2.4 Анализ технологических режимов скважины.

2.4.1 Определение газового фактора на приёме насоса

(м³/м³), где

G – газовый фактор (м³/м³),

n_в – содержание воды в продукции (в долях единиц),

ρ_н – плотность нефти в пластовых условиях (кг/м³).

G²¹⁰⁴=176/(1-0,76)827=0,88 м³/м³,

G²⁵⁷¹=176/(1-0,44) 864=0,36 м³/м³,

G⁵⁹²=176/(1-0,2) 864=0,25 м³/м³,

G⁶⁷⁴=176/(1-0,73) 827 =0,78 м³/м³,

G⁹⁴¹=176/(1-0,76) 827=0,81 м³/м³,

G⁹⁶⁴=176/(1-0,66) 827=0,62 м³/м³,

G⁹⁷²=176/(1-0,47) 876=0,37 м³/м³,

G⁹⁷⁴=176/(1-0,01) 868 =0,204 м³/м³,

G⁶⁴⁰=176/(1-0,16) 875=0,23 м³/м³,

G⁶⁶⁶=176/(1-0,01) 867 =0,205 м³/м³,

G²⁰⁴⁹=176/(1-0,03) 870 =0,208 м³/м³,

2.4.2 Определяем приведённое пластовое давление на приёме насоса

Для определения привёдённого давления на насосе строим кривую однократного разгазирования нефти.

G – м³/т Рисунок 2.4.1 Кривая разгазирования

-2.5

-2.4

-2.3

-2.2

-2.1

-2.0

-1.9

-1.8

-1.7

-1.6

-1.5

-1.4

-1.3

-1.2

-1.1

-1.0

-0.9

-0.8

-0.7

-0.6

-0.5

-0.4

-0.3

-0.2

-0.1

0 Р-МПа

Р_пр²¹⁰⁴=0,8 МПа,

Р_пр²⁵⁷¹=4,8 МПа,

Р_пр⁵⁹²=6,7 МПа,

Р_пр⁶⁷⁴=1 МПа,

Р_пр⁹⁴¹=0,9 МПа,

Р_пр⁹⁶⁴=2,2 МПа,

Р_пр⁹⁷²=4,7 МПа,

Р_пр⁹⁷⁴=7,8 МПа,

Р_пр⁶⁴⁰=7,3 МПа,

Р_пр⁶⁶⁶=7,8 МПа,

Р_пр²⁰⁴⁹=7,7 МПа,

2.4.3 Находим оптимальную глубину погружения насоса под уровень жидкости

(м), где

Р_пр – приведённое давление (МПа),

Р_затр – затрубное давление (МПа),

р_ж – плотность жидкости (кг/м³),

g - ускорение свободного падения (м²/с).

р_ж=р_н(1-n_в)+р_вn_в, кг/м³

р_ж²¹⁰⁴=872(1-0,76)+1020*0,76=1024 кг/м³,

р_ж²⁵⁷¹=864(1-0,44)+ 1174*0,44=999,5 кг/м³,

р_ж⁵⁹²=864(1-0,02)+ 1170*0,02=869,4 кг/м³,

р_ж⁶⁷⁴=827(1-0,73)+ 1048*0,73=988,04 кг/м³,

р_ж⁹⁴¹=827(1-0,74)+ 1024*0,74=972,7 кг/м³,

р_ж⁹⁶⁴=827(1-0,66)+ 1080*0,66=993,8 кг/м³,

р_ж⁹⁷²=876(1-0,47)+ 1026*0,47=946,2 кг/м³,

р_ж⁹⁷⁴=868(1-0,01)+ 1170*0,01=861,7 кг/м³,

р_ж⁶⁴⁰=875(1-0,16)+ 1170*0,16=922,2 кг/м³,

р_ж⁶⁶⁶=867(1-0,01)+ 1170*0,01=860,7 кг/м³,

р_ж²⁰⁴⁹=870(1-0,03)+ 1170*0,03=878,1 кг/м³,

Н_опт²¹⁰⁴= (0,8-0,28)10⁶/1024*9,81=51,7 м,

Н_опт²⁵⁷¹= (4,8-0)10⁶/999,5*9,81=487,3 м,

Н_опт⁵⁹²=(6,7-0,32)10⁶/869,4*9,81=750 м,

Н_опт⁶⁷⁴=(1-0,32)10⁶/988,4*9,81=70,1 м,

Н_опт⁹⁴¹=(0,9-0,46)10⁶/972,7*9,81=47,1 м,

Н_опт⁹⁶⁴=(2,2-0,6)10⁶/993,8*9,81=143,6 м,

Н_опт⁹⁷²=(4,7-0,48)10⁶/964,2*9,81=444,1 м,

Н_опт⁹⁷⁴=(7,8-0,27)10⁶/861,7*9,81=887 м,

Н_опт⁶⁴⁰=(7,3-0,21)10⁶/922,2*9,81=773,9 м,

Н_опт⁶⁶⁶=(7,8-0,19)10⁶/860,7*9,81=900 м,

Н_опт²⁰⁴⁹=(7,7-0,09)10⁶/878,1*9,81=881,6 м,

2.4.4 Определяем фактическую глубину погружения насоса под динамический уровень

Н_ф=L-h_д (м), где

L – глубина спуска насоса (м),

h_д – динамический уровень (м).

