Глубина верхних дыр перфорации Нвд – 1277 м (удлинение – 12 м)

В скважинах с направленным профилем ствола различают глубину скважины: по стволу, и по вертикали. По вертикали – берем при расчете гидростатического давления. По стволу – берем при расчете объема жидкости в скважине)
Удлинение – это разница между глубиной скважины (по стволу) и длиной ее проекции на вертикальную плоскость (глубина по вертикали – Нввд), т.е. Нввд = Нвд - Удвд;
Нввд = 1277 – 12 = 1265 м.
Динамический уровень – расстояние от устья до уровня жидкости в затрубном пространстве работающей скважины. (Нд).
Нвд = Нд – Удд = 667 – 0 = 667 м.
4. Давление на забое скважины складывается с гидростатического давления столба жидкости, а затрубном пространстве (по вертикали) и затрубного давления;
Рзаб = Рг +Рзат = 61,8 + 13 = 74,8 атм
Рг = pж*g*Hст, Па (Паскаль) – единица измерения давления в международной системе единиц СИ;
Рг = pж*g*Hст = 1054,2 * 9,81 * 598 = 6184338 Па = 61,8 атм
105 Па = 1атм; 106 Па = 1 МПа; 1МПа = 10 атм.
(1 Па → Ньютон/м2 → Н/м2; 1Н ≈ 0,1кг; 1атм → кг/см2).
где pж - плотность жидкости, кг/м3; (1 г/см3 = 1 000 кг/м3)
g – ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2;
Нст – высота столба жидкости в работающей скважине по вертикали, м;
В данном случае Нст = Нввд – Нвд = 1265 – 667 = 598 м.
pж = pн * ( 1 – В) +pв *В , кг/м3 ;
pж = 887 * (1 – 0,76) + 1107 * 0,76 = 1054,2 кг/м3 ;
где pн , pв - плотность нефти и воды, кг/м3.
В - обводненность жидкости, доли единицы.
Таким же методом можно посчитать давление на приеме насоса и на любой глубине скважины.
Нвн = Нн - Удн = 1014 – 9 = 1005 м.
Нвд = Нд – Удд = 667 – 0 = 667 м.
Нст = Нвн – Нвд = 1005 – 667 = 338 м
Рг = pж*g*Hст = 1054,2 * 9,81 * 338 = 3495495 Па = 35 атм
Рзаб = Рг +Рзат = 35 + 13 = 48 атм
5. Дебит скважины определяется по ф-ле:
Q = Кпр. * (Рпл – Рзаб), м3/сут
Q = 27 * (137 – 74,8) = 1 679,4 м3/сут
Q = 27 * (137 – 48) = 2 403 м3/сут
где Кпр . – м3/сут*атм. (физический смысл Кпр – это дебит на единицу депрессии);
6. Коэффициент продуктивности скважины определяется:
Кпр = Q/ Рпл – Рзаб., м3/сут*атм или (м3/сут*МПа), в зависимости от того в каких единицах измеряем давление.
Кпр = 1679,4/ 137-74,8 = 27 м3/сут*атм
(Рпл – Рзаб) = 62,2 атм – депрессия на пласт, атм
Кпр = 2403/ 137-48 = 27 м3/сут*атм
7. Коэффициент подачи насоса:
Кпод = Qф / Qт = 1 679,4 / 31,96 = 52,55
где Qф – фактическая подача насоса, м3/сут;
Qт – теоретическая подача насоса, м3/сут;
8. Теоретическая подача штангового насоса определяется:
Qт = fпл*l*n*1440, м3/сут;
Qт = 0,00152*2,92*5*1440 = 31,96 м3/сут;
где fпл – площадь сечения плунжера, м2;
l – длина хода устьевого штока, м;
n – число ходов (качаний) в минуту;
1440 – количество минут в сутках (24*60).
9. Площадь сечения плунжера
fпл = 0,785 dн2 = 0,785 * 0,0442 = 0,00152
где dн - диаметр плунжера,м
К расчетам по штанговым колоннам.
10. Расчета экстремальных нагрузок.
К экстремальным нагрузкам относятся нагрузки, действующие в точке подвески устьевого штока:
Gмакс - при ходе устьевого штока вверх – максимальная нагрузка;
Gмин - при ходе устьевого штока вниз – минимальная нагрузка;
В общем случае на колонну штанг действуют несколько нагрузок. От веса штанг и жидкости, трения, инерционные, вибрационные. Практически преобладающими являются вес штанг и жидкости и для расчетов используются формулы:
- формула И.М.Муравьева:
Gмакс = Gж + Gшт (b+l*n2/1440).
Gмакс = 9400 + 27027,7 (0,87+2,92*52/1440) = 34284,25 Н
- формула Е. Кемлера:
Gмакс = (Gж + Gшт) (1+l*n2/1790).
Gмакс = (9400 + 27027,7) (1+2,92*52/1790) = 37913,3 Н
- формула Д. Слоннеджера:
Gмакс = (Gж + Gшт) (1+l*n/137).
Gмакс = (9400 + 27027,7) (1+2,92*5/137) = 40309,78 Н
- формула К. Миллса:
Gмин = Gшт (1- l*n2/1790).
Gмин = 27027,7 (1- 2,92*52/1790)