Файл: 1 Гелогическая часть 1 Общие сведения о месторождении.docx
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 135
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
/1 – nв) / B+(nв/1 – nв), (кг/м3), (nв<80%);
где ρв–плотность воды, кг/м3;
ρн– плотность нефти, кг/м3;
nв– процент воды в добываемой продукции;
ρг– плотность газа(кг/м3);
G0– газосодержание;
В– объемный коэффициент нефти.
nв>80%
ρж612= 846*(1–0,91)+846*0,91=846
ρж 614=846*(1–0,89)+846*0,089=846
ρж 677=846*(1–0,98)+846*0,98=846
nв<80%
ρж 102=846+1,91*0,40+1090*(0,40/1–0,40)/1?067+(0,40/1–0,40)=965
ρж 594=846+1,291*0,23+1120*(0,23/1–0,23)/1,067+(0,23/1–0,23)=900
ρж 595=846+1,291*0,10+1137*(0,10/1–0,10)/1,067+(0,10/1–0,10)=963
ρж 603=846+1,291*0,17+1116*(0,17/1–0,17)/1,067+(0,17/1–0,17)=886
ρж 604=846+1,291*0,72+1110*(0,72/1–0,72)/1,067+(0,72/1–0,72)=1034
ρж 607=846+1,291*0,37+1112*(0,037/1–0,37)/1,67+(0,037/1–0,37)=910
ρж 613=846+1,291*0,47+1100*(047/1–0,47)/1,067+(047/1–0,47)=932
ρж 623=846+1,291*0,30+1086*(0,30/1–0,30)/1,067+(0,30/1–0,30)=876
ρж 625=846+1,291*0,38+1100*(0,38/1–0,38)/1,067+(0,38/1–0,38)=905
ρж 629=846+1,291*0,41+1132*(0,41/1–0,41)/1,067+(0,41/1–0,41)=926
ρж 630=846+1,291*0,56+1120*(0,56/1–0,56)/1,067+(0,56/1–0,56)=966
ρж 631=846+1,291*0,37+1112*(0,037/1–0,37)/1,67+(0,037/1–0,37)=910
ρж 632=846+1,291*0,13+1166*(0,13/1–0,13)/1,067+(0,13/1–0,13)=836
ρж 639=846+1,91*1,2+1100*(0,8/1–0,8)/1?067+(0,8/1–0,8)=1035
ρж 644=846+1,291*0,27+1137*(0,11/1–0,11)/1,067+(0,11/1–0,11)=827
ρж 646=846+1,291*0,27+1075*(0,12/1–0,12)/1,067+(0,12/1–0,12)=823
ρж 647=846+1,291*0,63+1110*(0,61/1–0,61)/1,067+(0,61/1–0,61)=978
ρж 604=846+1,291*0,32+1114*(0,23/1–0,23)/1,067+(0,23/1–0,23)=861
ρж 649=846+1,291*0,68+1125*(0,64/1–0,64)/1,67+(0,64/1–0,64)=997
ρж 650=846+1,291*0,31+1135*(0,20/1–0,20)/1,067+(0,20/1–0,20)=857
ρж 668=846+1,291*0,82+1121*(0,70/1–0,70)/1,067+(0,70/1–0,70)=1016
ρж 676=846+1,291*0,38+1114*(0,36/1–0,36)/1,067+(0,36/1–0,36)=902
ρж 887=846+1,291*0,96+1112*(0,74/1–0,74)/1,067+(0,74/1–0,74)=1023
ρж 889=846+1,291*0,43+11096*(0,43/1–0,43)/1,67+(0,43/1–0,43)=912
ρж 891=846+1,291*0,03+1090*(0,76/1–0,76)/1,067+(0,76/1–0,76)=1013
ρж 892=846+1,291*0,50+1116*(0,50/1–0,50)/1,067+(0,50/1–0,50)=1838
Определение приведенного давления;
Рпр=Рпл/Рср.кр, (МПа); (5)
где Рпр– приведенное давление, МПа;
Рпл– пластовое давление, МПа;
Рср.кр.– среднее критическое давление ≈ 2.56 МПа.
