Рославльское нефтяное месторождение
5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;
6. экологическую чистоту вокруг скважины;
7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;
8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;
9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.
4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения
Таблица 4.1 – Исходные данные
|
Показатели |
Числовые значения |
|
Глубина скважины, Н, м |
1750 |
|
Забойное давление, Рзаб, МПа |
14,32 |
|
Пластовое давление, Рпл, МПа |
19,5 |
|
Плотность воды, ρв, кг/м3 |
1008 |
|
Плотность нефти, ρн, кг/м3 |
820 |
|
Обводненность, nв, д. ед. |
0,95 |
|
Коэффициент продуктивности, К, т/сут МПа |
3,087 |
|
Газовый фактор, Г, м3/т |
85 |
|
Коэффициент подачи, αп |
0,75 |
1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ρсм, кг/м3 ρсм = ρв· nв+ ρн (1- nв) (4.2)
|
где |
ρсм |
- |
плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
|
ρв |
- |
плотность воды, кг/м3; | |
|
ρн |
- |
плотность нефти, кг/м3; | |
|
nв |
- |
обводненность, д. ед.; |
ρсм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3
2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м
Lн = Рзаб / (ρсм + g) (4.3)
|
где |
Lн |
- |
глубина спуска насоса, м; |
|
Рзаб |
- |
забойное давление, МПа; | |
|
ρсм |
- |
пластовое давление, МПа; | |
|
g |
- |
коэффициент свободного падения; |
Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м
3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа
∆Р = Рпл - Рзаб (4.4)
|
где |
∆Р |
- |
депрессия на пласт, МПа; |
|
Рзаб |
- |
забойное давление, МПа; | |
|
Рпл |
- |
пластовое давление, МПа; |
∆Р=19,5-14,32=5,18 МПа
4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут
Qф.в. = К ∆Р (4.5)
|
где |
Qф.в. |
- |
фактический весовой дебит, т/сут; |
|
К |
- |
коэффициент продуктивности, т/сут МПа; | |
|
∆Р |
- |
депрессия на пласт, МПа; |
Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут
5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут
Qф.о. = Qф.в./ ρсм (4.6)
|
где |
Qф.о. |
- |
фактический объёмный дебит, м3/сут; |
|
Qф.в |
- |
фактический весовой дебит, т/сут; | |
|
ρсм |
- |
плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут
6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут
Qт.о. = Qф.о. / αп (4.7)
|
где |
Qт.о. |
- |
теоретический объёмный дебит, м3/сут; |
|
Qф.о. |
- |
фактический объёмный дебит, м3/сут; | |
|
αп |
- |
коэффициент подачи; |
