Файл: Cодержание 7.docx

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

2.3.1 Определение коэффициента продуктивности

Kпрод= , (2.1)
где: Q_ф -фактический дебит скважины, м³/сут.

P_пл-пластовое давление, МПа.

P_заб-забойное давление, МПа.
;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

2.3.2 Определение оптимально допустимого забойного давления

, (2.2)

где Р_заб.д. – допустимое забойное давление МПа

Р_нас – давление насыщения МПа

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

2.3.3 Определение максимально допустимого дебита скважин

---

Q_опт.=k_прод∙(Р_пл−P_{заб.доп}), м³/сут, (2.3)

где: Q_опт. – оптимально допустимый дебит м³/сут

К – коэффициент продуктивности скважины м³/сут/МПа

Р_пл – пластовое давление МПа

Р_заб.д. – допустимое забойное давление МПа

Q_опт.201=2,25∙(15,71−11,78)=8,84 м³/сут;

Q_опт.203=2,4∙(12,97−9,72)=7,8 м³/сут;

Q_опт.205=8,05∙(14,47−10,85)=29,14 м³/сут;

Q_опт.298=10,71∙(8,71−6,53)=23,34 м³/сут;

Q_опт.361=15,81∙(15,14−11,35)=59,92 м³/сут;

Q_опт.42=9,3∙(12,04−9,03)=29,3 м³/сут;

Q_опт.824=103,9∙(13,49−10,11)=351,8 м³/сут;

Q_опт.1069=3,47∙(14,34−10,75)=12,45 м³/сут;

Q_опт.806=10,45∙(12,23−9,17)=31,98 м³/сут;

Q_опт.836=7,47∙(13,87−10,4)=25,92 м³/сут;

2.3.4 Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитами

ΔQ=Q_опт−Q_факт , м³ / сут (2.4)

где: Q_опт - оптимальный дебит, м³/сут;

Q_факт - фактический дебит, м³/сут;

ΔQ₂₀₁=8,84-25=-16,16 м³/сут;

ΔQ₂₀₃=7,8-23=-15,2 м³/сут;

ΔQ₂₀₅=29,14-90=-60,86 м³/сут;

ΔQ₂₉₈=23,34-36=-12,66 м³/сут;

ΔQ₃₆₁=59,92-56=3,92 м³/сут;

ΔQ₄₂=28-57=-29 м³/сут;

ΔQ₈₂₄=351,18-318=33,18 м³/сут;

ΔQ₁₀₆₉=12,45-30=-17,55 м³/сут;

ΔQ₈₀₆=31,98-60=-28,02 м³/сут;

ΔQ₈₃₆=25,92-60=-34,08 м³/сут;

---

2.4 Анализ технологических режимов работы оборудования

2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса

Газовый фактор на приеме насоса определяется по формуле:

м³/м³(2.5)

где: ????в - содержание воды в продуктах, д.ед.

????н - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

м³/м³;

2.4.2 Определение приведенного пластового давления

Приведенное давление определяем по карте изобар

P₂₀₁=16,06 МПа

P₂₀₃=14,45 МПа

P₂₀₅=14,45 МПа

P₂₉₈=14,54 МПа

P₃₆₁=15,80 МПа

P₄₂=15,20 МПа

P₈₂₄=14,54 МПа

P₁₀₆₉=15,20 МПа

P₈₀₆=14,54 МПа

P₈₃₆=16,06 МПа

2.4.3 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

Оптимальная глубина погружения насоса определяется по формуле:

, м (2.6)

где: - приведенное давление, МПа

---

- давление в затрубном пространстве при работающей скважине, МПа

плотность жидкости, кг/м³

g - ускорение свободного падения, м/с

=1562, м;

=1547, м;

=1472, м;

=1534, м;

=, 1724 м;

= 1632, м;

=1458, м;

=1775, м;

= 1481, м;

=1643, м.


2.4.4 Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины по формуле

ρ_ж=ρ_в∙ n_в+ρ_н∙(1−n_в), кг/м³ (2.7)

где: ρ_н - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

n_в– количество воды в продукции в долях единиц

p₂₀₁=1187∙0,260+840∙(1-0,260) = 930 кг/м³;

p₂₀₃=1187∙0,018+840∙(1-0,018) = 846 кг/м3;

p₂₀₅=1187∙0,06+840∙(1-0,06) = 860 кг/м³;

p₂₉₈=1187∙0,11+840∙(1-0,11) = 878 кг/м³;

p₃₆₁=1187∙0,07+840∙(1-0,07) = 864 кг/м³;

p₄₂=1187∙0,045+840∙(1-0,045) = 855 кг/м³;

p₈₂₄=1187∙0,45+840∙(1-0,45) = 996 кг/м³;

p₁₀₆₉=1187∙0,015+840∙(1-0,015) = 845 кг/м³;

p₈₀₆=1187∙0,21+840∙(1-0,21) = 912 кг/м³;

p₈₃₆=1187∙0,3+840∙(1-0,3) = 943 кг/м³.

2.4.4 Определение Hопт

Фактическую глубину насоса определяют по формуле:

H_факт = L – H_дин, м (2.8)

где: L - глубина спуска насоса, м

H_дин - динамический уровень, м

H₂₀₁ = L – H_дин=1453-1074=378, м;

H₂₀₃ = L – H_дин=1409-1262=147, м;

H₂₀₅ = L – H_дин=1371-1117=254, м;

H₂₉₈ = L – H_дин=1345-984=361, м;

H₃₆₁ = L – H

---

_дин=1403-200=1203, м;

H₄₂ = L – H_дин=1297-1174=123, м;

H₈₂₄ = L – H_дин=1182-302=880, м;

H₁₀₆₉ = L – H_дин=1291-821=470, м;

H₈₀₆ = L – H_дин=1306-770=536, м;

H₈₃₆ = L – H_дин=1071-991=80, м.

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

Отклонение глубины погружения насоса под динамический уровень определяется по формуле:

ΔH= H_опт- H_факт, м (2.9)

где: H_опт - оптимальное погружение насоса под динамический уровень, м

H_факт - фактическое погружение насоса под динамический уровень, м

ΔH₂₀₁=1562−378=665 м

ΔH₂₀₃=1547−147=1400 м

ΔH₂₀₅=1472−254=1218 м

ΔH₂₉₈=1534−361=1173 м

ΔH₃₆₁=1724−1203=521 м

ΔH₄₂=1632−123=1509 м

ΔH₈₂₄=1458−880=578 м

ΔH₁₀₆₉=1775−470=1305 м

ΔH₈₀₆=1481−536=945 м

ΔH₈₃₆=1643−80=1563 м

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

Коэффициент глубинного насоса определяется по формуле:

(2.10)

где: Q_факт- фактический дебит скважины, м³ ⁄сут

Q_теор- теоретическая подача насоса, м³ ⁄сут

=0,42

=1

=0,45

=1,6

=1,27

=1,27

=1

=1

=1,2

---