3.2 Аналіз технологічних режимів.
1. Визначення відносної густини газу по повітрю.
густина
газу гр/
-
густина води, гр./
2. Визначення газо вмісту.
∆ - відносна густина газу по повітрю;
G – газовий фактор, м/т;
-
густина нафти, гр./
;
свердловина N 192
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
3. Визначення густини пластової рідини, при n ≤ 80 %.
-густина
води, гр. ;
-густина
нафти, гр.
-густина
газа, гр. ;
-коєфіцієнт
обводненості;
G-газовий фактор; в-1.1 – об’ємний коефіцієнт;
свердловина N 192
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
4.Визначення приведеного тиску
-пластовий
тиск, мПА;
-критичний
тиск, мПА;
свердловина N 192
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
5.Визначення оптимальної глибини занурення насоса під динамічний рівень.
-приведений
тиск мПА;
-
тиск в затрубному просторі, мПА;
-густина
пластової рідини або суміші, кг/
;
g-прискорення вільного падіння;
свердловина N 192
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
6. Визначення фактичної глибини занурення насоса під динамічний рівень.
глибина
спуска насоса, м;
-динамічний
рівень рідини, м;
свердловина N 192
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
7. Визначення різниці між оптимальною і фактичною глибиною занурення насосу.
-оптимальна
глибина занурення насоса під динамічний
рівень, м;
-
фактична глибина занурення насоса
під динамічний
рівень, м;
свердловина N 192
м
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
Nсвр |
G |
∆ |
G0 |
Рпр |
hопт |
Hф, м |
∆h |
|
|
192 |
0.142 |
0.89 |
0.104 |
8.64 |
543 |
1432 |
-889 |
0.3 |
909.7 |
193 |
0.2 |
0.89 |
0.174 |
8.44 |
436 |
1744 |
-1308 |
0.19 |
1132.7 |
194 |
0.2 |
0.89 |
0.174 |
8.4 |
464 |
1652 |
-1188 |
0.29 |
1145.2 |
200 |
0.4 |
0.89 |
0.349 |
7.3 |
453 |
1487 |
-1034 |
0.41 |
1058.8 |
Висновок: В результаті проведених розрахунків я прийшов до
висновку, що насоси в свердловинах N 192, 193, 194,
200 занурені на більшу глибину ніж потрібно, тому
я рекомендую підняти насоси на 889, 1308, 1188, та
1034 м відповідно.
Коефіцієнт подачі насоса на всіх свердловинах
не перевищує 0.42 це означає що насоси працюють
не раціонально, отже я рекомендую зробити заміну
штангових насосів.
3.3 Вибір обладнання свердловини.
1. Визначення дебіту свердловини.
К-коефіцієнт продуктивності свердловини, т/добу атм;
Рпл-пластовий тиск свердловини, атм;
Рвиб-тиск на забої свердловини, атм;
свердловина N 192
свердловина N 193
свердловина N 194
свердловина N 200
2. Визначення глибини спуску насосу.
LH
= HФ -
НФ-фактична глибина свердловини, м;
РВ-тиск на вибої свердловини, мПа;
Рпр.опт-гранично оптимальний тиск, мПа;
g-прискорення вільного падіння;
свердловина N 192
Рпр.опт=0.3Рпл=
LH
свердловина N 193
мПа
LH
cвердловина N 194
мПа
LH
cвердловина N 200
Рпр.оп
мПа
LН