Рославльское нефтяное месторождение

Рефераты / Геология, гидрология и геодезия / 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	Lн	-	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;

Скачать реферат

Страница: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
16 17 18 19 20 21

Рославльское нефтяное месторождение

Другие рефераты на тему «Геология, гидрология и геодезия»:

Поиск рефератов

Последние рефераты раздела

document.write('<p class="otherfont" style="float:right; color:#222222; text-align:center;">Страница <br /><big style="font-size:18px;"><b>16</b></big></p>'); Рославльское нефтяное месторождение

Другие рефераты на тему «Геология, гидрология и геодезия»:

Поиск рефератов

Последние рефераты раздела

Рославльское нефтяное месторождение