,3). Погружной электродвигатель состоит из статора 10_, ротора 11, головки 7 и основания 12. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам обмотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющей высокую электрическую и механическую прочность. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку (муфту для двигателей диаметром 117 мм) кабельного ввода 3. Токоввод может быть и ножевого типа, представляющий собой плоскую колодку, контакты в которой залиты резиной.

Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка 9. Фильтр 8 очищает масло. В головке двигателя расположены пята 5 и подпятник 6.

Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭД 125-138АВ5, где 125 - номинальная мощность, кВт (16 - 125 кВт); 138 - диаметр корпуса, мм (103 - 138 мм); АВ5 - серия двигателя. При работе электродвигателя серии АВ5 температура окружающей среды не должна превышать 50 - 70 °С. Разрабатываются двигатели серий ДВ5 и КВ5, рассчитанные на температуру +60 - 70 °С, БВ5 и ЛВ5 - на температуру +90°С. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380 - 2300 В, сила номинального тока - 24,5 - 86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 мин^-1.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Кабель. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длинна кабеля составляет 800-1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане (см. рис.). Потери напряжения в кабеле составляют 25-125 В на 1000 м.

Станция управления и комплектное устройство, автоматизация скважин. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.).

Станция управления типа ШГС-5804 предназначена для управления УЭНЦ с электродвигателем мощностью до 100 кВт, а комплектное устройство типа КУПНА-79 - выше 100 кВт. Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Наряду со станцией управления автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН, предусматривает применение разгруженного отсекателя манифольдного типа РОМ-1. Отсекатель перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие порыва трубопровода).

Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350-6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненными (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя.

Оборудование устья скважины. Оборудование устья ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций (рис). Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.

Беструбные конструкции УЭЦН. С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были разработаны беструбые конструкции с применением грузонесущего кабель-каната, например, УЭЦНБ- 5А-250-1050. где Б обозначает беструбную установку. Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН за счет проволочной стальной оплетки, обвитой вокруг него. В скважине размещаются снизу-вверх насос, гидрозащита и электродвигатель. Это позволяет увеличить диаметр погружного агрегата и соответственно напор, развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза.

С помощью НКТ, штанг или троса в скважину спускается и закрепляется на внутренней стенке эксплуатационной колонны шлипсовый пакер. На кабель-канате спускается погружной агрегат, сажается в седло пакера и уплотняется в нем посадочными кольцами. Одновременно всасывающий патрубок с приемной сеткой проходит через пакер и открывает обратный клапан тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера. На устье кабель-канат герметизируется в сальнике арматуры. Жидкость подается по обсадной колонне на поверхность.

Для данной конструкции наиболее сложна борьба с песком, отложениями парафина.

Оборудование устьевое ОУЭ, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа:

1 -- трубная подвеска; 2 -- кабель; 3 -- кран пробковый проходной; 4 -- корпус; 5 -- манжета

2.3 Анализ добывных возможностей скважины

2.3.1 Определение коэффициента продуктивности

, где

- фактический дебит скважины, ;

- пластовое давление, ;

- забойное давление, .

2.3.2 Определение минимально допустимого забойного давления

, где

- давление насыщения по данному продуктивному пласту, ;

- давление насыщения, .

2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины

, где

- коэффициент продуктивности, ;

- пластовое давление, ;

- минимальное допустимое давление на забое, .

2.3.4 Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами

, где

- разница между максимально допустимым и фактическим дебитами, ;

- максимально допустимый дебит скважины, ;

- фактический дебит скважины, .

2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей

№скв
42	6,02	19,7	34,19	14,49	0,05	0,22
424	3,01	12,0	25,85	13,85	0,03	0,21
430	14,9	115,8	186,995	71,195	0,25	0,27
431	1,46	7,3	11,25	9,79	0,015	0,21
454	33,32	98,3	282,55	184,25	0,005	0,21
455	2,78	18,4	29,607	26,827	0,002	0,20
456	3,66	23,6	34,87	31,21	0	0,20
457	57,1	65,1	390,564	333,46	0	0,20
467	64,1	52,0	330,115	269,015	0	0,20
468	3,32	12,6	26,19	13,59	0	0,20
469	5,33	25,2	46,31	20,9	0,014	0,21
470	1,39	4,31	7,35	3,04	0,04	0,21

2.4 Анализ технологических режимов работы скважин

2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса

, где

- содержание воды в продукции в долях единиц;

- плотность нефти в пластовых условиях, ;

- газовый фактор на приеме насоса, .

