Анализ те хнологических режимов работы скважин
Скв. №803 
Скв. №805 
Скв. №808 
Скв. №809 
Скв. №822 
Скв. №823 
Скв. №842 
Скв. №843 
Скв. №850 
Скв. №852 
Скв. №853 
Скв. №860 
Скв. №861 
Скв. №871 
Скв. №873 
Определение газового фактора на приеме насоса:
G=
(
)
Скв. №803 G=
Скв. №805 G=
Скв. №808 G=
Скв.
№809 G=
Скв. №822 G=
0,27
Скв. №823 G=
Скв. №842 G=
Скв. №843 G=
Скв. №850 G=
Скв. №852 G=
Скв. №853 G=
Скв. №860 G=
Скв. №861 G=
Скв. №871 G=
Скв. №873 G=
Определение коэффициента газосодержания
– относительная плотность газа по воздуху
(
)
Скв. №803 
Скв. №805 
Скв. №808 
Скв. №809 
Скв. №822
Скв. №823 
Скв. №842 
Скв. №843 
Скв. №850 
Скв. №852 
Скв.
№853 
Скв. №860 
Скв. №861 
Скв. №871
Скв. №873 
Определение приведенного давления
(Мпа)
– текущее
=2,56Мпа
Скв. №803 
Скв. №805 
Скв. №808 
Скв. №809 
Скв. №822 
Скв. №823 
Скв. №842 
Скв. №843 
Скв. №850 
Скв. №852 
Скв. №853 
Скв. №860 
Скв. №861 
Скв. №871 
Скв. №873 
Определение плотности газожидкостной смеси
(
)
(
)
Скв. №803 
Скв.
№805 
Скв. №808 
Скв. №809 
Скв. №822 
Скв. №823 
Скв. №842 
Скв. №843 
Скв. №850 
Скв. №852 
Скв. №853 
Скв.№860 
Скв. №861 
Скв. №871
Скв. №873 
Определение оптимального погружения насоса под динамический уровень
(м)
Скв. №803 
Скв. №805 
Скв. №808 
Скв. №809 
Скв. №822 
Скв. №823 
Скв. №842 
Скв. №843 
Скв. №850 
Скв. №852 
Скв. №853 
Скв. №
860 
Скв. №861 
Скв. №871 
Скв. №873 
Определение фактического погружения насоса под динамический уровень:
(м)
Скв.
№803 
Скв.
№805 
Скв.
№808 
Скв.
№809 
Скв.
№822 
Скв.
№823 
Скв.
№842 
Скв.
№843 
Скв.
№850 
Скв.
№852 
Скв.
№853 
Скв.
№860 
Скв.
№861 
Скв.
№871 
Скв.
№873 
Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень:
(м)
Скв.
№803 
Скв.
№805 
Скв.
№808 
Скв.
№809 
Скв.
№
822 
Скв.
№823 
Скв.
№842 
Скв.
№843 
Скв.
№850 
Скв.
№852 
Скв.
№853 
Скв.
№860 
Скв.
№861 
Скв.
№871 
Скв.
№873 
Таблица 2 – Сводная таблица анализа технологических режимов
№ скв. |
G,
|
|
МПа |
|
м |
м |
м |
|
803 |
0,31 |
0,34 |
3,82 |
876,6 |
254,66 |
108 |
146,66 |
0,43 |
805 |
0,4 |
0,44 |
3,35 |
888,78 |
250,03 |
39 |
211,03 |
0,54 |
808 |
0,27 |
0,3 |
3,81 |
861,23 |
447,4 |
290 |
157,4 |
0,69 |
809 |
0,65 |
0,72 |
3,5 |
908,66 |
327,57 |
36 |
291,57 |
0,7 |
822 |
0,27 |
0,3 |
4 |
861,42 |
373,94 |
265 |
108,94 |
0,66 |
823 |
0,77 |
0,85 |
4,32 |
932,83 |
420,71 |
21 |
399,71 |
0,38 |
842 |
0,23 |
0,25 |
3,43 |
834,06 |
285,98 |
309 |
-23,02 |
0,67 |
843 |
0,24 |
0,26 |
3,67 |
836,58 |
309,49 |
392,6 |
-83,11 |
0,74 |
850 |
0,31 |
0,34 |
4,24 |
876,6 |
393,04 |
34 |
359,04 |
0,62 |
852 |
0,34 |
0,37 |
4,57 |
888,84 |
309,65 |
98 |
211,65 |
0,64 |
853 |
0,63 |
0,7 |
3,5 |
908,62 |
167,16 |
102 |
65,16 |
0,77 |
860 |
2,08 |
2,32 |
3,91 |
1077,3 |
369,02 |
257 |
112,02 |
0,47 |
861 |
1,48 |
1,65 |
3,95 |
1077,34 |
252,63 |
61,8 |
190,83 |
0,5 |
871 |
0,24 |
0,26 |
3,48 |
838,42 |
293,01 |
62 |
231,01 |
0,68 |
873 |
1,38 |
1,54 |
4,64 |
1075,5 |
399,97 |
80,6 |
319,37 |
0,58 |
Вывод: из проанализированных 15 скважин работают в оптимальном режиме, то есть с коэффициентом подачи от 0,6 до 0,8 скважины №808,809,822,842,843,850,852,853,871.
На скважины №803,805,823,860,861,873 коэффициент подачи от 0,3 до 0,6 для оптимальной работы рекомендую провести исследование (динамометрирование).
Низкий коэффициент подачи связан с утечками, которые могут быть в результате увеличения зазора между цилиндром и плунжером, необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса.
Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек является плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьбы, дефекты в резьбовых соединениях, трещины в стенках труб.
Поэтому при спуске НКТ в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности.