Курсовая работа: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест
1000
1200
"CL"
FS-300
FS-320
1600
900
10-60
20-60
"ODI"
R-5
R-7
R-9
R-12
R-16
R-32
1600
1350
20-60
60-100
Согласно приведенной выше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемого фонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 - 7,7 % (244 шт.), ЭЦН-20,25,30 – 3,74%, а также применяются установки импортного производства фирмы ODI – 5,85% (186 шт.) и CENTRILIFT- 1,66% (53 шт.) от общего их количества (рис. 3).
Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые в значительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторые характеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН
| Тип оборудования | Глубина спуска (средняя), м | Средний дебит, м3/сут | Обводненность, % |
| ВНН-25 | 1720 | 23 | 48,4 |
| ЭЦН-30 | 1740 | 27,9 | 73 |
| ЭЦН-50 | 1680 | 43,2 | 83,9 |
| ЭЦН-80 | 1660 | 78,1 | 84,1 |
| ЭЦН-125 | 1640 | 115,4 | 88 |
| ЭЦН-200 | 1600 | 187 | 88,6 |
| ЭЦН-250 | 1640 | 238 | 91,4 |
| ЭЦН-400 | 1550 | 392 | 93,2 |
| ЭЦН-500 | 1480 | 443 | 94 |
| "CL " | 1760 | 49,24 | 82,69 |
| " ODI " | 1740 | 70,9 | 84,82 |
Так как обводненность продукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи с этим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции. Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% от анализируемого фонда, от 50 до 80 - 4,15%, от 80 до 90 – 95,09%, от 90 до 99,9 – 0,75 %. Обводнённость продукции скважин, оборудованных установками ЭЦН, повысилась с 87,8% в 2003 году до 89,15% в 2004 году.
Рассмотрим теперь распределение скважин по дебиту Средние дебиты скважин изменяются в пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитом до 50 м3/сут – 65,7%, от 50 до 100 м3/сут – 24,82%, а с дебитами от 100 до 443 м3/сут – 8,84 %.
Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.
| Данные по скважине: | ||
| Нс(Lc) | 2351 | м |
| Dэкс | 146 | мм |
| dэкс | 130,4 | мм |
| Dнкт | 73 | мм |
| dнкт | 62 | мм |
| Pпл тек | 19,1 | МПа |
| Pпл нач | 21 | МПа |
| ρб.р. | 1,109 | г/см3 |
| nв | 0,746 | д.ед. |
| Hдин | 1059 | м |
| Pбуф | 1,5 | МПа |
| Pзатр | 2,0 | МПа |
| ρпл вода | 1008 | кг/м3 |
| Pнас | 14,5 | МПа |
| ρг | 0,758 | кг/м3 |
| ρн д | 903 | кг/м3 |
| ρн пл | 843 | кг/м3 |
| Pзаб дин | 15,3 | МПа |
| Pзаб стат | 23,5 | МПа |
| Qж | 52 | м3/сут |
| h | 8 | м |
| Кпрод | 1,4 | м3/(сут*МПа) |
| bн | 1,115 | д.ед. |
| μн | 4,2 | мПа*с |
| k | 0,109 | мкм2 |
2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны
2.2.1Расчет процесса освоения скважины
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. |
| Hc | 2351 | м |
| Dнкт | 0,073 | м |
| dнкт | 0,062 | м |
| Dэкс | 0,146 | м |
| dэкс | 0,1304 | м |
| ρб.р. | 1109 | кг/м3 |
| ρж.з. | 911 | кг/м3 |
| μж.з. | 4,2 | мПа*с |
| Pпл нач | 21 | МПа |
Решение:
Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена "тяжёлой жидкостью" - буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового давления (Рпл).
Наиболее распространённым видом освоения скважины является замена "тяжёлой жидкости" более "лёгкой", именуемой "жидкость замещения", и способствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойным давлениями – как условия притока жидкости:
