3.4. Вариант ручного счёта технико-технологических

параметров скважины № 1014

Исходные данные для расчёта:

Номер скважины – 1014, скважина нефтяная, тип скважины – вертикальная.

Скважина эксплуатируется ЭЦН 5А–250– 900

1. Дебит скважины = 220м³/сут;

2. Обводнённость добываемой продукции = 9%;

3. Глубина скважины = 2212 м;

4. Глубина подвески насоса = 976 м;

5. Динамический уровень = 350 м;

6. Давление в затрубном пространстве = 3 атм.;

7. Плотность нефти в поверхностных условиях = 0,8398г/см³;

8. Плотность нефти в пластовых условиях = 0,8071 г/см³;

9. Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях = 1,067;

10. Плотность добываемой воды = 1,182 г/см³;

11. Давление насыщения нефти газом = 33,8 атм.;

12. Пластовое давление = 240 атм.;

13. Удлинение ствола скважины = 2 м;

14. Плотность жидкости глушения = 1180 кг/м³;

15. Коэффициент продуктивности скважины = 3,37;

16. Вязкость нефти в пластовых условиях = 2,53 мПа_*с;

17. Проектируемый оптимальный отбор жидкости по скважине = 220 м³/сут;

18. Буферное давление в скважине = 20 атм.;

Расчёт:

1. qо= 1- 2/ 2212 = 0,9991 скважина вертикальная;

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины:

г/см³;

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом:

г/см³;

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступаемой к приёму насоса:

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:

мПа*с;

6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи):

, т.к. сП

7. Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора):

, т.к. сП;

8. Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШСНУ) перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации:

м

Для обеспечения отбора жидкости по скважине, равного 220 м³/сут предварительно выбираем насос ЭЦН 5А – 250 – 900

Для насоса ЭЦН 5А – 250 – 900 коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S₁ =828; S₂ = 3,88; S₃ = 0,0138

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору:

м³/сут²;

10. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважин , характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:

сут/м²;

11. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче:

м³/сут;

12. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважин в поверхностных условиях:

м³/сут;

13. Проектное забойное давление в скважине:

МПа;

14. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения:

м;

15. Глубина подвески насоса в скважине:

м;

Принимаем подвеску, равную стандартной величине 660метров, при этом давление у приёма насоса: МПа.,

16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы:

м;

17. Количество водонефтяной смеси, перекачиваемой насосом:

м³/сут.

Результат расчёта показывает, что выбранный насос обеспечивает запроектированный дебит.

Выводы

По состоянию на 01.01.09 г. фонд действующих добывающих скважин на залежи нефти пласта Д₄ составляет 31 единицу. Закачка воды осуществляется в 10 нагнетательных скважин.

Добывающий фонд на 80% работает фонтанным способом. В числе механизированных находятся скважины с обводнённостью более 30%. В дальнейшем весь фонд перейдёт в категорию механизированных.

Анализ гистограмм показывает, что в настоящее время фонд скважин малодебитный по нефти и жидкости и малообводнённый.

Расчёты по оптимизации скважинного оборудования показывают, что для обеспечения отбора жидкости по скважине №1014, равного 220 м³/сут выбираем насос ЭЦН 5А – 250 – 900.