Пласт: Фм(Дз)
По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины № 711*:
hст=1171м
D711* = 26,4 мм
По диаграмме зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений от Reи относительной гладкости труб определяем:
Определим потери напора на трение:
Определим необходимый напор насоса:
Теоретический дебит:
Qтеор=0,4/0,016=25 м3/сут
Для данной скважины выбираем насос ЭЦНМ5-10-1300.
По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины № 719*:
hст=912м
D719* = 26,4 мм
По диаграмме зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений от Reи относительной гладкости труб определяем:
Определим потери напора на трение:
Определим необходимый напор насоса:
Теоретический дебит:
Qтеор=1,3/0,043=30,2 м3/сут
Для данной скважины выбираем насос ЭЦНМ5-40-850.!!!!!
По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины № 772*:
hст=222м
D772* = 26,4 мм
По диаграмме зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений от Reи относительной гладкости труб определяем:
Определим потери напора на трение:
Определим необходимый напор насоса:
Теоретический дебит:
Qтеор=0,1/0,005=20 м3/сут
Для данной скважины выбираем насос ЭЦНМ5-10-1300.
2.6.6Выбор двигателя
Определяем мощность двигателя:
[кВт],
где
- дебит скважины, м3/сут
ρж - плотность жидкости в пластовых условиях, кг/м3
- напор ЭЦН, м
- КПД насоса
кВт
Выбираем для данной скважины двигатель ПЭД-20-103
кВт
Выбираем для данной скважины двигатель ПЭД-10-103
кВт
Выбираем для данной скважины двигатель ПЭД-10-103
кВт
Выбираем для данной скважины двигатель ПЭД-10-103
кВт
Выбираем для данной скважины двигатель ПЭД-10-103
2.7 Выводы и рекомендации
В данном курсовом проекте рассмотрена работа 10 скважин по Юрчукскому месторождению. Фаменский пласт. На данный момент времени месторождение находится на 4 стадии разработки. Скважины оборудованы в основном УЭЦН, производительность которых находится в переделах от 18 до 80(м3/сут.).
В выбранных скважинах были рассчитаны следующие параметры : -коэффициент продуктивности,
-оптимальный и фактический дебит скважин,
-разницу между фактическим и оптимальным дебитом скважины, газовый фактор на приеме насоса,
-оптимальную глубину погружения насоса,
-фактическую глубину погружения насоса под динамический уровень, разницу между оптимальной и фактической глубиной погружения наноса, коэффициент продуктивности насоса.
По всем данным можно сделать следующие выводы: – в 5 скважинах работающих в периодическом режиме это – 711*, 718*, 719*, 722*, 735* фактический дебит выше оптимального , это говорит о том, что нарушен порядок работы скважин, т.е. объем отборов увеличен, что в дальнейшем грозит обводнением данных скважин, необходимо заменить штуцер, чтобы фактический дебит снизился и был не выше оптимального. Во всех остальных скважинах нарушений нет.
В 40% всех рассмотренных скважин коэффициент подачи насоса больше единицы – это говорит о том, что жидкость переливает через насос, т.е. насос не успевает откачивать жидкость,возможно это сделано специально, т. к. вязкость нефти достаточно высокая поэтому данный пласт может быстро обводниться.
При анализе спуска насоса под уровень жидкости выявилось, что особых нарушений нет, за исключением скважин№720, 726, 728, 777, 854 где оборудование недоспущено. Возможно, это сделано из-за выделения песка, поэтому насосы приподняты, а может быть,засчет высокого коэффициента подачи. Для того чтобы скважины функционировали нормально, можно заменить данные насосы на более производительные. Выполнив перерасчет оборудования в скважинах № 711*, 718*, 719*, 722*, 735*, пришел к следующим выводам: на скважине № 711* стоявший насос УЭЦН-25 надо поменять на УШГН 5СК6-1.5-1600,на скважине 718* УЭЦН-20 на ЭЦНМ5-10-1100, на 719* УЭЦН-30 на УШГН 5СК6-1.5-1600, на 722* УЭЦН-18 на ЭЦНМ5-10-1300,на 735*УЭЦН-25 на ЭЦНМ5-40-850.