Южно-Ягунское нефтяное месторождение
|
Технологический расчет на внедрение УЭЦН | ||||
|
на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я | ||||
|
| ||||
|
Исходные данные | ||||
|
Пластовое давление, Р пл. атм. |
212 | |||
|
Давление насыщения, Р нас. атм. |
14 | |||
|
Давление коллектора, Р кол. атм. |
23 | |||
|
Верхняя точка перфорации Н перф, м |
2505 | |||
|
Глубина верхней точки перфорации по вертикали Н кр, м |
2360 | |||
|
Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут. |
75 | |||
|
Обводненность В,% |
10 | |||
|
Удельный вес нефти н, г/см3 |
0,85 | |||
|
Удельный вес воды в, г/см3 |
1,014 | |||
|
Удельный вес пластовой жидкости ж, г/см3 |
0,87 | |||
|
Динамический уровень Н дин, м |
886 | |||
|
Затрубное давление Р затр, атм |
14 | |||
|
Глубина спуска насоса Н учт., м |
1820 | |||
|
Проектируемый отбор жидкости Q пр, м3/сут. |
110 | |||
|
Потери напора в НКТ h тр, м |
100 | |||
ВЫВОД
1 Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м3/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м3/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.
