Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Raschety_2015.docx
Скачиваний:
0
Добавлен:
01.07.2025
Размер:
320.56 Кб
Скачать

2.4.2 Определение приведенного пластового давления

Приведенное давление определяем по кривой разгазирования приведенной на рисунке 2.4.1

2.4.3 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

Оптимальная глубина погружения насоса определяется по формуле:

Нопт= [м]

где: Рпр - приведенное давление, МПа

Рзат - давление в затрубном пространстве при работающей скважине, МПа

ρж - плотность жидкости, кг/м3

g - ускорение свободного падения, м/с2

Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины по формуле:

ρж = ρв×nвн(1–nв)[кг/м3]

где: ρн - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

nв - количествоводы в продукции в долях единиц

Пласт: Тл-Бб

Пласт: Фм(Дз)

Определение Hопт

Пласт: Тл-Бб

Пласт: Фм(Дз)

2.4.4 Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень

Фактическую глубину насоса определяют по формуле:

Нф = L – hд[м]

где L – глубина спуска насоса, либоглубина спуска НКТ, м

hд – динамический уровень, м

Пласт: Тл-Бб

!!!1652

Пласт: Фм(Дз)

2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

Отклонение глубины погружения насоса под динамический уровень определяется по формуле:

ΔН = Нопт - Нф[м]

где Нопт – оптимальное погружение насоса под уровень жидкости, м

Нф – фактическое погружение насоса под уровень жидкости, м

Пласт: Тл-Бб

ΔН205*=804,02 631=209,25м

ΔН208 =604,73 438=­166,73м

ΔН219=407,17 177=230,17м

ΔН230* =771,03 194=577,03м!!!!

Пласт: Фм(Дз)

ΔН711* =758,39 597=161,39м

ΔН719*=865,51 234=631,51м

ΔН720=750,42 801= 50,58м

ΔН722* =167,37 161=6,37м

ΔН726 =598,26 783=­ 184,74м

ΔН734*=740,11 98=642,11м

ΔН753*=649,53 584=65,53м

ΔН883* =746,37 129=617,37м

ΔН740=785,9 57=728,9м

ΔН772* =685,68 407=278,68м

ΔН778*=308,28 311= 2,72м

ΔН894**=692,35 910,8= 218,45м

ΔН735* =419,53 237=182,33м

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

Коэффициент глубинного насоса определяется по формуле:

=

где - коэффициент подачи, д.ед

Qф – фактический дебит скважины, м3/сут

Qт – теоретическая подача насоса, м3/сут

Пласт: Тл-Бб

205* =

208 =

219 =

230* =

734* =

753* =

883** =

Пласт: Фм(Дз)

711* = 740 =

719* = 772* =

720 = 778*=

722* = 894* =

726 = 735* =

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.5

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]