Р102 = 9,12/2,56 = 3,5
Р594 = 11,18/2,56 = 4,3
Р595 = 10,53/2,56 = 4,1
Р603 = 9,47/2,56 = 3,7
Р604 = 12,56/2,56 = 5
Р607 = 10,39/2,56 = 4,05
Р612 = 12,11/2,56 = 4,7
Р613 = 11,8/2,56 = 4,6
Р614 = 13,67/2,56 = 5,3
Р623 = 10,4/2,56 = 4,06
Р625 = 10,44/2,56 = 4,07
Р629 = 11,4/2,56 = 4,4
Р630 = 10,18/2,56 = 4
Р631 = 10,9/2,56 = 4,2
Р632 = 9,66/2,56 = 3,7
Р639= 9,07/2,56 = 3,5
Р644 = 9,06/2,56 = 3,5
Р646 = 8,92,53/2,56 = 3,4
Р647 = 9,78/2,56 = 3,8
Р648 = 10,46/2,56 = 4
Р649 = 10,46/2,56 = 4,14
Р650 = 9,34/2,56 = 3,6
Р668= 9,88/2,56 = 3,8
Р676 = 10,24/2,56 = 4
Р677 = 10,77/2,56 = 4,2
Р678= 11,62/2,56 = 4,5
Р887 = 10,83/2,56 = 4,2
Р889 = 11,87/2,56 = 4,6
Р891 = 8,75,9/2,56 = 3,4
Р892 = 9,68/2,56 = 3,7
Определение оптимальной глубины погружение насоса под динамическим уровнем;
Нопт. = (ρпр – ρзат)*106/( ρж*g), (м); (6)
где ρзат – затрубное давление, МПа;
g – ускорение свободного падения,9,8;
Н102 =((3,5–0,61)*106)/(965*9,8) = 305,28
Н594 = ((4,3–0,09)*106)/(900*9,8) = 476,83
Н595 = ((4,1–0,79)*106)/(963*9,8) = 350,37
Н603 = ((3,7–0,61)*106)/(886*9,8) = 355,51
Н604 = ((5–031)*106)/(1034*9,8) = 462,36
Н607 = ((4,05–1,13)*106)/(910 *9,8) = 327,09
Н612 = ((4,7–0,66)*106)/(846*9,8) = 486,79
Н613 = ((4,6–1,98)*106)/(932*9,8) = 286,56
Н614 = ((5,3–1,01)*106)/(846*9,8) = 493,57
Н623 =((4,06–0,58)*106)/(876*9,8) = 405
Н625 = ((4,07–0,63)*106)/(905*9,8) = 387,42
Н629 = ((4,4–0,51)*106)/(926*9,8) = 428,22
Н630 = ((4–1,34)*106)/(1013*9,8) = 267,67
Н631 = ((4,2–0,57)*106)/(966*9,8) = 383,05
Н632 = ((3,8–0,64)*106)/(836 *9,8) = 385,31
Н639 =((3,5–0,51)*106)/(1035*9,8) = 293,58
Н644 = ((3,5–0,57)*106)/(827*9,8) = 368,55
Н646 = ((3,4–0,32)*106)/(823*9,8) = 381,48
Н647 = ((3,8–0,31)*106)/(978*9,8) = 363,76
Н648 = ((4–1,07)*106)/(861*9,8) = 346,89
Н649 = ((4,14–1,13)*106)/(997 *9,8) = 3,077
Н650 = ((3,6–127)*106)/(857*9,8) = 277,14
Н668 = ((3,8–1,31)*106)/(1016*9,8) = 250,08
Н676= ((4–1,98)*106)/(902*9,8) = 228,51
Н677 = ((4,2–0,83)*106)/(1114*9,8) = 308,37
Н678 =((4,5–0,63)*106)/(899*9,8) = 438,81
Н887 = ((4,2–0,55)*106)/(1023*9,8) = 363,7
Н889 = ((4,6–0,84)*106)/(912*9,8) = 420,26
Н891 = ((3,4–0,34)*106)/(1013*9,8) = 307,92
Н892 = ((3,7–0,95)*106)/(1838*9,8) = 152,51
Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень;
hф = L – Hд,(м); (7)
где L – глубина спуска насоса, (м);
Нд – динамическая высота, (м).
hф 102 = 953–771 = 182
hф 594 = 1007–996 = 11
hф 595 = 939,1–805 = 134,1
hф 603 = 1008–958 = 50
hф 604 = 986–766 = 220
hф 607 = 1120–1019 = 101
hф 612 = 1036,8–984 = 52,8
hф 613 = 988–859 = 129
hф 614 = 1100–1041 = 59
hф 623 = 1119–1076 = 43
hф 625 = 1040,3–1007 = 33,3
hф 629 = 1000–794 = 206
hф 630 = 1085,8–793 = 292,8
hф 631 = 953,5–886 = 67,5
hф 632 = 985,4–880 = 105,4
hф 639 = 1008,5–951 = 57,5
hф 644 = 982–958 = 24
hф 646 = 958–707 = 251
hф 647 = 958,6–942 = 16,6
hф 648= 1031–931 = 100,6
hф 649 = 940,9–862 = 78,9
hф 650 = 1047,8–745 = 302,8
hф 668 = 1052,5–957 = 95,5
hф 676 = 1053–920 = 133
hф 677= 971–145 = 826
hф 678 = 1060–1012 = 48
hф 887 = 1051,2–1018 = 33,2
hф 889 = 1035–917 = 118
hф 891 = 950,6–857 = 93,6
hф 892 = 1018,8–936 = 82,8
Определение разности между оптимальной и фактической глубинойпогружения насоса;
h=Нопт–hф , (м); (8)
где Нопт-оптимальная глубина погружения насоса;
hф-фактическая глубина погружения насоса.