2.4.2 Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования



2.4.3 Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень

, где

- приведенное давление взятое с кривой разгазирования,;

- затрубное давление, ;

- плотность жидкости,; g-ускорение свободного падения.

Для расчета сначала необходимо определить плотность жидкости.

2.4.4 Определение фактического погружения насоса под уровень жидкости

, где

- глубина спуска насоса, м;

- динамический уровень по всем скважинам, м;

- фактическое погружение насоса, м.

2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

, где

- оптимальное погружение насоса под уровень жидкости, м;

- фактическое погружение насоса, м.

2.4.6Определение коэффициента подачи насоса

, где

- фактический дебит скважины,

- паспортный дебит,

- коэффициент подачи.

2.4.7 Сводная таблица расчетных данных

№скв	,	,		,	, м	м	,м		, %	, м3/м3
42	6,02	19,7	34,19	14,49	371,54	689	-317,46	0,394	16,6	0,22
424	3,01	12,0	25,85	13,85	582,53	571	11,53	0,666	18	0,21
430	14,9	115,8	186,995	71,195	462,74	496	-33,26	0,926	17,9	0,27
431	1,46	7,3	11,25	9,79	591,5	323	268,5	0,405	18,3	0,21
454	33,32	98,3	282,55	184,25	375,7	764	-388,3	1,22	15,7	0,21
455	2,78	18,4	29,607	26,827	617,5	506	111,5	0,306	175	0,20
456	3,66	23,6	34,87	31,21	272,48	611	-338,52	0,944	18,1	0,20
457	57,1	65,1	390,564	333,46	238,09	671	-432,91	1,44	18,1	0,20
467	64,1	52,0	330,115	269,015	160,31	520	-359,69	0,86	18	0,20
468	3,32	12,6	26,19	13,59	206,34	414	-207,66	0,504	17,8	0,20
469	5,33	25,2	46,31	20,9	485,2	400	85,2	0,84	15	0,21
470	1,39	4,31	7,35	3,04	484,4	304	180,4	0,172	18	0,21

2.5 Выбор оборудования

2.5.1 Определение необходимого напора ЭЦН

, где

- статический уровень в сепараторе, м

- депрессия, м

- потери напора на трение, м

- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора, м

- избыточный напор в сепараторе, м

Определение потерь на трение

, где

- коэффициент гидравлических сопротивлений

- глубина спуска насоса, м

- расстояние от устья до сепаратора, м

- дебит скважины,

- внутренний диаметр НКТ, м

Определение критерия Рейнольдса

, где

- дебит скважины,

- внутренний диаметр НКТ, м

- кинематическая вязкость жидкости,

По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины:

;

Определение коэффициента гидравлических сопротивлений

Относительная гладкость труб:

, где

- шероховатость стенок, мм

- внутренний диаметр НКТ, мм

По диаграмме зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений от Re и относительной гладкости труб определяем:

Определим потери напора на трение:

Определим необходимый напор насоса:

Для скважины №431 выбираем насос ЭЦНМ5-20-1200, где

ЭЦН - электроцентробежный насос

М5 - группа посадки

20 -Номинальная подача

1200 -Условный номинальный напор

Выводы и рекомендации

В работе было рассмотрено 14 скважин на Озерном нефтяном месторождении Фоменского пласта, оборудованных УЭЦН.

В процессе работы я рассчитал следующие параметры:

- коэффициент продуктивности скважины;

- допустимое забойное давление;

- оптимальный допустимый дебит скважины;

- разницу между фактическим и оптимальным дебитом скважины.

Определил: Газовый фактор на приёме насоса, оптимальную глубину погружения насоса, фактическую глубину погружения насоса под динамический уровень, разницу между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса, коэффициент продуктивности насоса.