• / 96
  • 下载费用:5 下载币  

油田开发指标的计算方法

关 键 词:
油田 开发 指标 计算方法
资源描述:
油田开发指标的计算方法目 录一、油田开发指标的计算二、抽油机井管理指标的计算三、电泵井管理指标的计算四、螺杆泵井管理指标的计算一、油田开发指标的计算(一)储量指标1、 地质储量(探明):是指在评价勘探完成后,根据地质和工程资料的分析,所估算的储存在已知油气藏中的原始含油气总量。 它是油气田开发的物质基础。对于砂岩或者孔隙性灰岩油气田,地质储量一般采用容积法计算。公式如下:(一 )储量指标N---原始地质储量, 104-含油面积, h---平均有效厚度, m;φ---平均有效孔隙度, f;-平均原始含水饱和度, f;ρo---平均地面脱气原油密度, t/-平均地层原油体积系数。B  )1(100 (一)储量指标2、 可采储量 :是指在给定的经济、技术条件和政府法规下,预期能从储集体中最终可采出的油气数量。包括技术可采和经济可采两部分。3、 水驱控制储量:与注水井连通的采油井射开的砂层所对应的地质储量。(即静态注采对应储量)水驱控制储量 =水驱控制程度 *地质储量;水驱控制程度 =平面水驱控制程度(流线图法) *纵向水驱控制程度)(静态注采对应率)4、 水驱动用储量:与注水井连通的采油井射开的吸水砂层所对应的地质储量。 (参考吸水剖面结果)。(一)储量指标注采水驱动用储量 =水驱动用程度 驱动用程度 =平面水驱动用程度(流线图法)纵向水驱动用程度(静态注采对应率 注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比。也把与注水井连通的采油井射开油层数与井组内采油井射开总油层数之比。层数对应率 =油井生产层中与注水井连通的油层数 /油井总生产层数厚度对应率 =油井生产层中与注水井连通的有效厚度 /油井生产的总有效厚度(二)能量及注水利用指标1、原始地层压力:油、气在未开采前的地层压力,称为原始地层压力2、目前地层压力:是采油过程中某一时期的地层压力。3、地层总压降:油藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。4、注水利用率 :用注水利用率衡量油田的注水效果。注水初期的油田不含水,注入1米 3水就推出 1米 3油,其注水利用率为 100%。当油田含水后,注入水有一部分随着油采出来,这些采出的水没有起到驱油的作用,可以说是无效的。注水利用率,就是指注入水中有多少留在地下起着驱油的作用。注水利用率 =(年注水量 、存水率: 累计注入量减去累计产水量后占累计注入量的百分数。存水率 =(累注水 (三)递减指标1、递减率 :单位时间内(年或月)产量递减的百分数,即上下两阶段的产量之差与上阶段的产量之比 , 它是衡量油田稳产程度的重要指标 。 计算公式:D: 递减率 一阶段产量 二阶段产2、自然递减率:指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率,即在扣除新井及各种措施产量之后的阶段采油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比,称为自然递减率。通常计算的自然递减率需要折算成年自然递减率%1 0 000 t(三)递减指标%)老井应产油老井自然产油 1 0 0](1[ 12  3、综合递减率 :指没有新井情况下的产量递减率,即扣除新井产量后的阶段产油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比,称为综合递减。折算年综合递减 = %)老井应产油 老井产油 1 0 0](1[ 12  n(三)递减指标4、 总递减率 :包括老井、新井投产及各种措施增产情况下的产量递减率,即阶段总采油量与上阶段总采油量的差值,再与上阶段总采油量之比,称为总递减率。它反映油田实际产量的递减状况。总递减率 = %1 0 0( 上年产油量 量)上年产油量-当年产油采收率:对于一个油田来讲,可采储量与地质储量的比值,称为采收率。