h102=348–182= 166
h594=507,1–11=496,1
h595=399–134,1=264,9
h603 = 372,2–50 = 322,2
h604 = 565,5–220 =345,5
h607 = 351,6–101 = 250,6
h612 = 486,7–52,8 =433,9
h613 = 315,4–129 = 186,4
h614 = 517–59 = 458
h623=419,1–43= 376,1
h625=414,3–33,3=381
h629=468,4–206=262,4
h630 = 320,1–292,8 = 27,3
h631 = 436,8–67,5 =369,3
h632 = 380,7–105,4 = 275,3
h639=293,58–57,5= 236,08
h644=368,55–24=344,55
h646=381,48–251=130,48
h647 = 36376–16,6 = 347,16
h648 = 346,89–100,6 =246,29
h649 = 3,077,6–78,9 = –75,823
h650 = 277,14–302 =–24,86
h668 = 250,08–95,5 = 154,58
h676 = 228,51–133 = 95,51
h677=308,37–826= –517,63
h678=438,81–48=390,81
h687=363,7–33,2=330,5
h889 = 420,26–118 = 302,26
h891 = 307,92–93,6 =214,32
h892 = 152,51–82,8 = 69,71
Определение коэффициента подачи насоса.
Η = Qф/Qт; (9)
где Qф– фактическая подача, (м3/сут);
Qт– теоритеческая подача, (м3/сут);
η102 = 6,3/7,4 = 0,85
η1594 = 0,6/3,8 = 0,15
η595 = 1,2/11,9 = 0,10
η603 = 12,2/26,2 = 0,46
η604 = 3,9/6,3 = 0,61
η607 = 3,6/9,4 = 0,38
η612 = 12,9/27,2 = 0,47
η613 = 7,8/9,7 = 0,80
η614 = 10,3/32,8 = 0,31
η623 = 2,4/10,8 = 0,22
η625 = 6,7/12,3 = 0,54
η629 = 10,4/12,6 = 0,82
η630 = 4,6/5,6 = 0,82
η631 = 10,5/14,3 = 0,73
η632 = 16,9/26,2 = 0,64
η639 = 4,4/16,4 = 0,826
η644 = 8,2/18,9 = 0,43
η646 = 2,9/6,3 = 0,46
η647 = 1,6/6,9 = 0,23
η648 = 8,2/17,7 = 0,46
η649 = 10,1/15,1 = 0,66
η650 = 9,7/13,8 = 0,70
η668 = 3,8/7,3 = 0,52
η676 = 11/27,6 = 0,39
η677 = 6,8/12,1 = 0,56
η678 = 6,4/20,2 = 0,31
η887= 3,3/11,4 = 0,28
η889 = 6,6/13,3 = 0,49
η891 = 7,9/9,6 = 0,82
η892= 2,7/5,6 = 0,48
Таблица 13 – Анализ технологических режимов работы скважин
Выводы и рекомендации: анализируем коэффициент подачи насоса. В скважинах №№ 604, 613, 631, 632,649,650 коэффициент подачи от 0,6 до 0,8, допускаем, что эти скважины работают в оптимальном режиме. В скважинах № 102, 629, 630,630,891 коэффициент подачи больше 0,8, значит, в этих скважинах происходит частичное фонтанирование через насос. Рекомендую в этих скважинах увеличить отбор жидкости путем увеличения числа качаний головки балансира или длины хода полированного штока. В скважинах с коэффициентом подачи меньше 0,6: №594, 595, 603, 607, 612, 614, 623, 625, 639,644,646,647,648,668,676,677,678,887,889,892 рекомендую провести исследования методом динамометрии для выяснения причин низкого коэффициента подачи насоса. Причиной низкого коэффициента подачи насоса могут быть утечки в насосе, утечки в НКТ( на динамометрии не отразится). Утечки в НКТ могут быть по резьбовым соединениям или по телу трубы из–за коррозии, чтобы исключить утечки в НКТ необходимо при спуско– подъемных операциях следить за свинчиванием – развинчиванием НКТ и делать опрессовки НКТ. Разность между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень в скважинах № 594, 595,603, 604,607,612, 613,614,623,625, 629, 630, 631,632,639,644,646,647,648,677,678,887,889,891 составляет большие положительные значения. Рекомендую в этих скважинах приспустить насос до оптимальной глубины, а остальные скважины работают в оптимальном режиме. Разность между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень в скважине 677 большое отрицательное значение, рекомендую при ближайшем ТРС насос приподнять на оптимальную величину. А в скважинах № 649, 650 эти отрицательные значения небольшие, допускаю, что скважины работают в оптимальном режиме.
3.4 Подбор оборудования
Скважина № 639
Определяем планируемый отбор жидкости
Q=K*(Pпл–Pзаб)n, (т/сут) (1)
где n- коэффициент фильтрации (при n=1).
Q=0,58*(9,07–1,55)1=4,36т/сут.
Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень
L=Hф–((Pзаб–Pзат)*106)/(ρж*g), (м) (2)
где Нф – фактическая глубина, м;
Рпр.заб – приведенное давление, МПа;
Рзат – оптимальное давление на приёме насоса, МПа.
