Аналіз добувних здібностей свердловин.
Визначення максимально допустимого тиску у свердловині. = при n = при n - максимальний допустимий тиск, МПа; - тиск насичення, МПа; Свердловина №192 n = 37,2 % = свердловина №193 n = 96,5 %
Свердловина №194 n = 99 %
Свердловина №200 n = 71,9 %
Визначення максимально допустимого дебіту свердловини
- максимально допустимий дебіт свердловини, м3/добу; - коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа; - пластовий тиск, МПа; - максимальний допустимий тиск, МПа; Свердловина №192 / свердловина №193
Свердловина №194
Свердловина №200
Визначення різниці між максимальним дебітом та фактичним дебітом свердловини
різниця між max.дебітом і фактичним дебітом свердловини, м3/добу - максимально допустимий дебіт свердловини,м3/добу фактичний дебіт свердловини, м3/добу свердловина№192 Свердловина №193
Свердловина №194
Свердловина №200
Таблиця.
Висновок: Виходячи з розрахунків, які наведені вище видно, що в свердловинах №193 різниця між максимальним і фактичним дебітом невелика, тому я рекомендую залишити видобуток на попередньому рівні. У свердловині №192;194;200 різниця досить велика, тому потрібно провести заміну обладнання (ШСН). Аналіз технологічних режимів. Визначення відносної густини газу по повітрю.
густина газу гр/ - густина води, гр./
Визначення газо вмісту.
∆ - відносна густина газу по повітрю; G – газовий фактор, м/т; - густина нафти, гр./ ; Свердловина N 192
Свердловина N 193
Свердловина N 194
Свердловина N 200
3. Визначення густини пластової рідини, при n ≤ 80 %.
-густина води, гр. ; -густина нафти, гр. -густина газа, гр. ; -коєфіцієнт обводненості; G-газовий фактор; в-1.1 – об’ємний коефіцієнт; Свердловина N 192
Свердловина N 193
Свердловина N 194
Свердловина N 200
Визначення приведеного тиску
-пластовий тиск, мПА; -критичний тиск, мПА; Свердловина N 192
Свердловина N 193
Свердловина N 194
Свердловина N 200 ©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.
|