采收率 =可采储量 /地质储量采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外,还与工艺技术水平及开发投入有关。地层系数 :油层有效厚度与有效渗透率的乘积( 它反映油层物性的好坏, 层物性越好,出油能力和吸水能力越大。流动系数 : 地层系数与地下原油粘度的比值 。流度:有效渗透率与地下流体粘度的比值,它反映流体在油层中的流动的难易程度 λ=K/μ原始地层压力:油、气在未开采前的地层压力 。地层压力 :地层中流体承受的压力,又称油藏压力。流动压力:又称井底压力。是指油井正常生产时所测得油层中部底压力。饱和压力:在油层原始条件下,天然气溶解在原油中。当压力降到一定程度时,溶解在原油中的天然气就从原油中分离出来天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力。地饱压差:原始地层压力和饱和压力的差值叫做地饱压差,对于饱和压力较高,地饱压差较小的油藏应该合理保持地层压力,因为地层压力将至饱和压力时油层中原油会脱气,一方面会降低泵效,另外采收率会大大降低。例题:某油藏原始地层压力 25前地层压力 20 和压力 15地饱压差为 250 层总压降: 油藏原始平均地层压力与目前平均地层压力的差值 。例题:某油藏原始地层压力 25前地层压力 20 和压力 15地层总压降为 25 油速度:年产油量占油田地质储量的百分数 。采出程度:油田累计采油量占地质储量的百分数。采收率:油田可采储量与地质储量的比值。影响油田采收率的主要因素有油田地质构造、储层物性、流体性质、开发方式、工艺技术水平等。例题:某油藏地质储量 120万吨,年产油 2万吨,累积产油量 30万吨,当前标定可采储量 45万吨,计算该油藏采油速度、采出程度、采收率。采油速度=年产油 /地质储量 =2/120*100=采出程度=累积产油量 /地质储量 =30/120*100=25%采收率=可采储量 /地质储量 =45/120*100=余可采储量采油速度:油田年产油量占剩余可采储量的百分数。例题:某油藏地质储量 120万吨,年产油 2万吨,累积产油量 30万吨,当前标定可采储量 45万吨,计算该油藏的剩余可采储量采油速度。剩余可采储量采油速度 =年产油 /(可采储量 2/( 45*100=采比: 油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。例题:某油藏地质储量 120万吨,年产油 2万吨,累积产油量 30万吨,当前标定可采储量 45万吨,计算该油藏的储采比。储采比 = 年初剩余可采储量 /年产油量 =( 45:某段时间内注入剂的地下体积和相应时间的采出物(油、气、水)的地下体积之比。例题:某油藏日产液量 1000吨,日产油量 200吨,原油体积系数 注水量 1100算该油藏的注采比。注采比 =注水量 /(产水量 +产油量 *原油体积系数=1100/( 100000*某一地层压力下,纯水侵量与该压力下累计产油量和产气量在地下的体积之比。它是评价水驱作用在油藏综合驱动中所起作用相对大小的指标。每采一吨油在地下的存水量。水驱指数 =(累计注水量 累计产油量。存水率:保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值。存水率 =(累计注水量 累计注水量。例题:某油藏当前累计注水量 100万方,累积产油量 20万吨,累积产水量 80万吨,原油体积系数 算该油藏的水驱指数、存水率。水驱指数 =(累计注水量 ( 100( 20*(累计注水量 ( 80:油田月产液量中产水量所占的百分数。含水上升率:每采出 1%的地质储量是含水率的上升值。例题:某油藏地质储量 100万吨,月产液量 5000吨,月产油量 2000吨,计算油藏的综合含水。综合含水 =月产水量 /月产液量=( 5000*10=60%例题:某油藏地质储量 120万吨, 2000年 12月综合含水 85%, 2001年 12月综合含水 88%,2000年产油量 算油藏的含水上升率。含水上升率 =阶段含水上升值 /阶段采出程度=( 88% /( 20*100)=水指数:注水井在单位生产压差下的日注水量,叫油层吸水指数,它的大小直接反应油层吸水能力的强弱。例题:某注水井日注水量 150井口注入压力为 15底压力为 35层压力为 20算该井的吸水指数。吸水指数 =日注水量 /注水压差=150/( 3510 ( 油指数 :单位生产压差的日产油量,叫做全井的采油指数,采油指数说明油层的生产能力。例题:某采油井日产液量 50吨 ,日产油量 20吨,生产压差 4算该井的采油指数。采油指数 =日产油 /生产压差=20/4=5(吨 / 面突进系数:水线舌进时,最大水线推进距离与平均水线推进距离之比。扫油面积系数:注水开发油田,井组某单层已被水淹的面积与井组所控制的面积之比自然递减率:没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率,即在扣除新井及各种增产措施产量之后的阶段产油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比。自然递减率 = (上阶段末标定水平 阶段老井自然产量 /(上阶段末标定水平 综合递减率 : 没有新井投产情况下的产量递减率,即扣除新井产量后的阶段产油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比。综合递减率 = (上阶段末标定水平 (上阶段末标定水平 例题:某油藏 1999年 12月日产油水平 291吨,标定日产油水平 300吨, 2000年年产油 11万吨,其中新井产油 4500吨,老井措施增油 12000吨,计算 2000油藏的自然递减率和综合递减率。解:自然递减率 = ( 上阶段末标定水平 ( 上阶段末标定水平 = ( 300 110000) /300合递减率 = (上阶段末标定水平 (上阶段末标定水平 ( 300*365-( 110000 /300*365=递减率:指包括老井、新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率,即阶段总采油量与上阶段总采油量的差值,再与上阶段总采油量之比,它是反映油田实际产量的递减状况。例题:某油藏 1999年产油 2000年产油 10万吨,计算 2000油藏的总递减率。总递减率 =(阶段产油量 (12=20%注采对应率概念及其计算方法注采对应率是指在现有井网条件下,采油井生产层中与注水井连通的有效厚度(层数)与井组内采油井射开总有效厚度(层数)之比。注采对应率又可分为层数对应率和厚度对应率 。层数对应率 =油井生产层中与注水井连通的油层数 /油井总生产层数厚度对应率 =油井生产层中与注水井连通的有效厚度 /油井生产的总有效厚度。水驱控制储量:指层系中水井已射开层段(对应有油井采出)所对应的储量。水驱动用储量:指层系中水井已射开层段(对应有油井采出)所对应的吸水厚度所对应的储量。水驱控制储量 =水驱控制程度 *地质储量;水驱控制程度 =平面水驱控制程度(流线图法) *纵向水驱控制程度(静态注采对应率)水驱动用储量 =水驱动用程度 *地质储量;水驱动用程度 =平面水驱动用程度(流线图法) *纵向水驱动用程度(静态注采对应率 *吸水剖面所测吸水厚度百分数)注水井层段合格率注水井的层段合格率是指符合配注的层段占总注水层段的百分数。日油能力是阶段产油量除以油井该阶段的实际生产天数 。日油水平是阶段产油量除以该阶段的日历天数。日油能力扣除了倒井、停电等其它因素对油井生产时率的影响,反映了油井或区块的生产能力,而日油水平只表示某一阶段内平均每天的产油量。生产能力油田内所有油井 (除去计划暂闭井和报废井 )应该生产的油量的总和叫油田生产能力,单位吨 /日。生产能力和生产水平的差别在于生产能力是应该出多少油,但由于种种原因如事故、停工、操作不当、设计不当、计划不周、供液不足等,实际上没有出这么多油,叫生产水平。二者差别越小,说明开发工作做得越好。原始地层压力指油层在未开采时测得的油层中部压力。地层压力随地层深度增加而增加。