Анализ добывных возможностей скважин

где Q – дебит скважин (м³/сут)

Рпл – пластовое давление (МПа)

Рзаб – забойное давление (МПа)

Скв 122 К =4,6 /(10,59–6,49) =1,12 м³/ МПа*сут;

Скв 130 К =14,5 /(9,57–7,53) =7,1 м³/ МПа*сут;

Скв 131 К =17,5 /(10,21–8,69) =11,5 м³/ МПа*сут;

Скв 172 К =4,2 /(11,16–4,24) =0,56 м³/ МПа*сут;

Скв 173 К =6,2 /(9,35–7,05) =2,7 м³/ МПа*сут;

Скв 206 К =17,8 /(10,44–6,67) =14,72 м³/ МПа*сут;

Скв 208 К =12,8 /(11,94–9,1) =4,7 м³/ МПа*сут;

Скв 326 К =8,3 /(10,81–8,81) =1,03 м³/ МПа*сут;

Скв 706 К =8,9 /(10,44–8,02) =3,67 м³/ МПа*сут;

Скв 709 К =47 /(10,44–8,5) =28,66 м³/ МПа*сут;

Скв 957 К =39 /(11,05–7,69) =16,52 м³/ МПа*сут;

Скв 994 К =10,5 /(10,44–3,82) =3,85 м³/ МПа*сут;

Скв 995 К =27 /(10,74–8,05) =10,04 м³/ МПа*сут;

Скв 133 К =12,5 /(11,16–7,27) =3,21 м³/ МПа*сут;

Скв 331 К =6,3 /(7,99–5,35) =2,38 м³/ МПа*сут.

5.1.2 Определение максимально допустимого забойного давления из условия:

Рмакс.д.=0,75*Рнас при nв>50% (МПа), (8)

Рмакс.д.=0,3*Рнас при nв<50% (МПа), (9)

где Рнас – давление насыщения (МПа);

nв – обводнённость.

Скв 122 Рмакс.д.=0,75*10,7=8;

Скв 130 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 131 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 172 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 173 Рмакс.д.=0,75*10,7=8;

Скв 206 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 208 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 326 Рмакс.д.=0,75*10,7=8;

Скв 706 Рмакс.д.=0,75*10,7=8;

Скв 709 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 957 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 994 Рмакс.д.=0,3*10,7=3,21;

Скв 995 Рмакс.д.=0,75*10,7=8;

Скв 133 Рмакс.д.=0,3*10,5=3,15;

Скв 331 Рмакс.д.=0,3*10,5=3,15.

5.1.3 Определение максимального допустимого дебита скважин

Qmax.g. = К *(Рпл – Рmах.g) (м3 / МПа*сут) (10)

где Qmax д – максимальный допустимый дебит, м³/сут;

Кпр – коэффициент продуктивности, м³/сут*МПа;

Рпл – пластовое давление, МПа;

Рmax д – максимально допустимое забойное давление, МПа.

Скв 122 Qmax.д=1,12(10,59–8)=2,9 (м3 / МПа*сут);

Скв 130 Qmax.д=7,1(9,57–3,21)=45,2 (м3 / МПа*сут);

Скв 131 Qmax.д=11,5(10,21–3,21)=80,5 (м3 / МПа*сут);

Скв 172 Qmax.д=0,56(11,16–3,21)=4,5 (м3 / МПа*сут);

Скв 173 Qmax.д=2,7(9,35–8)=3,6 (м3 / МПа*сут);

Скв 206 Qmax.д=14,72(10,44–3,21)=106 (м3 / МПа*сут);

Скв 208 Qmax.д=4,7(11,94–3,21)=41 (м3 / МПа*сут);

Скв 326 Qmax.д=1,03(10,81–8)=8,9 (м3 / МПа*сут);

Скв 706 Qmax.д=3,67(10,44–8)=4,3 (м3 / МПа*сут);

Скв 709 Qmax.д=28,66(10,44–3,21)=8,6 (м3 / МПа*сут);

Скв 957 Qmax.д=16,52(11,05–3,21)=129,5 (м3 / МПа*сут);

Скв 994 Qmax.д=3,85(10,44–3,21)=27,8 (м3 / МПа*сут);

Скв 995 Qmax.д=10,04(10,74–8)=27,5 (м3 / МПа*сут);

Скв 133 Qmax.д=3,21(11,16–3,15)=25,7 (м3 / МПа*сут);

Скв 331 Qmax.д=2,38(7,99–3,15)=11,5 (м3 / МПа*сут).

5.1.4 Определение разности дебитов

Q =Qmax.g–Qф. (м³ /МПа*сут), (11)

где Qф – фактический дебит скважины

Q – разница между Qmax.g и Qф

Скв 122 Q =2,9–4,6=–1,7 (м³ /МПа*сут);

Скв 130 Q =45,2–14,5=30,7 (м³ /МПа*сут);

Скв 131 Q =80,5–17,5=63 (м³ /МПа*сут);

Скв 172 Q =4,5–4,2=0,3 (м³ /МПа*сут);

Скв 173 Q =3,6–6,2=–2,6 (м³ /МПа*сут);

Скв 206 Q =106–17,8=88,2 (м³ /МПа*сут);

Скв 208 Q =41–12,8=28,2 (м³ /МПа*сут);

Скв 326 Q =2,9–8,3=–5,4 (м³ /МПа*сут);

Скв 706 Q =8,9–8,9=0 (м³ /МПа*сут);

Скв 709 Q =207–47=160 (м³ /МПа*сут);

Скв 957 Q =129,5–39=90,5 (м³ /МПа*сут);

Скв 994 Q =27,8–10,5=17,3 (м³ /МПа*сут);

Скв 995 Q =27,5–27=0,5 (м3 /МПа*сут);

Скв 133 Q =25,7–12,5=13,2 (м3 /МПа*сут);

Скв 331 Q =11,5–6,3=5,2 (м3 /МПа*сут).

Данные произведенных расчетов сводим в таблицу 4.

Таблица 14 – Анализ добывных возможностей скважин

Вывод

Исходя из расчетов, приведенных выше, видно, что разница между максимально допустимым и фактическим дебитом на скважине №122 (–1,7 м³/сут) невелика, поэтому можно оставить добычу на прежнем уровне. А у скважин №173и 326 большая разница между максимально допустимым и фактическим дебитом (–2,6; –5,4 м³/сут), поэтому рекомендую уменьшить отбор путём уменьшения длины хода полированного штока или уменьшением числа качаний головки балансира, при ближайшем ТРС можно произвести сменунасоса на насос меньшей производительности.

5.2 Анализ технологических режимов скважин

5.2.1 Определение допустимого газового фактора на приёме насоса

G = 0,176*10³/(1 – nв) *ρ_н, (12)

где nв – коэффициент обводнённости;

ρ_н– плотность нефти.

Скв 122 G = 176/(1–0,718)*833=0,75;

Скв 130 G = 176/(1–0,068)*833=0,23;

Скв 131 G = 176/(1–0,46)*833=0,39;

Скв 172 G = 176/(1–0,04)*833=0,21;

Скв 173 G = 176/(1–0,754)*833=0,86;

Скв 206 G = 176/(1–0,074)*833=0,22;

Скв 208 G = 176/(1–0,435)*833=0,37;

Скв 326 G = 176/(1–0,77)*833=0,92;

Скв 706 G = 176/(1–0,509)*833=0,43;

Скв 709 G = 176/(1–0,272)*833=0,29;

Скв 957 G = 176/(1–0,13)*833=0,24;

Скв 994 G = 176/(1–0,079)*833=0,23;

Скв 995 G = 176/(1–0,068)*833=0,25;

Скв 133 G = 176/(1–0,092)*824=0,23;

Скв 331 G = 176/(1–0,058)*824=0,25.

5.2.2 Определение коэффициента газосодержания

G₀ =G*r∆ (м³ / м³), (13)

где G – газовый фактор (м³ / м³);

r– относительная плотность газа по воздуху, определяем по формуле;

r = ρг / ρвоз =1,248 / 1,148 = 1,1 (14)

Скв 122 G₀ = 0,75*1,1=0,82 (м³ / м³);

Скв 130 G₀ = 0,23* 1,1= 0,25(м³ / м³);

Скв 131 G₀ = 0,39*1,1 =0,42 (м³ / м³);

Скв 172 G₀ = 0,21*1,1 =0,23 (м³ / м³);

Скв 173 G₀ = 0,86*1,1=0,94 (м³ / м³);

Скв 206 G₀ = 0,22* 1,1=0,24 (м³ / м³);

Скв 208 G₀ = 0,37* 1,1=0,4 (м³ / м³);

Скв 326 G₀ = 0,92* 1,1= 1,01(м³ / м³);

Скв 706 G₀ = 0,43*1,1 =0,47 (м³ / м³);

Скв 709 G₀ = 0,29*1,1 =0,32 (м³ / м³);

Скв 957 G₀ = 0,24*1,1 =0,26 (м³ / м³);

Скв 994 G₀ = 0,23*1,1 =0,25 (м³ / м³);

Скв 995 G₀ = 0,25*1,1 =0,27 (м³ / м³);

Скв 133 G₀ = 0,23*1,1 =0,25 (м³ / м³);

Скв 331 G₀ = 0,25*1,1 =,027 (м³ / м³).

5.2.3 Определение плотности газожидкостной смеси

_ρж. = _ρн. * (1 – n_в.) + _ρв. * n_в. (кг/м³), (n_в> 80%) (15)

_{ρж. = ρн.} + _ρг*G₀ + _ρв(n_в / 1 –n_в) / В + (n_в / 1 –n_в), (кг/м³), (n_в< 80%) (16)

где _ρж – плотность жидкости (кг/м³);

_ρв – плотность воды (кг/м³);

_ρн – плотность нефти (кг/м³);

n_в.– процент воды в добываемой продукции;

_ρг– плотность газа (кг/м³);

G₀ – газосодержание;

В –объемный коэффициент нефти.

