- •Содержание.
- •Геологическая часть.
- •II. Технологическая часть.
- •III. Техническая часть.
- •IV. Охрана труда при работе на скважине 59
- •Введение
- •I. Геологическая часть.
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Геолого-физическая характеристика объекта Пласт Дк
- •Пласт д1
- •Геолого-физическая характеристика пласта Дк
- •Геолого-физическая характеристика пласта д1
- •1.3 Физико-химические свойства и состав нефтяного газа и воды.
- •Свойства пластовой нефти и воды
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения
- •Содержание ионов и примесей в пластовой воде
- •II. Технологическая часть.
- •2.1 Анализ работы фонда скважин, оборудованных эцн.
- •Характеристика фонда скважин (1.01.2013 г.)
- •100% Работающего фонда скважин находятся в постоянной эксплуатации.
- •2.2 Анализ причин отказов уэцн на скважинах
- •Анализ причин отказов оборудования за 2010-2012 года
- •2.3 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин оборудованных уэцн.
- •Меpопpиятия по пpедупpеждению обpазования стойких нефтяных эмульсий
- •Основные виды и рецептуры ожг
- •Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин
- •III. Техническая часть.
- •3.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (уэцн)
- •3.2 Расчёт подбора уэцн к скважине.
- •Исходные данные для расчёта.
- •Решение.
- •Напорная характеристика насоса
- •4. Охрана труда при проведении работ на скважинах.
- •Библиографический список.
Свойства пластовой нефти и воды
Наименование |
Пласт Д1+Дк |
|||
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Принятые значения |
||
скв. |
проб |
|||
а) Нефть |
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа |
3 |
7 |
5,9-7,1 |
6,5 |
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т |
3 |
7 |
32,8-56,8 |
43,8 |
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
|
|
|
|
Р1=0,18 МПа Т1=20 °С |
|
|
|
|
Р2=0,18 МПа Т2=30 °С |
|
|
|
|
Р3=0,12 МПа Т3=23 °С |
|
|
|
|
Р4=0,10 МПа Т4=23 °С |
|
|
|
|
Р5=0,10 МПа Т5=20 °С |
|
|
|
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
3 |
7 |
- |
39,2 |
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
3 |
7 |
- |
1,115 |
Плотность, кг/м3 |
3 |
7 |
783,0-832,0 |
815,0 |
Вязкость, мПа×с |
3 |
7 |
3,50-4,51 |
3,79 |
Пластовая температура, °С |
3 |
7 |
51-55 |
54 |
г) Пластовая вода |
|
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
|
в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
|
|
|
Объёмный коэффициент |
|
|
|
|
Общая минерализация, г/л |
|
|
|
|
Плотность в пластовых условиях, кг/м3 |
|
|
|
|
Таблица 1.5
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт Д1+Дк
-
Наименование
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Пластовая нефть
выделившийся газ
нефть
выделившийся газ
нефть
масс. %
мольн. %
масс. %
мольн. %
масс. %
мольн. %
масс. %
мольн. %
масс. %
мольн. %
Сероводород
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Углекислый газ
0,47
0,35
0,00
0,00
0,53
0,37
0,00
0,00
0,03
0,10
Азот + редкие
7,46
8,81
0,00
0,00
8,87
9,78
0,00
0,00
0,43
2,54
Метан
17,86
36,84
0,02
0,26
21,33
41,07
0,01
0,10
1,03
10,73
Этан
15,30
16,84
0,06
0,47
17,49
17,97
0,10
0,71
0,93
5,19
Пропан
28,53
21,42
0,39
2,00
27,73
19,42
0,75
3,67
2,05
7,76
Изобутан
5,22
2,97
0,19
0,74
4,02
2,14
0,30
1,10
0,48
1,37
Н.бутан
13,49
7,68
0,79
3,06
10,60
5,63
1,11
4,09
1,56
4,49
Изопентан
4,82
2,21
0,70
2,20
2,58
1,10
0,88
2,63
0,96
2,23
Н.пентан
3,62
1,66
1,19
3,74
3,33
1,43
1,26
3,74
1,35
3,14
Гексаны
2,81
1,08
2,61
6,84
2,18
0,78
2,71
6,76
2,68
5,21
Гептаны
0,42
0,14
2,37
5,35
1,34
0,31
3,34
7,18
3,22
5,38
Остаток
0,00
0,00
91,68
75,34
0,00
0,00
89,54
70,02
85,28
51,86
Молекулярная масса
232,00
30,80
215,00
170,00
Молек. масса остатка
275,00
275,00
275,00
Таблица 1.6