一般油层压力与油层的海拔位置大体上成正比关系目前地层压力 (静压 )油田投入开发后,在某些井点,关井压力恢复后所测得的油层中部压力称为静压,它是衡量地层能量的标志。在油田开发过程中,它的变化与采出量及注入量有关。流动压力 (流压 )是油井正常生产时,所测出的油层中部压力。流压的高低,直接反映出油井自喷能力的大小。总压差目前地层压力与原始地层压力之差,标志油田天然能量的消耗情况。生产压差 (又称采油压差 )指目前地层压力与井底流压的差值。二、抽油机井管理指标的计算1、 总井、、1、 总井指统计期末全部已完钻井数之和。原则上应与油藏工程数据一致( 2005年以后规定),在没有特殊指明的情况下,油水井总井数、开井数、关井数均不包含已废弃井及其再利用井。2、 总关井总关井数 =计划关井数 +4小时)以上,并有一定采油、采气和注入量的生产井的井数。其中,包括有间开制度,并有一定采油、采气和注入量的间开井(不包括报废再利用井)。二、抽油机井管理指标的计算4、 长停井指连续停产三个月以上的井。(实质是开发指标)5、月油、气、水井开井率月油、气、水井开井率 (%)=〔 油、气、水井当月开井数 /油、气、水井当月总井数 〕 *100%6、油、气、水井(阶段)开井率油、气、水井年(季度、半年、年)开井率( %) =( ∑当月开井数 /∑当月总井数) *100%。二、抽油机井管理指标的计算7、月油、气、水井利用率月油、气、水井利用率 (%)= 〔 油、气、水井当月开井数 / (油、气、水井当月总井数 — 当月计划关井数 — 待废弃井关井数 )〕 χ100% 8、油、气、水井(阶段)利用率油、气、水井年(季度、半年、年)利用率( %)=〔 ∑当月开井数 /( ∑当月总井数- ∑当月计划关井数- ∑当月待废弃关井数) 〕 *100%。二、抽油机井管理指标的计算9、月油、气、水井生产时率月油、气、水井生产时率( %) =〔 油、气、水井开井当月累计生产时间 / 油、气、水井开井当月累计日历时间 〕*100%;生产时间单位为小时。10、综合利用率(工程)油井综合利用率( %) =各开井实际采油小时之和 /(各采油井日历小时之和 — 计划关井日历小时之和 — 待报废井日历小时之和) × 100%。油井综合利用率( %) =油井利用率 × 生产时率 *100%二、抽油机井管理指标的计算11、综合利用率(油藏)油井综合利用率( %) =各开井实际采油小时之和 /各采油井日历小时之和 × 100%。油井综合利用率( %) =油井开井率 × 生产时率*100%12、油、气、水井月躺井率油、气、水井月躺井率( %) =(当月躺井次数 /当月开井数) *100%;二、抽油机井管理指标的计算13、油、气、水井(阶段)躺井率油、气、水井(季度、半年、年)躺井率( %) =( ∑当月躺井次数 /∑当月开井数) *100%。14、油气水井躺井是指除对油气水井主动采取措施和非井筒和地面工程因素之外,油气水井因工程因素关井,时间超过 24小时、特殊工艺实验超过三天,而未恢复正常生产,谓之躺井; 它反映油气水井生产组织衔接管理水平。即:因井下管杆泵系统、地面拖动系统、地面管网系统、供电系统等出现故障而停井超过 24小时未恢复生产。(高含水关、供液不足关等)二、抽油机井管理指标的计算油井躺井说明:( 1) 抽油机井躺井 :指正常生产井由于抽油杆断脱、泵管漏失、砂卡、结蜡、抽油设备故障以及电故障、集输故障等造成油井突然停产,在 24包括有计划的检泵、电路检修、环空测压、流程改造、计量站改造等)。( 2) 电泵井:指正常生产井由于井下泵机械故障、电缆故障、卡泵、地面供电系统故障等造成油井突然停产,在 24为躺井(不包括有计划的检泵、电路检修、地面设备维护等)。( 3)自喷井:指正常生产井由于地层压力下降而造成停喷,或由于结蜡、砂垢、井口设备故障、集输故障等造成油井停产,在 24复生产的,均为躺井(不包括有计划的关井测压、清蜡、地面流程改造、计量站改造等)。二、抽油机井管理指标的计算( 4)工艺实验井 :因实验设备、工具出故障停产超过三天不能恢复生产算躺井。( 5)作业返工井不算躺井(作业开井 1个月内因作业质量导致的返修井)。( 6)带产上措施不属于躺井。因故障停井后,上措施作业算躺井。15、单井检泵周期 :是指油井最近两次检泵作业之间的实际生产天数与最后一次检泵作业到统计之日之间的实际生产天数相比,取长的一个。二、抽油机井管理指标的计算单井检泵周期几点说明:1、 因主客观原因停产而未及时上修的井,停产之日即为本周期截止日。2、 油井不出油而未及时作业检泵的井,不出油之日即为本周期的截止日。3、 间歇抽油井的检泵周期按开井生产的实际时间计算。4、 新井上抽和自喷转抽井到统计之日为止仍继续正常生产的井检泵周期统计方法:开抽之日起至统计之日止,若连续生产天数大于各单位上次平均检泵周期,则该连续生产天数即为该井的检泵周期;若连续生产天数小于各单位上次平均检泵周期,则该井不参加统计5、进行措施如压裂、酸化、防砂、卡堵水、提液、补孔等,若未进行检泵换泵,则检泵周期按扣除施工停井天数后连续统计。6、措施作业同时进行检泵换泵,按检泵算,措施之后开抽的日期即为下一次检泵周期的开始。7、稠油热采井(建议统计吞吐周期)二、抽油机井管理指标的计算16、平均检泵周期是符合统计条件的所有油井的检泵周期的平均值。(分单位、分举升方式都适用)T=单井检泵周期之和 /统计井数之和(天)。17、单井免修期生产周期( 1) +生产周期( 2) +….+ 生产周期( N)单井免修期 =统计当年的)说明:①、两次维护作业之间的油井正常生产时间;②、最后一次作业时间不包含在统计之时的本季度内,那么最后一次作业日期到统计之日作为最后一个生产周期;如最后一次作业时间在统计之时的本季度内,本周期不参加统计;③、当年第一次维护作业井及长寿油井可跨年度统计;④、措施井的生产周期可连续统计。二、抽油机井管理指标的计算18、作业频次总部统计方法:月报:总(维护、措施)作业频次 =〔 总(措施、维护)作业井次 /期末开井数 〕 *12;半年报:总(维护、措施)作业频次 =〔 总(措施、维护)作业井次 /期末开井数 〕 *2;年报:总(维护、措施)作业频次 =总(措施、维护)作业井次 /期末开井数分公司统计方法:总(维护、措施)作业频次 = ∑总(措施、维护)作业井次 /期末开井数二、抽油机井管理指标的计算19、平均动液面平均动液面: H=Σm)。其中,测不出按泵挂深度计算动液面,没有测的按最近一次计算。统计方法分单位、举升方式都适用。20、平均泵挂深度 :平均泵挂深度: L=ΣL/n(m),式中: Σm), m)统计方法分单位和举升方式都适用。21、平均沉没度沉没度:油井正常生产时,抽油泵下入动液面以下的长度,单位:米。平均沉没度:由平均泵挂深度减平均动液面算出。二、抽油机井管理指标的计算22、平均泵效平均泵效 η=ΣΣ100%式中: Σ实之和 (m3/d),Σ理之和 (m3/d)。注意:实际排量计算必须将实际产液量的重量 比重转换为体积 样计算结果才是真实泵效。23、长寿井( 1)连续生产两年以上且到统计之日为止仍正常生产的油井纳入到长寿井的统计范围(长寿井统计的是生产周期)。( 2)长寿井生产期间未进行过任何动井下管柱的措施或维护作业 ;( 3)自喷井不在长寿井统计范围之内;( 4)间歇井按照实际生产时间统计。二、抽油机井管理指标的计算24、长寿井组统计期末,按照注采关系建立的井组中,油井平均生产周期(按长寿井标准统计)达到两年以上的,该井组算长寿井组。25、长寿区块统计期末,区块单元中,油井平均生产周期(按长寿井标准统计)达到两年以上的,该区块算长寿区块。26、原油计量误差是指井口产油量减核实产油量的差与井口产油量的比值,单位 %。公式:原油计量误差 =〔 (井口产量 〕 *100%二、抽油机井管理指标的计算27、油井工况合格率油井宏观控制图中合格区井数与上图井数的比值,单位 %28、检泵周期:指两次换泵相隔的天数,也就是上次检泵后开抽之日起到最近一次检泵停抽之日止的天数。充满系数:抽油泵活塞完成一次冲程时,泵内进入液体的体积和活塞让出的体积的比值。二、抽油机井管理指标的计算29、百米吨液耗电原油在开采过程中把一吨液量从井下提升一百米(有效扬程)所消耗的电能。