- •Содержание
- •Введение
- •Нефтегазоносность
- •Физико-химические свойства нефти и газа
- •2.2 Анализ добывных возможностей и технологических режимов скважин, оборудованных усшн на Таныпском месторождении
- •Определяем максимально допустимое забойное давление:
- •Определяем максимальный дебит скважины Qmax доп:
- •Определяем разницу между Qmax д и Qф:
- •Определяем газовый фактор:
- •Определяем коэффициент газосодержания:
- •Определяем плотность газожидкостной смеси из условия:
- •4. Определяем приведенное давление:
- •5. Определяем оптимальную глубину погружения насоса
- •6. Определяем фактическую глубину спуска насоса под динамический уровень:
- •7. Определяем разность между оптимальной и фактической
- •8. Определяем коэффициент подачи насоса.
- •2.5 Анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных усшн, на Таныпском месторождении
- •3.2 Охрана труда и техника безопасности
- •Заключение
- •Список использованных источников
2.2 Анализ добывных возможностей и технологических режимов скважин, оборудованных усшн на Таныпском месторождении
Данные для расчетов взяты в приложении А и Б.
Анализ добывных возможностей скважин
Определяем коэффициент продуктивности скважины:
, где K
= коэффициент продуктивности;
Q = дебит скважины (м3/сут);
Pпл и Pзаб = пластовое и забойное давление, МПа.
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.
№ скважины
|
Qф, м3/сут. |
Рпл, МПа |
Рзаб, МПа |
К, т/сут.МПа |
116 |
4,1 |
10,64 |
3,8 |
0,599 |
190 |
12,7 |
1,32 |
9,84 |
3,649 |
601 |
16,1 |
12,93 |
8,25 |
3,44 |
122 |
3,6 |
10,68 |
3,72 |
0,517 |
71 |
10,5 |
11,65 |
8,43 |
3,261 |
75 |
9,8 |
10,33 |
7,26 |
3,192 |
118 |
16,8 |
13,6 |
7,8 |
2,897 |
125 |
13,8 |
13,81 |
10,74 |
4,495 |
19 |
17,6 |
10,27 |
6,75 |
5 |
33 |
6,5 |
10,16 |
7,73 |
2,675 |
45 |
1 |
12,54 |
10,65 |
0,529 |
408 |
7,9 |
9,94 |
6,32 |
2,182 |
614 |
5,4 |
9,16 |
6,13 |
1,782 |
112 |
7,3 |
10,63 |
7,46 |
2,303 |
117 |
8,1 |
11,98 |
7,3 |
1,731 |
Таблица 1
Определяем максимально допустимое забойное давление:
Рmax д = 0,75 * Рнас. (при nв ≥ 50%)
Рmax д = 0,3 * Рнас. (при nв 50%), где
Рнас. – давление насыщения = 10,5 МПа :
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 2.
Таблица 2
№ скважины |
Рнас, МПа |
nв, % |
Рmax доп, МПа |
116 |
7,6 |
5 |
2,28 |
190 |
7,6 |
69 |
5,7 |
601 |
7,6 |
14,6 |
2,28 |
122 |
7,6 |
5 |
2,28 |
71 |
7,6 |
19 |
2,28 |
75 |
7,6 |
22 |
2,28 |
118 |
7,6 |
60 |
5,7 |
125 |
7,6 |
88 |
5,7 |
19 |
7,6 |
42,7 |
2,28 |
33 |
7,6 |
67,5 |
5,7 |
45 |
7,6 |
90,7 |
5,7 |
408 |
7,6 |
30,7 |
2,28 |
614 |
7,6 |
5 |
2,28 |
112 |
7,6 |
14 |
2,28 |
117 |
7,6 |
54 |
5,7 |
Определяем максимальный дебит скважины Qmax доп:
Qmax д = К (Рпл – Pmax доп), где
К – коэффициент продуктивности пласта м3/сут.МПа;
Рпл и Pmax доп – пластовое и максимально допустимое давление, МПа:
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3
№ скважины |
К м3/сут*МПа |
Рпл, МПа |
Pmax доп, МПа |
Qmax доп, м3/сут |
116 |
0,599 |
10,64 |
2,28 |
5,011 |
190 |
3,649 |
1,32 |
5,7 |
27,81 |
601 |
3,44 |
12,93 |
2,28 |
36,64 |
122 |
0,517 |
10,68 |
2,28 |
4,345 |
71 |
3,261 |
11,65 |
2,28 |
30,55 |
75 |
3,192 |
10,33 |
2,28 |
25,7 |
118 |
2,897 |
13,6 |
5,7 |
22,88 |
125 |
4,495 |
13,81 |
5,7 |
36,46 |
19 |
5 |
10,27 |
2,28 |
39,95 |
33 |
2,675 |
10,16 |
5,7 |
11,93 |
45 |
0,529 |
12,54 |
5,7 |
3,619 |
408 |
2,182 |
9,94 |
2,28 |
16,72 |
614 |
1,782 |
9,16 |
2,28 |
12,26 |
112 |
2,303 |
10,63 |
2,28 |
19,23 |
117 |
1,731 |
11,98 |
5,7 |
10,87 |