L=1402,5–((1,55–0,51)*106)/(1035*9,81)=1300 м
Определяем теоретическую производительность установки (при n=0,6–0,8)
Qт=Q*103/ρж* η (3)
где Qф
– фактический дебит,т;
η – коэффициент подачи насоса;
ρж – плотность жидкости ,кг/м3;
Q=4,36*103/1035*0,8= 3,38т/сут,
По диаграмме Адонина А. М. по глубине спуска насоса и объемной производительности насоса выбираем тип станка–качалки и типоразмер насоса.
СК5–4–2,1–1600
dнас=29 мм
5 – номер модели СК.
4– доступная нагрузка на головку балансира (т).
2,1 – максимальная длина хода полированного штока (м).
1600– максимальный крутящий момент на валу электродвигателя, мин-1
Выбираем диаметры
НКТ = 60 мм, толщина стенки = 5 мм
Подобрана двухступенчатая колонна штанг по глубине спуска насоса и диаметру плунжера –19 мм; глубина подвески насоса–1300 м.
Определяем число качаний балансира
n=Qф * 103 / 1440 * F * S * ή * ρж (4)
где Qф – фактический дебит,т;
F – площадь поперечного сечения плунжера,м2;
S – длина хода плунжера,м;
ή – коэффициент подачи;
ρж – плотность жидкости, кг/м3;
F = п d2/ 4 (м2) (5)
d – диаметр насоса,м.
F = 3,14 *0,0292 / 4 = 0,0006 ,м2
n = 3,38* 103 / 1440 * 0.0006 * 4 * 0,8 * 1035=4кач./мин.
Определяем мощность электродвигателя.
N= 0,000401* π * D2пл * S * n * ρcм * L*(1– ηн ηсв / ηн ηсв + an )* K (кВт), (6)
где Dпл – диаметр плунжера,м;
S – длина хода полированного штока,м;
n – число двойных качаний в минуту;
ρ – плотность откачиваемой жидкости, кг/м3;
Н – высота подъема жидкости,м;
η – коэффициент подачи;
К – коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка – качалки
N=0,000401*3,14*0,0292*2,1*4*1035*1300*(1–0,9*0,82/0,9*0,82+0,8)*1,2= 16 кВт. (7)
В результате произведенных расчетов по выбору комплекта оборудования для скважины № 639 было выбрано следующее оборудование:
Станок – качалка: 5СК–4–2,1–1600
Насос: НН диаметром 29 мм
Электродвигатель серии: АИР80А2
Диаметр НКТ: 60 мм
По глубине спуска насоса и по объемной производительности подобрана двухступенчатая колонна штанг, первую спень составляют штанги диаметром 19 мм (34% от всей длинны колонны штанг) 442 м. Вторую ступень составляют штанги диаметром 16 мм ( 66% от всей длинны колонны штанг) 858 м.
Глубина подвески насоса–1300 м.
Число качаний головки балансира: 4 качаний в минуту.
Список использованных источников
где ρв–плотность воды, кг/м3;
ρн– плотность нефти, кг/м3;
nв– процент воды в добываемой продукции;
ρг– плотность газа(кг/м3);
G0– газосодержание;
В– объемный коэффициент нефти.
nв>80%
ρж612= 846*(1–0,91)+846*0,91=846
ρж 614=846*(1–0,89)+846*0,089=846
ρж 677=846*(1–0,98)+846*0,98=846
nв<80%
ρж 102=846+1,91*0,40+1090*(0,40/1–0,40)/1?067+(0,40/1–0,40)=965
ρж 594=846+1,291*0,23+1120*(0,23/1–0,23)/1,067+(0,23/1–0,23)=900
ρж 595=846+1,291*0,10+1137*(0,10/1–0,10)/1,067+(0,10/1–0,10)=963
ρж 603=846+1,291*0,17+1116*(0,17/1–0,17)/1,067+(0,17/1–0,17)=886
ρж 604=846+1,291*0,72+1110*(0,72/1–0,72)/1,067+(0,72/1–0,72)=1034
ρж 607=846+1,291*0,37+1112*(0,037/1–0,37)/1,67+(0,037/1–0,37)=910
ρж 613=846+1,291*0,47+1100*(047/1–0,47)/1,067+(047/1–0,47)=932
ρж 623=846+1,291*0,30+1086*(0,30/1–0,30)/1,067+(0,30/1–0,30)=876
ρж 625=846+1,291*0,38+1100*(0,38/1–0,38)/1,067+(0,38/1–0,38)=905
ρж 629=846+1,291*0,41+1132*(0,41/1–0,41)/1,067+(0,41/1–0,41)=926
ρж 630=846+1,291*0,56+1120*(0,56/1–0,56)/1,067+(0,56/1–0,56)=966
ρж 631=846+1,291*0,37+1112*(0,037/1–0,37)/1,67+(0,037/1–0,37)=910
ρж 632=846+1,291*0,13+1166*(0,13/1–0,13)/1,067+(0,13/1–0,13)=836
