Определяем разницу между оптимальным и фактическими погружениями насоса под динамический уровень

ΔН=Н_опт-Н_ф(м)

ΔН²¹⁰⁴=51,7-421=-369,3 м,

ΔН²⁵⁷¹=487,3-436= 51,3 м,

ΔН⁵⁹²=750-247,5=502,5 м,

ΔН⁶⁷⁴=70,1-230=-159,9 м,

ΔН⁹⁴¹=47,1-230,5=-183,4 м,

ΔН⁹⁶⁴=143-281=-138 м,

ΔН⁹⁷²=444,1-210,6=233,5 м,

ΔН⁹⁷⁴=887-446=441 м,

ΔН⁶⁴⁰=773-479=294 м,

ΔН⁶⁶⁶=900-645=355 м,

ΔН²⁰⁴⁹=881-411=470 м,

Определяем коэффициент подачи насоса

, где

Q_ф - фактический дебит скважины по жидкости (м³/сут),

Q_п – паспортная подача данного насоса (м³/сут).

²¹⁰⁴=6,1/8,76=0,6

²⁵⁷¹=3,2/10,9=0,29

⁵⁹²=1,3/6,3=0,2

⁶⁷⁴=6/11,58=0,51

⁹⁴¹=9,2/26,21=0,35

⁹⁶⁴=5,3/2,2=0,24

⁹⁷²=6,9/14,11=0,48

⁹⁷⁴=1,1/4,9=0,22

⁶⁴⁰=4/6,04=0,66

⁶⁶⁶=2,5/6,46=0,38

²⁰⁴⁹=1,4/5,91=0,23

Сводная таблица расчетных данных

Вывод:

В работе было рассмотрено 11 скважин на Кокуйском газоконденсатнонефтяном месторождении, оборудованных УШГН.

В процессе работы я рассчитал такие параметры, как: коэффициент продуктивности скважины, допустимое забойное давление, оптимальный допустимый дебит скважины, разницу между фактическим и оптимальным дебитом скважины.

Определил: Газовый фактор на приёме насоса, оптимальную глубину погружения насоса, фактическую глубину погружения насоса под динамический уровень, разницу между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса, коэффициент погружения насоса.

По найденным данным я сделал вывод, что в целом работа скважины производится с частичным нарушением: в 36% всех скважинах оборудование находится ниже оптимальной глубины погружения насоса, в остальных 64% оно не доспущено. Причиной этого является снижение пластового давления и снижение уровня жидкости в скважине или нарушение в работе системы нагнетания. В 7 скважинах коэффициент подачи насоса 0,1-0,4- это говорит о том, что имеются утечки в резьбовых соединения насосно-компрессорных труб. И лишь в 4 скважинах коэффициент подачи находится в допустимых условиях.