Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения (стр. 4 из 7)
коэффициент продуктивности; 
пластовое давление; 
максимально допустимое давление.скв № 893
скв № 890
скв № 894
скв № 895
скв № 896
4) Определение разности между max. дебитом и фактическим дебитом скважины;
разность между максимальным и фактическим дебитами; 
максимально допустимый дебит скважины; 
фактическая подача;скв № 893
скв № 890
скв № 894
скв № 895
скв № 896
| № пп. | № скв. | К  | Р  | Qmax.доп |  Q |
| 1 | 893 | 0,727 | 7,875 | 6,27 | 2,27 |
| 2 | 890 | 2 | 7,875 | 8,25 | 4,25 |
| 3 | 894 | 0,454 | 7,875 | 2,68 | 0,68 |
| 4 | 895 | 0,980 | 7,875 | 3,35 | -1,58 |
| 5 | 896 | 1,219 | 7,875 | 3,19 | -1,8 |
Вывод:
Исходя из расчётов, которые приведены выше видно, что в скважинах№ 893, 890, 894 разница между фактическим и максимально допустимым дебитом невелика, по этому я рекомендую оставить добычу на прежнем уровне. А у скважин № 895, 896 – очень большая разница между фактическим и максимально допустимым дебитом, поэтому нужно произвести замену оборудования (ШСН).
3.3 Анализ технологических режимов.
1) Определение газового фактора;
коэффициент обводненности; 
плотность нефти.скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
2) Определение относительную плотность газа по воздуху;
плотность газа; 
плотность воздуха 
3) Определение газосадержания;
относительная плотность; 
газовый фактор;скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
4)Определяем плотность пластовой жидкости;
при
: 
плотность воды; 
плотность нефти; коэффициент обводненности; 
газовый фактор; 
объёмный коэффициент;скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
5) Определение приведенного давления;
пластовое давление; 
средне критическое давление.скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