ρж 639=846+1,91*1,2+1100*(0,8/1–0,8)/1?067+(0,8/1–0,8)=1035
ρж 644=846+1,291*0,27+1137*(0,11/1–0,11)/1,067+(0,11/1–0,11)=827
ρж 646=846+1,291*0,27+1075*(0,12/1–0,12)/1,067+(0,12/1–0,12)=823
ρж 647=846+1,291*0,63+1110*(0,61/1–0,61)/1,067+(0,61/1–0,61)=978
ρж 604=846+1,291*0,32+1114*(0,23/1–0,23)/1,067+(0,23/1–0,23)=861
ρж 649=846+1,291*0,68+1125*(0,64/1–0,64)/1,67+(0,64/1–0,64)=997
ρж 650=846+1,291*0,31+1135*(0,20/1–0,20)/1,067+(0,20/1–0,20)=857
ρж 668=846+1,291*0,82+1121*(0,70/1–0,70)/1,067+(0,70/1–0,70)=1016
ρж 676=846+1,291*0,38+1114*(0,36/1–0,36)/1,067+(0,36/1–0,36)=902
ρж 887=846+1,291*0,96+1112*(0,74/1–0,74)/1,067+(0,74/1–0,74)=1023
ρж 889=846+1,291*0,43+11096*(0,43/1–0,43)/1,67+(0,43/1–0,43)=912
ρж 891=846+1,291*0,03+1090*(0,76/1–0,76)/1,067+(0,76/1–0,76)=1013
ρж 892=846+1,291*0,50+1116*(0,50/1–0,50)/1,067+(0,50/1–0,50)=1838
Определение приведенного давления;
Рпр=Рпл/Рср.кр, (МПа); (5)
где Рпр– приведенное давление, МПа;
Рпл– пластовое давление, МПа;
Рср.кр.– среднее критическое давление ≈ 2.56 МПа.
Р102 = 9,12/2,56 = 3,5
Р594 = 11,18/2,56 = 4,3
Р595 = 10,53/2,56 = 4,1
Р603 = 9,47/2,56 = 3,7
Р604 = 12,56/2,56 = 5
Р607 = 10,39/2,56 = 4,05
Р612 = 12,11/2,56 = 4,7
Р613 = 11,8/2,56 = 4,6
Р614 = 13,67/2,56 = 5,3
Р623 = 10,4/2,56 = 4,06
Р625 = 10,44/2,56 = 4,07
Р629 = 11,4/2,56 = 4,4
Р630 = 10,18/2,56 = 4
Р631 = 10,9/2,56 = 4,2
Р632 = 9,66/2,56 = 3,7
Р639= 9,07/2,56 = 3,5
Р644 = 9,06/2,56 = 3,5
Р646 = 8,92,53/2,56 = 3,4
Р647 = 9,78/2,56 = 3,8
Р648 = 10,46/2,56 = 4
Р649 = 10,46/2,56 = 4,14
Р650 = 9,34/2,56 = 3,6
Р668= 9,88/2,56 = 3,8
Р676 = 10,24/2,56 = 4
Р677 = 10,77/2,56 = 4,2
Р678= 11,62/2,56 = 4,5
Р887 = 10,83/2,56 = 4,2
Р889 = 11,87/2,56 = 4,6
Р891 = 8,75,9/2,56 = 3,4
Р892 = 9,68/2,56 = 3,7
Определение оптимальной глубины погружение насоса под динамическим уровнем;
Нопт. = (ρпр – ρзат)*106/( ρж*g), (м); (6)
где ρзат – затрубное давление, МПа;
g – ускорение свободного падения,9,8;
Н102 =((3,5–0,61)*106)/(965*9,8) = 305,28
Н594 = ((4,3–0,09)*106)/(900*9,8) = 476,83
Н595 = ((4,1–0,79)*106)/(963*9,8) = 350,37
Н603 = ((3,7–0,61)*106)/(886*9,8) = 355,51
Н604 = ((5–031)*106)/(1034*9,8) = 462,36
Н607 = ((4,05–1,13)*106)/(910 *9,8) = 327,09
Н612 = ((4,7–0,66)*106)/(846*9,8) = 486,79
Н613 = ((4,6–1,98)*106)/(932*9,8) = 286,56
Н614 = ((5,3–1,01)*106)/(846*9,8) = 493,57
Н623 =((4,06–0,58)*106)/(876*9,8) = 405
Н625 = ((4,07–0,63)*106)/(905*9,8) = 387,42
Н629 = ((4,4–0,51)*106)/(926*9,8) = 428,22
Н630 = ((4–1,34)*106)/(1013*9,8) = 267,67
Н631 = ((4,2–0,57)*106)/(966*9,8) = 383,05
Н632 = ((3,8–0,64)*106)/(836 *9,8) = 385,31
Н639 =((3,5–0,51)*106)/(1035*9,8) = 293,58
Н644 = ((3,5–0,57)*106)/(827*9,8) = 368,55
Н646 = ((3,4–0,32)*106)/(823*9,8) = 381,48
Н647 = ((3,8–0,31)*106)/(978*9,8) = 363,76
Н648 = ((4–1,07)*106)/(861*9,8) = 346,89
Н649 = ((4,14–1,13)*106)/(997 *9,8) = 3,077
Н650 = ((3,6–127)*106)/(857*9,8) = 277,14
Н668 = ((3,8–1,31)*106)/(1016*9,8) = 250,08
Н676= ((4–1,98)*106)/(902*9,8) = 228,51
Н677 = ((4,2–0,83)*106)/(1114*9,8) = 308,37
Н678 =((4,5–0,63)*106)/(899*9,8) = 438,81
Н887 = ((4,2–0,55)*106)/(1023*9,8) = 363,7
Н889 = ((4,6–0,84)*106)/(912*9,8) = 420,26
Н891 = ((3,4–0,34)*106)/(1013*9,8) = 307,92
Н892 = ((3,7–0,95)*106)/(1838*9,8) = 152,51
Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень;
hф = L – Hд,(м); (7)
где L – глубина спуска насоса, (м);
Нд – динамическая высота, (м).
hф 102 = 953–771 = 182
hф 594 = 1007–996 = 11
hф 595 = 939,1–805 = 134,1
hф 603 = 1008–958 = 50
hф 604 = 986–766 = 220
hф 607 = 1120–1019 = 101
hф 612 = 1036,8–984 = 52,8
hф 613 = 988–859 = 129
hф 614 = 1100–1041 = 59
hф 623 = 1119–1076 = 43
hф 625 = 1040,3–1007 = 33,3
hф 629 = 1000–794 = 206
hф 630 = 1085,8–793 = 292,8
hф 631 = 953,5–886 = 67,5
hф 632 = 985,4–880 = 105,4
hф 639 = 1008,5–951 = 57,5
hф 644 = 982–958 = 24
hф 646 = 958–707 = 251
hф 647 = 958,6–942 = 16,6
hф 648= 1031–931 = 100,6
hф 649 = 940,9–862 = 78,9
hф 650 = 1047,8–745 = 302,8
hф 668 = 1052,5–957 = 95,5
hф 676 = 1053–920 = 133
hф 677= 971–145 = 826
hф 678 = 1060–1012 = 48
hф 887 = 1051,2–1018 = 33,2
hф 889 = 1035–917 = 118
hф 891 = 950,6–857 = 93,6
hф 892 = 1018,8–936 = 82,8
Определение разности между оптимальной и фактической глубинойпогружения насоса;
h=Нопт–hф , (м); (8)
где Нопт-оптимальная глубина погружения насоса;
hф-фактическая глубина погружения насоса.
h102=348–182= 166
h594=507,1–11=496,1
h595=399–134,1=264,9
h603 = 372,2–50 = 322,2
h604 = 565,5–220 =345,5
h607 = 351,6–101 = 250,6
h612 = 486,7–52,8 =433,9
h613 = 315,4–129 = 186,4
h614 = 517–59 = 458
h623=419,1–43= 376,1
h625=414,3–33,3=381
h629=468,4–206=262,4
h630 = 320,1–292,8 = 27,3
h631 = 436,8–67,5 =369,3
h632 = 380,7–105,4 = 275,3
h639=293,58–57,5= 236,08
h644=368,55–24=344,55
h646=381,48–251=130,48
h647 = 36376–16,6 = 347,16
h648 = 346,89–100,6 =246,29
h649 = 3,077,6–78,9 = –75,823
h650 = 277,14–302 =–24,86
h668 = 250,08–95,5 = 154,58
h676 = 228,51–133 = 95,51
h677=308,37–826= –517,63
h678=438,81–48=390,81
h687=363,7–33,2=330,5
h889 = 420,26–118 = 302,26
h891 = 307,92–93,6 =214,32
h892 = 152,51–82,8 = 69,71
Определение коэффициента подачи насоса.
