Анализ добывных возможностей УШГН на Таныпском Месторождении. Курсовой проект Аширов Э-60. Курсовой проект мдк 01. 02. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин пнко. 21. 02. 0102. Э60 пз разработал Р. Р. Аширов Руководитель В. А. Бертош

• Название: Курсовой проект мдк 01. 02. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин пнко. 21. 02. 0102. Э60 пз разработал Р. Р. Аширов Руководитель В. А. Бертош
• Анкор: Анализ добывных возможностей УШГН на Таныпском Месторождении
• Дата: 25.04.2022
• Размер: 199.45 Kb.
• Имя файла: Курсовой проект Аширов Э-60.docx
• Тип: Курсовой проект; #495469
• страница: 6 из 8

10. Анализ технологических режимов

5. Определение газового фактора на приёме насоса

Газовый фактор на приёме насоса определяется по формуле:

,

(2.5)

где  содержание воды в продуктах, в долях единиц;

 плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³.

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

6. Определение приведенного пластового давления

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

7. Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

Оптимальная глубина погружения насоса определяется по формуле:

,

(2.6)

где  приведенное давление, МПа;

 давление в затрубном пространстве при работающей скважине, МПа;

 плотность жидкости, кг/м³;

 ускорение свободного падения, м/с²;

Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины по формуле:

,

(2.7)

где  плотность воды, кг/м³;

 плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³;

 количество воды в продукции в долях единиц.

;

;

;

;

;

;

;

;

;
Определение

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

8. Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень

,

(2.8)

где  глубина спуска насоса, м;

 динамический уровень, м.

;

;

;

;

;

м;

;

;

;

;

9. Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

,

(2.9)

где  оптимальное погружение насоса под динамический уровень, м;

 фактическое погружение насоса под динамический уровень, м.

;



;

;

;

м;

;

;

;

10. Определение коэффициента подачи насоса

,

(2.10)

где  фактический дебит скважины, ;

 теоретический дебит скважины, .

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;
Все результаты вышеприведённых расчётов сведены в сводную таблицу 2.4.1

Таблица 2.4.1 – Сводная таблица

№скв.	,		м	м		м		м
55	0,222	10,15	873,15	840,15	0,32	47
69	0,207	9,69	907,79	712,79	0,24	195
76	0,222	10,03	892,52	784,52	0,21	108
77	0,351	9,37	986,65	966,65	0,03	20
101	0,294	9,84	1014,36	991,36	0,25	23
106	0,269	11,78	912,04	724,04	0,62	188
51	0,25	13,47	1079,23	1061,23	0,39	18
109	0,455	10,43	972,54	970,54	0,16	2
111	0,212	13,82	914,34	832,34	0,10	82
534	0,235	10,14	983,65	610,65	0,30	373