Расчет по подбору насосного оборудования
Исходные данные
НСКВ= 1705м
Рпл= 9,4 Мпа
Рзаб= 6,8 Мпа
Кпрод= 0,22 м/сут Мпа
рн= 861 кг/м3
рг= 1,6 кг/м3
G= 50,4 м3/кг
р= 1000 кг/м3
nв= 0,75
в= 1,2
Решение
1. Определяем фактический дебит скважины по уравнению
Q= K(PПЛ- PЗАБ) (1)
где К- коэффициент продуктивности, т/сут Мпа
PПЛ- пластовое давление Мпа
PЗАБ- забойное давление Мпа
Q= 0,22(0,94-6,8)= 5,9 т/сут
2. Определяем плотность пластовой жидкости с учётом %-го содержания воды в нефти: т.к. п<80%, то
(2)
где rсм- плотность пластовой смеси, кг/м3
rн- плотность нефти, кг/м3
rВ- плотность воды, кг/м3
в- коэффициент сжимаемости
nв- обводненность нефти, доли единиц
G- газовый фактор, м3/кг
кг/м3
З.Определяем объёмную теоретическую подачу:
(3)
где n- коэффициент подачи насоса, (0,4-0,8)
м3/сут
h= 1300 м- глубина спуска насоса.
4. По диаграмме Адонина, зная объёмную производительность и глубину спуска насоса, находим область, в которой находится станок-качалка и диаметр насоса для заданных условий:
5СК-6-1,5-1600, nmax= 15 кач/мин, диаметр насоса= 38 мм
Snn= 1,5 м максимальная длина хода плунжера
5. Выбираем тип насоса с учётом глубины спуска и диаметра НКТ: Тип насоса НСН2-38; диаметр НКТ- 60мм
б.Выбираем число качаний, зная максимальную длину хода и фактическую производительность установки:
(4)
где Fпл- площадь сечения плунжера, м 2
м 2 (5)
кач/мин
Определяем необходимую мощность и выбираем тип электродвигателя.
N=0.000401∙π∙D 2∙Sпл∙pcм∙Hдин(1-nск∙nнас/nнас∙nск+n)∙K (6)
N=0.000401∙3.14∙0.059 2∙708∙2.55∙533.8∙(1-0.8∙0.9∙/0.9∙0.8∙0.7)∙1.2=1.17 кВТ
Ндин=Нскв-Ндин=1020-486,2=533,8 м
КПД насоса=0,9
КПД СК=0,8
К – коэффициент уравновешенности СК, К=1,2
Тип ЭД выбираем по Юрчуку ADП-41-4
3.5. Технологическая эффективность эксплуатации БС и БГС
Одной из важнейших проблем разработки залежи №1 Ромашкинского месторождения является выработка неоднородных и неустойчивых коллекторов.
Для разработки таких коллекторов применяют БС и БГС. На залежи №1 пробурено 49 БГС и 20 БС. Все они находятся в эксплуатации, что привело к увеличению добыче нефти в 3 раза с 7тыс.т. до 21тыс.т. Средний прирост дебита на одну БГС составил 6т/сут. Накопленная дополнительная добыча по 
залежи №1 по БГС составила 21,4 тыс.т Дополнительная добыча от внедрения БС и БГС составила 34,977тыс.т..
Выводы и рекомендации по применению зарезки БС и БГС на
Анализируемом объекте
При анализе геологического строения залежи №1 Ромашкинского месторождения, которое разрабатывает НГДУ «Лениногорскнефть» сложенных неоднородными и неустойчивыми породами: аргиллиты, алевролиты, песчаники переслаивающие между собой, углистые сланцы было выявлено ухудшение коллекторских свойств пласта.
Согласно, анализа текущего состояния разработки уменьшается добыча нефти и увеличивается обводненность продукции. Поэтому применяют различные методы для увеличения нефтеизвлечения пластов. В данной работе рассмотрен метод зарезки боковых горизонтальных стволов в скважинах. Данный метод в НГДУ «Лениногорскнефть» на залежи №1 используется с 1999 года. На сегодняшний день на залежи №1 Ромашкинского месторождения проведена зарезка боковых горизонтальных стволов на 49 скважинах.
