3. 1Аналіз добувних здібностей свердловин

1.Визначення максимального допустимого тиску в свердловині

при n ≤50%

при n ≥50%

-- максимально допустимий тиск

-- тиск насичення

Свердловина №172 n=69,8% =0,3∙15=4,5 МПа

Свердловина №248 n=96,4% =0,3∙15=4,5 МПа

Свердловина №271 n=3,6% =0,75∙15=11,25 МПа

Свердловина №301 n=7,7% =0,75∙15=11,25 Мпа

2.Визначення максимального допустимого дебіту свердловин

_{куб.м/добу}

--максимально допустимий дебіт свердловини /добу;

К—коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

--пластовий тиск,МПа;

-- максимально допустимий тиск,МПа;

Свердловина №172 =0,5(31,7-4,5)=27,7 /добу

Свердловина №248 =0,8(26-4,5)=17,2 /добу

Свердловина №271 =0,3(21,7-11,25)=3,135 /добу

Свердловина №301 =1(37,1-11,25)=25,85 /добу

3.Визначення різниці між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини

_,/добу

-- різниця між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини, /добу;

--максимально допустимий дебіт свердловини, /добу;

--фактичний дебіт свердловини, /добу;

Свердловина № 172 =27,7-32=-4,3 /добу

Свердловина № 248 =17,2-11,8=5,4 /добу

Свердловина № 271 =3,135-6=-2,865 /добу

Свердловина № 301 =25,85-16,31=9,54 /добу

Таблиця 1

№	№	К
п/п	свердловина	т/добу/МПа	МПа	/добу	/добу
1	172	0,5	4,5	27,7	-4,3
2	248	0,8	4,5	17,2	5,4
3	271	0,3	11,25	3,135	-2,865
4	301	1	11,25	25,85	9,54

Висновок : виходячи з розрахунків,які наведені вище, видно,що в свердловинах № 172, № 271 різниця між максимальним і фактичним від’ємна, тому потрібно провести заміну обладнання (ШСН),а в свердловинах № 248 і № 301 різниця між максимальним і фактичним мала, тому я рекомендую видобуток нафти залишити на попередньому рівні.

3.2 Аналіз технологічних режимів

1.Визначення відносної густини газу за повітрям

--густина газу, г/;

--густина повітря, г/;

2.Визначення газовмісту

_,

--відносна густина газу за повітрям;

--газовий фактор, /т;

--густина нафти, г/;

Свердловина № 172 =50∙0,6612∙0,895∙ =0,029

Свердловина № 248 =25∙0,6612∙0,895∙ =0,0145

Свердловина № 271 =55∙0,6612∙0,895∙ =0,0325

Свердловина № 301 =50∙0,6612∙0,895∙ =0,029

3.Визначення густини пластової рідини

--густина нафти , г/; --коефіцієнт обводненості;

--густина газу, г/; --газовий фактор, /т;

-- густина води , г/; --1,1—об’ємний коефіцієнт;

Свердловина № 172

Свердловина № 248

Свердловина № 271

Свердловина № 301

_{4.Визначення приведеного тиску}

--пластовий тиск,МПа; --критичний тиск,МПа; --приведений тиск;

Свердловина № 172

Свердловина № 248

Свердловина № 271

Свердловина № 301

_{5.Визначення оптимальної глибини занурення насоса під динамічний рівень}

--приведений тиск; --тиск в затрубному просторі,МПа;

--густина пластової рідини або суміші, _;

--прискорення вільного падіння;

Свердловина № 172

Свердловина № 248

Свердловина № 271

Свердловина № 301

_{6.Визначення фактичної глибини занурення насоса під динамічний рівень.}

--глибина спуску насоса,м;

--динамічний рівень рідини,м;

Свердловина № 172

Свердловина № 248

Свердловина № 271

Свердловина № 301

7.Визначення різниці між оптимальною і фактичною глибинами занурення насоса

--оптимальна глибина спуску насоса під динамічний рівень,м;

--фактична глибина занурення насоса під динамічний рівень,м;

Свердловина № 172

Свердловина № 248

Свердловина № 271

Свердловина № 301

_{Таблиця 2}

№свр	G
172	0,05	0,6612	0,029	7,04	548	1050	-502	1310,475
248	0,025	0,6612	0,0145	5,77	566	560	6	1040,03
271	0,055	0,6612	0,0325	4,82	599	269	330	821,3
301	0,05	0,6612	0,029	8,24	1012	1008	4	830,48

Висновок:в результаті проведених розрахунків,я прийшов до висновку,що в свердловині № 172 насос занурений на більшу глибину,ніж потрібно, тому я

рекомендую підняти насос на 502 м , а насоси в свердловинах № 248, № 271 і № 301 опустити на 6 м, 330 м і 4 м відповідно. Коефіцієнт подачі насоса на свердловинах № 248, № 271—не перевищує 0,42, це означає, що насоси працюють не раціонально,отже треба замінити дані штангові насоси. Насоси свердловин № 319, № 424 працюють раціонально і не потребують змін.