计算公式如下:式中: x—— 百米吨液有功耗电量, 00m·t,W—— 单井日耗电, 单井日产液, 有效举升高度, 采系统效率和百米吨液耗电这两个指标在实质上是一样的,二者之间是常数关系。二、电机铭牌功率的利用程度 。 是实际输入电功率与电动机铭牌额定功率的比值 。例题:已知某抽油井使用机型为 3井的实测功图上,上行程最高点距离基线长度为 L=力仪力比为 2kN/电动机铭牌功率 55牌功率因数 试功率因数为 电压 220V,相电流 400A,电动机采用 你计算该井的利用率。。二、抽油机井管理指标的计算解 : 悬点的最大负荷*a=10× 2=56( 荷利用率额 =56/12× 10=46%电机实际功率3× 1/1000=3× 220× 40× 1/1000=机的功率利用率 100%=55× 100%=38%二、油井在生产过程中油套管环形空间中的液面深度。深井泵固定阀与动液面之间的距离。指抽油机实际冲程与抽油机铭牌最大冲程的比值二、抽油机井管理指标的计算例题:已知某井的流压是 10压是17井生产层位是 井含水是 80%,原油相对密度是 要求该井的日产液量达到 40吨,沉没度保持在 300米,且该井在Φ56的抽油泵进行生产,泵效为 64%井所用抽油机冲程是 3米,请问该井的冲次为多少可达到生产要求?其下泵深度为多少米?二、抽油机井管理指标的计算解:① ρ混= ρ水 × 油( 1 1× ( η= 1440× π/4× S× n× ρ混 × η∴ n= (1440× π/4× S× ρ混 × η)=40/(1440× × 3× 6(次 /分钟)②油层中部深度=( = )1387100÷ 00= )二、抽油机井管理指标的计算例题:某井采用 0深 800米,冲次 5次 /水 65%,原油相对密度 油杆在空气中每米重 塞截面以上液柱每米重 比重为 计算减速箱扭距利用率。二、抽油机井管理指标的计算解 :P′液= q′液 × L = 800= 1696( 杆= L = 800= 2592( 大=( P′液 + 1+790)=(1696+2592)(1+25/1790)=4539.2(小= 1790)=2592× (25/1790)=2439.9(实= 300s+ 300× kg·m)M= 100%= 300× 100%= :减速箱扭距利用率为 二、抽油机井管理指标的计算例题:某油层中部深度为 2000米,静压为16 泵深度为 1200米,油相对密度 水为 80%,油层饱和压力 14 采用∮ 83× 4参数生产,所选抽油机型号 产量 20吨,计算冲程利用率二、抽油机井管理指标的计算解 :o(1+1× 80%= =(* 00+200000=饱比 =4=120/1100 t/ 理 =100/1440× × (× 4× 00%=61%冲程利用率=× 100%=90%二、减速箱效率:减速箱输出功率与电动机输出功率之比称为皮带 指在一定的冲次和冲程下,油井在生产过程中油套管环形空间中的液面深度。二、抽油机井管理指标的计算例题 1:某井的实测示功图上,上冲程最高点到基线的距离为 L= 4力仪力比为 a= 2kN/油机型号为 抽油机负载利用率( 0m/ :① 悬点最大载荷 P L× a= 4× 10× 2= 80( 负载利用率 P 100%= 80÷ 11× 100%= :该井抽油机负载利用率 、抽油机井管理指标的计算例题 2:某井使用 挂 900米,泵径 Φ70程 次 8次 /分,上部抽油杆为 Φ22400m,其余用 Φ19井含水为 40%,原油相对密度 的相对密度为 22m, m,求抽油机的负荷利用率是多少?二、抽油机井管理指标的计算解:液 +r水 (1× 1× 液 =( × L× × ( 900× )10400+10( 900=t)= t)则 液 +t)则负载利用率 100%=0× 100% =:该井负载利用率为 二、抽油机井管理指标的计算例题 3:某井泵径为 56程 冲次 9次 /分, 当日故障停机 130分钟,累计产油 32吨,原油含水 45%,原油相对密度 该井泵效?解:混合液密度 =1* *32/( =**n*( 1440*0%答:该井的泵效为 90%二、指一段时间内,累计作业井次与累计开井数的比值。