Аннотация. 
Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

В геологической части проекта рассматриваются геологические условия залегания пластов месторождения Тенгиз, характеристика продуктивности месторождения, основные свойства пластов, жидкостей и газов, насыщающих продуктивные горизонты.

В технико-технологической части рассматриваются вопросы сбора и подготовки скважинной продукции месторождения.

В экономической части проекта описывается методика определения экономического эффекта путём внедрения вертикального гравитационного сепаратора, при помощи которого происходит процесс обессоливания и обезвоживания товарной нефти.

В разделе охрана труда рассматриваются вопросы обеспечения условий безопасности труда и соблюдения правил техники безопасности.

В разделе охраны окружающей среды описываются мероприятия по охране недр и окружающей среды.

>

ПРОГРАММА РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОЙ ОБВОДНЕННОСТИ И ДИАМЕТРОВ ПОДЪЕМНИКА ПРИ ФОНТАННЫХ РЕЖИМАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НАЧАЛО ПРОГРАММЫ.

'DEFDBLA-Z:FALSE =0:TRUE= NOT FALSE CONTINUE = TRUE.

ESCAPE$=CHR$ (27) GLS: GOSUB 11 000: CLS WHILE CONTINUE: CLS.

REM НАЧАЛО ВВОДА ДАННЫХ.

GOSUB 12 000: IF CH$ =ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ G GOSUB 12 500: IF CHS=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ронпл GOSUB 13 000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ ROнд GOSUB 13 500: IF CH$=ESCAPE1 THEN 8000 ВВЕСТИ РОв GOSUB 14 000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Рнас GOSUB 14 500: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ру GOSUB 15 000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ps GOSUB 15 500: IF CH$=ESCAFE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Qmax GOSUB 16 000: IF CH$=ESCAFE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Qoпт GOSUB 16 500: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ R GOSUB 17 000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ L GOSUB 17 500: IF CH$AESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Lc.

REM КОНЕЦ ВВОДА ДАННЫХ.

REM НАЧАЛО ИЗМЕНЕНИЯ ДАННЫХ.

CORRECT = FALSE.

WHILE NOT CORRECT.

LOCATE 23.20 PRINT ВЫ УВЕРЕНЫ В ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫХ (Y/N)*:

I=CSRLIN:J=POS (0).

LOCATE 1. J COLOR 23: PRINT?

CORRECT$="" .

WHILE CORRECTS: — ' OR INSTR (УуПпДдНн", CORRECT$) =0.

CORRECT$=INPUT${ 1}.

WEND

LOCATE 23.20: COLOR 7: PR1NTTAB (80) ОЧИСТКА СООБЩЕНИЯ.

CORRECT=(INSTR0).

Х0= =0.

WHILE NOT CORRECT AND XO=O:XO=1.

REM НАЧАЛО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВЛЯЕМОГО ПОЛЯ LOCATE 23,20: PRINT «КАКОЕ ПОЛЕ БУДЕМ ИСПРАВЛЯТЬ»; I=CSKRL1M: J=POS (0) LOCATE L, J: INPUT, FIELDNO$;

WHILE NOT (INT (VAL (FIELDNO$)) >0 AND INT (VAL (FIELDNO$) < =18) LOCATE LJ: PRINTTAB (80): LOCATE=1 J; INPUT. FIELDNO$ WEND.

LOCATE 23 20; PRINT TAB (80): ОЧИСТКА СООБЩЕНИЯ.

ON VAL (FIELDNO$)) GOSUB 12 000,12500,13 000,13500,14 000.14500.

ON VAL (FIELDNO$)-6)GOSUB 15 000, 15 500, 16 000, 16 500, 170 000. 17 500.

IF CH$=ESCAPE$ THEN CORRECT=TRUE НАЖАТА ESC.

REM КОНЕЦ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВЛЯЕМОГО ПОЛЯ WEND.