Η = Qф/Qт; (9)
где Qф– фактическая подача, (м3/сут);
Qт– теоритеческая подача, (м3/сут);
η102 = 6,3/7,4 = 0,85
η1594 = 0,6/3,8 = 0,15
η595 = 1,2/11,9 = 0,10
η603 = 12,2/26,2 = 0,46
η604 = 3,9/6,3 = 0,61
η607 = 3,6/9,4 = 0,38
η612 = 12,9/27,2 = 0,47
η613 = 7,8/9,7 = 0,80
η614 = 10,3/32,8 = 0,31
η623 = 2,4/10,8 = 0,22
η625 = 6,7/12,3 = 0,54
η629 = 10,4/12,6 = 0,82
η630 = 4,6/5,6 = 0,82
η631 = 10,5/14,3 = 0,73
η632 = 16,9/26,2 = 0,64
η639 = 4,4/16,4 = 0,826
η644 = 8,2/18,9 = 0,43
η646 = 2,9/6,3 = 0,46
η647 = 1,6/6,9 = 0,23
η648 = 8,2/17,7 = 0,46
η649 = 10,1/15,1 = 0,66
η650 = 9,7/13,8 = 0,70
η668 = 3,8/7,3 = 0,52
η676 = 11/27,6 = 0,39
η677 = 6,8/12,1 = 0,56
η678 = 6,4/20,2 = 0,31
η887= 3,3/11,4 = 0,28
η889 = 6,6/13,3 = 0,49
η891 = 7,9/9,6 = 0,82
η892= 2,7/5,6 = 0,48
Таблица 13 – Анализ технологических режимов работы скважин
| № скважины | G, м3/ м3 | G0, МПа | Рпр, МПа | ρсм, кг/ м3 | Нопт, м | Нф, м | ∆Н | η |
| 102 | 0,34 | 0,40 | 3,5 | 965 | 305,28 | 182 | 166 | 0,85 |
| 594 | 0,27 | 0,32 | 4,3 | 900 | 476,83 | 11 | 496,1 | 0,15 |
| 595 | 0,23 | 0,27 | 4,1 | 963 | 350,37 | 134,1 | 264,9 | 0,10 |
| 603 | 0,25 | 0,3 | 3,7 | 886 | 355,51 | 50 | 322,2 | 0,46 |
| 604 | 0,74 | 0,88 | 5 | 1034 | 462,36 | 220 | 345,5 | 0,61 |
| 607 | 0,33 | 0,39 | 4,05 | 910 | 327,09 | 101 | 250,6 | 0,38 |
| 612 | 2,3 | 2,76 | 4,7 | 846 | 486,79 | 52,8 | 433,9 | 0,47 |
| 613 | 0,39 | 0,46 | 4,6 | 932 | 286,56 | 129 | 186,4 | 0,80 |
| 614 | 1,89 | 2,26 | 5,3 | 846 | 493,57 | 59 | 458 | 0,31 |
| 623 | 0,29 | 0,34 | 4,06 | 876 | 405 | 43 | 376,1 | 0,22 |
| 625 | 0,33 | 0,39 | 4,07 | 905 | 387,42 | 33,3 | 381 | 0,54 |
| № скважины | G, м3/ м3 | G0, МПа | Рпр, МПа | ρсм, кг/ м3 | Нопт, м | Нф, м | ∆Н | η |
| 629 | 0,35 | 0,42 | 4,4 | 926 | 428,22 | 206 | 262,4 | 0,82 |
| 630 | 0,69 | 0,82 | 4 | 1013 | 267,67 | 292,8 | 273,3 | 0,82 |
| 631 | 0,47 | 0,56 | 4,2 | 966 | 383,05 | 67,5 | 369,3 | 0,73 |
| 632 | 0,77 | 0,92 | 3,8 | 836 | 385,31 | 105,4 | 275,3 | 0,64 |
| 639 | 1 | 1,2 | 3,5 | 1035 | 293,58 | 57,5 | 236,08 | 0,26 |
| 644 | 0,23 | 0,27 | 3,5 | 827 | 368,55 | 24 | 344,55 | 0,43 |
| 646 | 0,23 | 0,27 | 3,4 | 823 | 381,48 | 251 | 130,48 | 0,46 |
| 647 | 0,53 | 0,63 | 3,8 | 978 | 363,76 | 16,6 | 347,16 | 0,23 |
| 648 | 0,27 | 0,32 | 4 | 861 | 346,89 | 100,6 | 246,29 | 0,46 |
| 649 | 0,57 | 0,68 | 4,14 | 997 | 3,077 | 78,9 | –75,82 | 0,66 |
| 650 | 0,26 | 0,31 | 3,6 | 857 | 277,14 | 302,8 | –24,86 | 0,70 |
| 668 | 0,69 | 0,82 | 3,8 | 1016 | 250,08 | 95,5 | 154,58 | 0,52 |
| 676 | 0,32 | 0,38 | 4 | 902 | 228,51 | 133 | 95,51 | 0,39 |
| 677 | 10,4 | 12,48 | 4,2 | 846 | 308,37 | 826 | –517,63 | 0,56 |
| 678 | 0,32 | 0,38 | 4,5 | 899 | 438,81 | 48 | 390,5 | 0,31 |
| 887 | 0,80 | 0,96 | 4,2 | 1023 | 363,7 | 33,2 | 330,5 | 0,28 |
| 889 | 0,36 | 0,43 | 4,6 | 912 | 420,26 | 118 | 302,26 | 0,49 |
| 891 | 0,86 | 1,03 | 3,4 | 1013 | 307,92 | 93,6 | 214,32 | 0,82 |
| 892 | 0,42 | 0,50 | 3,7 | 1838 | 152,51 | 82,8 | 69,71 | 0,48 |
Выводы и рекомендации: анализируем коэффициент подачи насоса. В скважинах №№ 604, 613, 631, 632,649,650 коэффициент подачи от 0,6 до 0,8, допускаем, что эти скважины работают в оптимальном режиме. В скважинах № 102, 629, 630,630,891 коэффициент подачи больше 0,8, значит, в этих скважинах происходит частичное фонтанирование через насос. Рекомендую в этих скважинах увеличить отбор жидкости путем увеличения числа качаний головки балансира или длины хода полированного штока. В скважинах с коэффициентом подачи меньше 0,6: №594, 595, 603, 607, 612, 614, 623, 625, 639,644,646,647,648,668,676,677,678,887,889,892 рекомендую провести исследования методом динамометрии для выяснения причин низкого коэффициента подачи