是指在下死点时活塞游动凡尔与固定凡尔之间的泵筒内的体积。杆功率被减速箱输出功率除,所得的商数为四连杆机构效率二、一项反映油田注水系统地面工程综合性的经济技术指标。研究分析油田注水系统效率,主要是分析全系统的机泵运行效率、工艺管网的压能损失和注水站高压供水的利用。以注水站为中心的注水系统效率的计算方法是:η系= η电机 × η泵 × η管网式中: η系 —— 注水系统效率( %)η电机 —— 电动机效率( %)η泵 —— 注水泵效率( %)η管网 —— 注水管网效率( %)⑴电动机效率计算:η电机= 〔 √3o+3 √3油机井管理指标的计算⑵ 注水泵效率计算:注水泵效率即为输出的有效功率与泵输入功率之比。η泵= 100% Q(千瓦)√3η电机式中: — 注水泵出口压力( — 注水泵进口压力( Q—— 注水泵排量( m3/h);⑶注水管网效率:η管网=( ΔP) ÷ 100%= 100%式中: — 注水泵出口平均压力( ΔP—— 管网流程压力损失(主要包括泵出口闸门控制,管道沿程和局部损失,配水间调节节流损失等);— 注水井井口平均注水压力( 指地面电能传递给井下液体,将液体举升到地面的有效功率与电机输入功率之比。即:抽油机井系统的有效功率 = 100%其中: 拖动抽油系统的电动机的输入功率为抽油井的输入功率。/ 24日 耗 电3 S 或抽油井口的实际有效功率,又称水功率。是指在 1式中: Q-油井实际产混合液量, t/ d; H-有效举升高度, m;ρ m-油管内混合液相对密度, 抽油井的含水率,%。二、抽油机井管理指标的计算有效举升高度 中: 油机井的动液面深度, m;口油压, C-井口套压, 用的系统效率计算公式:10 0( )f= L +41 4 1 0=二、抽油机井管理指标的计算抽油机井系统效率可由 8 个分效率组成 :η系 = η地 · η井= k · η电 · η皮 · η减 · η连 · η盘 · η杆 · η泵 · η管式中 k ——— 有效载荷数 ,与四杆机构效率及井下液柱重量和抽油杆重量之比有关 ;η电、 η皮 、 η减、 η连、η盘、 η杆、 η泵、 η管 ——— 系统各分效率。二、抽油机井管理指标的计算二、是指通过光杆提升液体和克服井下损耗所实际消耗的功率。60 中: — 光杆功率, A—— 示功图包围的面积, —— 光杆冲程, m; n—— 冲次,次 /分; C—— 力比, KN/s—— 图中示功图长度, 是指有功功率(水功率)与光杆功率之比, η 油机井管理指标的计算例题 :某井产液 100 t/d,回音标深度700m,记录纸上音标波为 200面波为 228 压 压 测示功图包围面积 598 比2程 6 m,冲次 8次 /分 ,示功图长度为 43 合液相对密度为 举升效率为多少 ?二、抽油机井管理指标的计算解 :动液面深度 :(228/200)98 H=(1=798+()20 有效功率 :6400=1006400=60L)=60=N光 抽油机井的地面效率— 光杆功率— 输入功率抽高有杆泵地面效率的主要手段:(1)提高电机的运行效率。(2)提高抽油机的平衡率。(3)抽汲参数的合理匹配。13二、 抽油机井的井下效率— 有效功率— 光杆功率32二、— 有效功率— 输入功率12二、抽油机井管理指标的计算二、抽油机井管理指标的计算例题 1: 某井产液 64t/d,液面深度 1000m,油压 压 体相对密度为 油机系统效率 60%,求电动机输入功率为多少?1 0 0 ( )
展开阅读全文
  石油文库所有资源均是用户自行上传分享,仅供网友学习交流,未经上传用户书面授权,请勿作他用。
0条评论

还可以输入200字符

暂无评论,赶快抢占沙发吧。

关于本文
本文标题:油田开发指标的计算方法
链接地址:http://oilwenku.com/p-15675.html
关于我们 - 网站声明 - 网站地图 - 资源地图 - 友情链接 - 网站客服客服 - 联系我们
copyright@ 2016-2020 石油文库网站版权所有
经营许可证编号:川B2-20120048,ICP备案号:蜀ICP备11026253号-10号
收起
展开