В ПРОГРАММЕ ПРИНИМАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

• 1>ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ РЗ
• 2>УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ РУ
• 3>ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ Рнас
• 4>ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ РОнпп
• 5>ПЛОТНОСТЬ ДЕГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ R0нд
• 6>ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ ROB
• 7>ОБВОДНЁННОСТЬ ПРОДУКЦИИ В
• 8>ГАЗОВЫЙ ФАКТОР G
• 9>ДЕБИТ ЖИДКОСТИ НА МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Qmax
• 10>ДЕБИТ ЖИДКОСТИ НА ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Qoiit
• 11>ГЛУБИНА СКВАЖИНЫ Lc
• 11>ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР НКТ DHKT
• 13>ПРЕДЕЛЬНАЯОБВОДНЕННОСТЪ Впр
• 14>ГЛУБИНА СПУСКА НКТ Нспуск
• 15>ДИАМЕТР ПОДЪЕМНИКА НА ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Dопт
• 16>ДИАМЕТР ПОДЬЕНИКА НА МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Dmax
• 17>МИНИМАЛЬНОЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Pzmin
• 18>МАКСИМАЛЬНАЯ ГЛУБИНА СПУСКА НКТ Hmах

ДЛЯ ПРОДОЛЖЕНИЯ НАЖМИТЕ ЛЮБУЮ КЛАВИШУ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ИМЕЮТ СЛЕДУЮЩИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ.

1> КОЭФФИЦИЕНТ РАСТВОРИМОСТИ ГАЗА ALFA.

2> ЭФФЕКТИВНЫЙ ДЕЙСТВУЮЩИЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР Gэф.

• 3>СРЕДНЯЯ ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ ROж
• 4> ЖИДКОСТИ В ИНТЕРВАЛЕ ОТ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ДО БАШМАКА

НКТ ROж ПРИ ВВОДЕ ДАННЫХ ОБОЗНАЧЕНИЯ В КВАДРАТНЫХ СКОБКАХ ВВОДЯТСЯ ПО УМОЛЧАНИЮ (Т.Е ПО НАЖАТИЮ КЛАВИШИ ENTER).

ДЛЯ ПРОДОЛЖЕНИЯ НАЖМИТЕ ЛЮБУЮ КЛАВИШУ.

• 1>ВВЕДИТЕ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР G (Куб.м/тон) [593] :593
• 2>ВВЕДИТЕ R0нпл (кг/куб, м) [624] :624
• 3>ВВЕДИТЕ Нонд (кг/м:Куб.м) [8 0 5]: 8 0 5
• 4>ВВЕДИТЕ ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ Rob (кг/куб. М) [1000] :1000
• 5>ВВЕДИТЕ ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ Рнас (МПа) [26,3] :26,3
• 6>ВВЕДИТЕ УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ Ру (МПа) [23] :23
• 7>ВВЕДИТЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Рз (МПа) [70] :70
• 8>ВВЕДИТЕ Омах (тон/сух) [561] :561
• 9>ВВЕДИТЕ Оопт (тон/сут) [370] :370
• 10>ВВЕДИТЕ ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР НКТ Dнкт [89] :89
• 11>ВВЕДИТЕ ОБВОДНЁННОСТЬ ПРОДУКЦИИ в (%) [8,5] :8,5
• 12>ВВЕДИТЕ ГЛУБИНУ СКВАЖИНЫ LC (м) [4800] :4800

ВЫ УВЕРЕНЫ В ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫЕ (Y/H) ?

ALFA=.

5.9336 (1/МПа) G эф = 40.1323 (куб.м/тон).

Roн = 83−5000 (кг/куб.т).

Roж = 309.0850 (кг/куб. м).

roж = 764.7075 (кг/куб.м) Впр = 66.9439 (%).

Doпт = 349 826 (mm).

Dmax = 23.9287 (mm).

Нспуск = 1883.0475 (m).

Pzmin = 11.4331 (МПа) БУДЕМ ПРОДОЛЖАТЬ (Y/N) ?

ПРОГРАММА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО.

ДАВЛЕНИЯ Введите данные задачи!

Глубина скважины (м) 4800.

Внутренний диаметр НKT (мм) 89.

Противодавление на устье (МПа) 1,5.

Давление насыщения (МПа) 26.3.

Газовый фактор (м3/т) 393.

Плотность пластовой нефти (kг/m3) 710.

Плотность дегазированной нефти (кг/м3) 820.

Обводненность продукции (%) 0.

Плотность пластовой воды (кг/м3) 1000.

Коэффициент растворимости АLPНА = 8,99Е — 06.

Эффективный газовый фактор Gef = % 199,9 999 923 706 055.

Максимальная длина газожидкостного подъемника Нmах = 4447,79.

Минимальное забойное давление Pzmin = 11,22.