насоса. Причиной низкого коэффициента подачи насоса могут быть утечки в насосе, утечки в НКТ( на динамометрии не отразится). Утечки в НКТ могут быть по резьбовым соединениям или по телу трубы из–за коррозии, чтобы исключить утечки в НКТ необходимо при спуско– подъемных операциях следить за свинчиванием – развинчиванием НКТ и делать опрессовки НКТ. Разность между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень в скважинах № 594, 595,603, 604,607,612, 613,614,623,625, 629, 630, 631,632,639,644,646,647,648,677,678,887,889,891 составляет большие положительные значения. Рекомендую в этих скважинах приспустить насос до оптимальной глубины, а остальные скважины работают в оптимальном режиме. Разность между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень в скважине 677 большое отрицательное значение, рекомендую при ближайшем ТРС насос приподнять на оптимальную величину. А в скважинах № 649, 650 эти отрицательные значения небольшие, допускаю, что скважины работают в оптимальном режиме.
3.4 Подбор оборудования
Скважина № 639
Определяем планируемый отбор жидкости
Q=K*(Pпл–Pзаб)n, (т/сут) (1)
где n- коэффициент фильтрации (при n=1).
Q=0,58*(9,07–1,55)1=4,36т/сут.
Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень
L=Hф–((Pзаб–Pзат)*106)/(ρж*g), (м) (2)
где Нф – фактическая глубина, м;
Рпр.заб – приведенное давление, МПа;
Рзат – оптимальное давление на приёме насоса, МПа.
L=1402,5–((1,55–0,51)*106)/(1035*9,81)=1300 м
Определяем теоретическую производительность установки (при n=0,6–0,8)
Qт=Q*103/ρж* η (3)
где Qф
– фактический дебит,т;
η – коэффициент подачи насоса;
ρж – плотность жидкости ,кг/м3;
Q=4,36*103/1035*0,8= 3,38т/сут,
По диаграмме Адонина А. М. по глубине спуска насоса и объемной производительности насоса выбираем тип станка–качалки и типоразмер насоса.
СК5–4–2,1–1600
dнас=29 мм
5 – номер модели СК.
4– доступная нагрузка на головку балансира (т).
2,1 – максимальная длина хода полированного штока (м).
1600– максимальный крутящий момент на валу электродвигателя, мин-1
Выбираем диаметры
НКТ = 60 мм, толщина стенки = 5 мм
Подобрана двухступенчатая колонна штанг по глубине спуска насоса и диаметру плунжера –19 мм; глубина подвески насоса–1300 м.
Определяем число качаний балансира
n=Qф * 103 / 1440 * F * S * ή * ρж (4)
где Qф – фактический дебит,т;
F – площадь поперечного сечения плунжера,м2;
S – длина хода плунжера,м;
ή – коэффициент подачи;
ρж – плотность жидкости, кг/м3;
F = п d2/ 4 (м2) (5)
d – диаметр насоса,м.
F = 3,14 *0,0292 / 4 = 0,0006 ,м2
n = 3,38* 103 / 1440 * 0.0006 * 4 * 0,8 * 1035=4кач./мин.
Определяем мощность электродвигателя.
N= 0,000401* π * D2пл * S * n * ρcм * L*(1– ηн ηсв / ηн ηсв + an )* K (кВт), (6)
где Dпл – диаметр плунжера,м;
S – длина хода полированного штока,м;
n – число двойных качаний в минуту;
ρ – плотность откачиваемой жидкости, кг/м3;
Н – высота подъема жидкости,м;
η – коэффициент подачи;
К – коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка – качалки
N=0,000401*3,14*0,0292*2,1*4*1035*1300*(1–0,9*0,82/0,9*0,82+0,8)*1,2= 16 кВт. (7)
В результате произведенных расчетов по выбору комплекта оборудования для скважины № 639 было выбрано следующее оборудование:
Станок – качалка: 5СК–4–2,1–1600
Насос: НН диаметром 29 мм
Электродвигатель серии: АИР80А2
Диаметр НКТ: 60 мм
По глубине спуска насоса и по объемной производительности подобрана двухступенчатая колонна штанг, первую спень составляют штанги диаметром 19 мм (34% от всей длинны колонны штанг) 442 м. Вторую ступень составляют штанги диаметром 16 мм ( 66% от всей длинны колонны штанг) 858 м.
Глубина подвески насоса–1300 м.
Число качаний головки балансира: 4 качаний в минуту.
Список использованных источников