- •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
Определяем разницу между Qmax д и Qф:
ΔQ = Qmax д – Qф:
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 4.
Таблица 4
№ скважины |
Qmax д м3/сут |
Qф м3/сут |
ΔQ м3/сут. |
116 |
5,011 |
4,1 |
0,91 |
190 |
27,81 |
12,7 |
15,11 |
601 |
36,64 |
16,1 |
20,54 |
122 |
4,345 |
3,6 |
0,745 |
71 |
30,55 |
10,5 |
20,05 |
75 |
25,7 |
9,8 |
15,9 |
118 |
22,88 |
16,8 |
6,083 |
125 |
36,46 |
13,8 |
22,66 |
19 |
39,95 |
17,6 |
22,35 |
33 |
11,93 |
6,5 |
5,43 |
45 |
3,619 |
1 |
2,619 |
408 |
16,72 |
7,9 |
8,817 |
614
|
12,26 |
5,4 |
6,86 |
112 |
19,23 |
7,3 |
11,9 |
117 |
10,87 |
8,1 |
2,77 |
Сводная таблица добывных возможностей скважин. Данные и результаты расчетов приведены в таблице 5. Таблице 5
№ п/п |
№ скв. |
nв (%) |
К (м3/сут*МПа) |
Рmax.доп МПа |
Qф. м3/сут |
Qmax доп. м3/сут |
Q. м3/сут |
1 |
116 |
5 |
0,599 |
2,28 |
4,1 |
5,011 |
0,91 |
2 |
190 |
69 |
3,649 |
5,7 |
2,7 |
27,81 |
15,11 |
3 |
601 |
14,6 |
3,44 |
2,28 |
16,1 |
36,64 |
20,54 |
4 |
122 |
5 |
0,517 |
2,28 |
3,6 |
4,345 |
0,745 |
5 |
71 |
19 |
3,261 |
2,28 |
10,5 |
30,55 |
20,05 |
6 |
75 |
22 |
3,192 |
2,28 |
9,8 |
25,7 |
15,9 |
7 |
118 |
60 |
2,897 |
5,7 |
16,8 |
22,88 |
6,083 |
8 |
125 |
88 |
4,495 |
5,7 |
13,8 |
36,46 |
22,66 |
9 |
19 |
42,7 |
5 |
2,28 |
17,6 |
39,95 |
22,35 |
10 |
33 |
67,5 |
2,675 |
5,7 |
6,5 |
11,93 |
5,43 |
11 |
45 |
90,7 |
0,529 |
5,7 |
1 |
3,619 |
2,619 |
12 |
408 |
30,7 |
2,182 |
2,28 |
7,9 |
16,72 |
8,817 |
13 |
614 |
5 |
1,782 |
2,28 |
5,4 |
12,26 |
6,86 |
14 |
112 |
14 |
2,303 |
2,28 |
7,3 |
19,23 |
11,9 |
15 |
117 |
54 |
1,731 |
5,7 |
8,1 |
10,87 |
2,77 |
Почти все скважины работают в оптимальном режиме, незначительные отклонения в работе наблюдаются в скважинах № 116, 122, 45 из – за низкого коэффициента продуктивности (К), возможно это связано с уменьшением фактического дебита скважины вызванного вследствие уменьшения проходного сечения насосно - компрессорных труб (НКТ) в результате отложения АСПО или с загрязнением призабойной зоны вследствие большого содержания механических примесей в пластовой жидкости.
В зависимости от причины низкой прдуктивности скважин рекомендую провести мероприятия по повышению дебита скважин (провыка скважины, очистка ПЗП, солянокислотная обработка, перфорация, гидроразрыв пласта и т.д.).
Анализ технологических режимов