2.4.2 Определение приведенного пластового давления

Приведенное давление определяем по кривой разгазирования приведенной на рисунке 2.4.1

2.4.3 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

Оптимальная глубина погружения насоса определяется по формуле:

Н_опт= [м]

где: Р_пр - приведенное давление, МПа

Р_зат - давление в затрубном пространстве при работающей скважине, МПа

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³

g - ускорение свободного падения, м/с²

Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины по формуле:

ρ_ж = ρ_в×n_в+ρ_н(1–n_в)[кг/м³]

где: ρ_н - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

n_в - количествоводы в продукции в долях единиц

Пласт: Тл-Бб

Пласт: Фм(Дз)

Определение H_опт

Пласт: Тл-Бб Пласт: Фм(Дз)

2.4.4 Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень

Фактическую глубину насоса определяют по формуле:

Н_ф = L – h_д[м]

где L – глубина спуска насоса, либоглубина спуска НКТ, м

h_д – динамический уровень, м

_{Пласт: Тл-Бб}

_!!!1652

Пласт: Фм(Дз)

2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

Отклонение глубины погружения насоса под динамический уровень определяется по формуле:

ΔН = Н_опт - Н_ф[м]

где Н_опт – оптимальное погружение насоса под уровень жидкости, м

Н_ф – фактическое погружение насоса под уровень жидкости, м

Пласт: Тл-Бб

ΔН^205*=804,02 631=209,25м

ΔН²⁰⁸ =604,73 438=­166,73м

ΔН²¹⁹=407,17 177=230,17м

ΔН^230* =771,03 194=577,03м!!!!

Пласт: Фм(Дз)

ΔН^711* =758,39 597=161,39м

ΔН^719*=865,51 234=631,51м

ΔН⁷²⁰=750,42 801= 50,58м

ΔН^722* =167,37 161=6,37м

ΔН⁷²⁶ =598,26 783=­ 184,74м

ΔН^734*=740,11 98=642,11м

ΔН^753*=649,53 584=65,53м

ΔН^883* =746,37 129=617,37м

ΔН⁷⁴⁰=785,9 57=728,9м

ΔН^772* =685,68 407=278,68м

ΔН^778*=308,28 311= 2,72м

ΔН^894**=692,35 910,8= 218,45м

ΔН^735* =419,53 237=182,33м

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

Коэффициент глубинного насоса определяется по формуле:

=

где - коэффициент подачи, д.ед

Q_ф – фактический дебит скважины, м³/сут

Q_т – теоретическая подача насоса, м³/сут

Пласт: Тл-Бб

^205* =

²⁰⁸ =

²¹⁹ =

^230* =

^734* =

^753* =

^883** =

Пласт: Фм(Дз)

^711* = ⁷⁴⁰ =

^719* = ^772* =

⁷²⁰ = ^778*=

^722* = ^894* =

⁷²⁶ = ^735* =

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.5