Опыт разработки залежи №1 НГДУ «Лениногорскнефть» системой БС и БГС показал:
- для разработки залежи №1 НГДУ «ЛН» применяет БГС по двум направлениям – а) для восстановления продуктивности вертикальных и наклонно-направленных скважин, выведенных из эксплуатации по техническим и технологическим причинам; б) для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, рассредоточенных в тупиковых и малопродуктивных зонах;
- на водонефтяные зоны залежи №1 пробурено 20 БГС , длина горизонтального ствола от 30 до 118 м.
- за счет выполнения мероприятия по зарезкам БГС, на первом опытном участке ВНЗ залежи №1 добычу удалось увеличить в 3 раза, с 7 тыс. т до 21 тыс.т 
- анализ работы окружающих скважин до и после зарезки БГС на все участках залежи показал, что при эксплуатации наклонно-направленных скважин с величиной депрессии в 3-5 раз больше, чем в БГС, дебиты их ниже;
- несмотря на то, что БГС были пробурены с выходом за зоны дренирования основных скважин, на величину дебитов по основному фонду горизонтальные стволы не повлияли;
- обводненность по БГС ниже на 30-40 %, чем в окружающих скважинах основного фонда;
- работы по изоляции водопритоков в БС и БГС из-за отсутствия информации по интервалам обводнения проводились селективными материалами. Попытки определить интервалы обводнения геофизическими методами предпринятые на скв. №16627, 3580, 35811 не увенчались успехом, т.к. ни на одной из них приборы не прошли, хотя НКТ перемещались свободно и фильтры со скважин были извлечены без затруднений. Изоляция выполнялась с использованием ВНП, СНПХ-9633, жидкого стекла, КСС. Изоляция водопритока путем закачки ВНП оказалась неэффективной. По БС и БГС на залежи №1 не получено положительного результата от закачки жидкого стекла, однако после применения КСС при обводненности 96% и дебите 0,4 т/сут, удалось изолировать водоприток и получить дебит нефти 2,2 т/сут при обводнености 26%;
- основная задача совершенствования заканчивания скважин заключается в то, чтобы при перепаде давлений в пределах 10 МПа достичь максимальных дебитов. Это можно получить при вскрытии пластов на равновесии или депрессии с использованием специально подобранных промывочных жидкостей. Стремление получить высокие дебиты, снижая забойные давления до принятых по С1ВВ по проектам, приводит к быстрому обводнению скважин (скв. № 17580);
- опыт зарезки БС и БГС на бобриковском горизонте еще раз указывает на изменчивость геологического строения и его слабую изученность в межскважинном интервале;
- средний прирост дебита на одну зарезку БГС по залежи №1 составил 6т/сут.
Накопленная дополнительная добыча по залежи №1 по БГС по С1ВВ – 218,4 тыс.т, в том числе на одну скважину с БГС по С1ВВ – 4,41 тыс.т, что говорит о малых сроках окупаемости;
- средняя стоимость одной зарезки БГС 7300,0 тыс.руб;
- для сокращения бурения непродуктивных скважин на ВНЗ залежи №1 для восстановления фонда скважин и ввода в разработку застойных зон, ввиду резкого изменения 
структурных планов, необходимо проводить непродольное вертикальное сейсмическое профилирование (НВСП);
- при наличии нефтеносного коллектора 50% и более от вскрытой части, длину горизонтального ствола БГС можно ограничить 50 м, однако при этом необходимо форсировать разработку методики определения оптимальной длины горизонтального участка для различного типа коллекторов на проектируемых скважинах;
- для снижения затрат при последующих изоляционных работах и увеличения срока службы, при проводке горизонтальных стволов скважин необходимо обсаживать продуктивную часть извлекаемыми фильтрами;
- сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин с БГС к системе сбора и закачки.
Таким образом, опыт проводки и эксплуатации БГС на залежи №1 НГДУ «Лениногорскнефть» показал высокую эффективность БГС как метода восстановления бездействующего, малодебитного фонда, а также как метода интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеизвлечения.
Технология зарезки БГС позволила успешно решить одну из проблем разработки залежи №1 – выработку ВНЗ с использованием старого фонда скважин.