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³;

кг/м³.

5.2.4 Определение приведенного давления

Рпр = Рпл / Рср.кр. (Мпа), (17)

где Рср.кр – среднее критическое давление

Скв 122 Рпр =10,59 / 2,56 =4,14 МПа;

Скв 130 Рпр =9,57 / 2,56 =3,74 МПа;

Скв 131 Рпр =10,21 / 2,56 =3,98 МПа;

Скв 172 Рпр = 11,16/ 2,56 =4,36 МПа;

Скв 173 Рпр =9,35 / 2,56 =3,65 МПа;

Скв 206 Рпр =10,44 / 2,56 =4,07 МПа;

Скв 208 Рпр = 11,94/ 2,56 =4,66 МПа;

Скв 326 Рпр =10,81 / 2,56 =4,22 МПа;

Скв 706 Рпр =10,44 / 2,56 =4,07 МПа;

Скв 709 Рпр =10,44 / 2,56 =4,07 МПа;

Скв 957 Рпр =11,05 / 2,56 =3,92 МПа;

Скв 994 Рпр =10,44 / 2,56 =4,07 МПа;

Скв 995 Рпр =10,74 / 2,56 = 4,19МПа;

Скв 133 Рпр =11,16 / 2,56 =4,36 МПа;

Скв 331Рпр =7,99 / 2,56 =3,12 Мпа.

5.2.5 Определение по формуле оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

, м (18)

где Нопт – оптимальное погружение насоса, м;

Р_пр – приведенное давление, МПа;

Рзат – давление затрубное, МПа;

ρ_см – плотность газожидкостной смеси, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с².

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

5.2.6 Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень

hф = L – Hд (м), (19)

где L – глубина спуска насоса (м);

Hд – высота динамического уровня (м).

Скв 122 hф =1169 –839= 330 м;

Скв 130 hф =1086 –646= 440 м;

Скв 131 hф =1177 –520= 657 м;

Скв 172 hф =1308 –1171= 137 м;

Скв 173 hф =1300 –750= 550 м;

Скв 206 hф =1100 –756= 344 м;

Скв 208 hф =1204 –590= 614 м;

Скв 326 hф =1302 –694= 608 м;

Скв 706 hф = 1405 –640= 765 м;

Скв 709 hф = 1100 –796= 304 м;

Скв 957 hф =1194 –733= 461 м;

Скв 994 hф = 1355 –1156= 199 м;

Скв 995 hф =1110 –624= 486 м;

Скв 133 hф =955 –700= 255 м;

Скв 331 hф = 901 –895= 6 м.

5.2.7 Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса

h = Hопт – hф (м) (20)

где ΔН– разница между фактическим и оптимальным погружением насоса под динамический уровень;

Нопт – оптимальное погружение насоса под динамический уровень;

Нф – фактическое погружение насоса под динамический уровень.

Скв 122 h = 367,3 –330 = 37,3м;

Скв 130 h = 404,6 –440 = –35,4 м;

Скв 131 h =287 –657 = –370 м;

Скв 172 h = 302,2 – 137= 165,2 м;

Скв 173 h = 301,7 –550 = –248,3 м;

Скв 206 h =454,8 –344 = 110,8 м;

Скв 208 h =390,6 – 614= –223,4 м;

Скв 326 h =238,1 –608 = –369,9 м;

Скв 706 h = 396,2–765 = –368,8 м;

Скв 709 h =251,3 –304 = –52,7 м;

Скв 957 h = 298,5 –461 = –162,5 м;

Скв 994 h = 446,5 –199 = 247,5 м;

Скв 995 h = 474,5 –486 = –11,5м;

Скв 133 h =452,9 –255 = 197,9 м;

Скв 331 h = 362,3 – 6= 356,3 м.

5.2.8 Определение по формуле коэффициента подачи насоса

h = Qф/Qт (21)

Скв 122 h =4,6 / 11,9=0,84;

Скв 130 h = 14,5/ 25,4=0,6;

Скв 131 h = 17,5/29,5 =0,6;

Скв 172 h =4,2 / 6=0,7;

Скв 173 h = 6,2/9,2 =0,67;

Скв 206 h =17,8 /28,7 =0,62;

Скв 208 h =12,8 /14,8 =0,86;

Скв 326 h = 8,3/11,2 =0,74;

Скв 706 h =8,9 /14,9 =0,6;

Скв 709 h =47 /61,7 =0,76;

Скв 957 h = 39/69,4 =0,56;

Скв 994 h = 10,5/15,3=0,68;

Скв 995 h =27 / 47,4=0,57;

Скв 133 h =12,5 /25,6 =0,48;

Скв 331 h =6,3 / 9,5=0,6.

Данные произведенных расчетов сводим в таблицу 15.

Таблица 15– Анализ технологических режимов работы скважин