- •Содержание
- •Введение
- •Нефтегазоносность
- •Физико-химические свойства нефти и газа
- •2.2 Анализ добывных возможностей и технологических режимов скважин, оборудованных усшн на Таныпском месторождении
- •Определяем максимально допустимое забойное давление:
- •Определяем максимальный дебит скважины Qmax доп:
- •Определяем разницу между Qmax д и Qф:
- •Определяем коэффициент газосодержания:
- •Определяем плотность газожидкостной смеси из условия:
- •Определяем газовый фактор:
- •4. Определяем приведенное давление:
- •5. Определяем оптимальную глубину погружения насоса
- •6. Определяем фактическую глубину спуска насоса под динамический уровень:
- •7. Определяем разность между оптимальной и фактической
- •8. Определяем коэффициент подачи насоса.
- •2.5 Анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных усшн, на Таныпском месторождении
- •3.2 Охрана труда и техника безопасности
- •Заключение
- •Список использованных источников
Определяем газовый фактор:
,
где
nв – обводненность , %;
н – плотность нефти, кг/м3 (=868 кг/м3).
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 6.
Таблица 6
№ скв. |
nв (%) |
н. кг/м3 |
G м3/м3 |
116 |
5 |
868 |
0,213 |
190 |
69 |
868 |
0,654 |
601 |
14,6 |
868 |
0,237 |
122 |
5 |
868 |
0,213 |
71 |
19 |
868 |
0,25 |
75 |
22 |
868 |
0,26 |
118 |
60 |
868 |
0,507 |
125 |
88 |
868 |
1,69 |
19 |
42,7 |
868 |
0,354 |
33 |
67,5 |
868 |
0,624 |
45 |
90,7 |
868 |
2,18 |
408 |
30,7 |
868 |
0,293 |
614 |
5 |
868 |
0,213 |
112 |
14 |
868 |
0,236 |
117 |
54 |
868 |
0,441 |
Определяем коэффициент газосодержания:
G0 = G * Δ, где
Δ =ρг / ρв, где
G – газовый фактор, м3/м3;
G0 – коэффициент газосодержания;
ρв , ρг – плотность воздуха (=1.148) и газа (=1,291) соответственно, кг/м3 ;
Δ – относительная плотность газа по воздуху.
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 7.
Таблица 7
№ скв. |
Δ |
G м3/м3 |
G0 |
116 |
1,12 |
0,213 |
0,24 |
190 |
1,12 |
0,654 |
0,73 |
601 |
1,12 |
0,237 |
0,27 |
122 |
1,12 |
0,213 |
0,24 |
71 |
1,12 |
0,25 |
0,28 |
75 |
1,12 |
0,26 |
0,29 |
118 |
1,12 |
0,507 |
0,57 |
125 |
1,12 |
1,69 |
1,89 |
19 |
1,12 |
0,354 |
0,4 |
33 |
1,12 |
0,624 |
0,7 |
45 |
1,12 |
2,18 |
2,44 |
408 |
1,12 |
0,293 |
0,33 |
614 |
1,12 |
0,213 |
0,24 |
112 |
1,12 |
0,236 |
0,26 |
117 |
1,12 |
0,441 |
0,49 |
Определяем плотность газожидкостной смеси из условия:
, (nв<
80%)
,
(nв
> 80%) где
н – плотность нефти в пластовых условиях (= 868 кг/м3);
г – плотность газа (= 1,291кг/м3);
в – плотность воды, кг/м3;
nв – обводненность, %;
G – газовый фактор, м3/м3;
B– объемный коэффициент (=1.163).
Данные и результаты расчетов приведены в таблице 8.
Таблица 8
№ скв. |
G м3/м3 |
в, кг/м3 |
nв, (%) |
ж, кг/м3 |
116 |
0,213 |
1147 |
5 |
763,9 |
190 |
0,654 |
1146 |
69 |
1009 |
601 |
0,237 |
1146 |
14,6 |
797,8 |
122 |
0,213 |
1146 |
5 |
763,9 |
71 |
0,25 |
1146 |
19 |
813,7 |
75 |
0,26 |
1146 |
22 |
824,6 |
118 |
0,507 |
1165 |
60 |
982,4 |
125 |
1,69 |
1165 |
88 |
1129 |
19 |
0,354 |
1153 |
42,7 |
905,4 |
33 |
0,624 |
1161 |
67,5 |
1012 |
45 |
2,18 |
1175 |
90,7 |
1146 |
408 |
0,293 |
1132 |
30,7 |
853 |
614 |
0,213 |
1140 |
5 |
763,6 |
112 |
0,236 |
1152 |
14 |
796,4 |
117 |
0,441 |
1175 |
54 |
961,9 |
