
- •2.3 Анализ добывных возможностей скважин
- •2.3.1 Определение коэффициента продуктивности
- •2.3.2 Определение оптимального допустимого забойного давления
- •2.3.3 Определение максимально допустимого дебита скважин
- •2.3.4 Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитами
- •Анализ технологических режимов работы оборудования
- •2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса
- •2.4.2 Определение приведенного пластового давления
- •2.4.3 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень
- •Пласт: Тл-Бб
- •Пласт: Фм(Дз)
- •2.4.4 Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень
- •2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень
- •2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса
- •2.5 Сводная таблица расчетных данных
- •Пласт: Фм(Дз)
- •2.6.6Выбор двигателя
- •2.7 Выводы и рекомендации
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×nв+ρн(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