Н_ф²¹⁰⁴=1272-851=421 м,

Н_ф²⁵⁷¹=1206-770=436 м,

Н_ф⁵⁹²=1287,5-1040=247,5 м,

Н_ф⁶⁷⁴=1234-1004=230 м,

Н_ф⁹⁴¹=1133,5-903=230,5 м,

Н_ф⁹⁶⁴=1144-863=281 м,

Н_ф⁹⁷²=1067,6-857=210,6 м,

Н_ф⁹⁷⁴=1142-696=446 м,

Н_ф⁶⁴⁰=1382-903=479 м,

Н_ф⁶⁶⁶=1250-805=445 м,

Н_ф²⁰⁴⁹=1465-1054=411 м,

2.4.5 Определяем разницу между оптимальным и фактическими погружениями насоса под динамический уровень

ΔН=Н_опт-Н_ф(м)

ΔН²¹⁰⁴=51,7-421=-369,3 м,

ΔН²⁵⁷¹=487,3-436= 51,3 м,

ΔН⁵⁹²=750-247,5=502,5 м,

ΔН⁶⁷⁴=70,1-230=-159,9 м,

ΔН⁹⁴¹=47,1-230,5=-183,4 м,

ΔН⁹⁶⁴=143-281=-138 м,

ΔН⁹⁷²=444,1-210,6=233,5 м,

ΔН⁹⁷⁴=887-446=441 м,

ΔН⁶⁴⁰=773-479=294 м,

ΔН⁶⁶⁶=900-645=355 м,

ΔН²⁰⁴⁹=881-411=470 м,

2.4.6 Определяем коэффициент подачи насоса

, где

Q_ф - фактический дебит скважины по жидкости (м³/сут),

Q_п – паспортная подача данного насоса (м³/сут).

²¹⁰⁴=6,1/8,76=0,6

²⁵⁷¹=3,2/10,9=0,29

⁵⁹²=1,3/6,3=0,2

⁶⁷⁴=6/11,58=0,51

⁹⁴¹=9,2/26,21=0,35

⁹⁶⁴=5,3/2,2=0,24

⁹⁷²=6,9/14,11=0,48

⁹⁷⁴=1,1/4,9=0,22

⁶⁴⁰=4/6,04=0,66

⁶⁶⁶=2,5/6,46=0,38

²⁰⁴⁹=1,4/5,91=0,23

2.4.7. Сводная таблица расчетных данных

№ скв.	K м3/сут Мпа	Q опт м3/сут	Q ф м3/сут	∆Q м3/сут	Н опт м	Н ф м	∆Н м	η	n %	G м3/м3
2104	1,05	3,25	6,1	-2,85	51,7	421	-369	0,6	76,4	0,88
2571	0,53	4,95	3,2	1,75	487	436	51	0,29	44,1	0,36
592	0,21	1,45	1,3	0,15	750	247,5	502	0,2	2	0,25
674	6	2,56	6	-3,44	70,1	230	-159,9	0,51	73,1	0,78
941	1,56	5,2	9,2	-4	47,1	230,5	-183	0,35	74	0,81
964	1,15	2,83	5,3	-2,47	143,6	281	-138	0,24	66,7	0,62
972	1,22	10,58	6,9	3,69	444,1	210,6	233	0,48	47,6	0,37
974	0,22	1,59	1,1	0,49	887	246	441	0,22	1,2	0,204
640	0,58	5,47	4	1,47	773	479	294	0,66	16,5	0,23
666	0,4	3,52	2,5	1,02	900	445	355	0,38	1,6	0,205
2049	0,22	1,202	1,4	-0,19	881,3	411	470	0,23	3,7	0,208

Вывод:

В работе было рассмотрено 11 скважин на Кокуйском газоконденсатнонефтяном месторождении, оборудованных УШГН.

В процессе работы я рассчитал такие параметры, как: коэффициент продуктивности скважины, допустимое забойное давление, оптимальный допустимый дебит скважины, разницу между фактическим и оптимальным дебитом скважины.

Определил: Газовый фактор на приёме насоса, оптимальную глубину погружения насоса, фактическую глубину погружения насоса под динамический уровень, разницу между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса, коэффициент погружения насоса.

По найденным данным я сделал вывод, что в целом работа скважины производится с частичным нарушением: в 36% всех скважинах оборудование находится ниже оптимальной глубины погружения насоса, в остальных 64% оно не доспущено. Причиной этого является снижение пластового давления и снижение уровня жидкости в скважине или нарушение в работе системы нагнетания. В 7 скважинах коэффициент подачи насоса 0,1-0,4- это говорит о том, что имеются утечки в резьбовых соединения насосно-компрессорных труб. И лишь в 4 скважинах коэффициент подачи находится в допустимых условиях.