ссм = св· nв+ сн (1 - nв) (4.2)
где | ссм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; | |
св | - | плотность воды, кг/м3; | ||
сн | - | плотность нефти, кг/м3; | ||
nв | - | обводненность, д. ед.; |
ссм=1008·0,45+820 (1-0,95)=998,6 кг/м3
2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м
Lн = Рзаб / (ссм + g) (4.3)
где | Lн | - | глубина спуска насоса, м; | |
Рзаб | - | забойное давление, МПа; | ||
ссм | - | пластовое давление, МПа; | ||
g | - | коэффициент свободного падения; |
Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м
3. Определяем депрессию на пласт ?Р, МПа
?Р = Рпл - Рзаб (4.4)
где | ?Р | - | депрессия на пласт, МПа; | |
Рзаб | - | забойное давление, МПа; | ||
Рпл | - | пластовое давление, МПа; |
?Р=19,5-14,32=5,18 МПа
4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут
Qф.в. = К · ?Р (4.5)
где | Qф.в. | - | фактический весовой дебит, т/сут; | |
К | - | коэффициент продуктивности, т/сут МПа; | ||
?Р | - | депрессия на пласт, МПа; |
Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут
5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут
Qф.о. = Qф.в./ ссм (4.6)
где | Qф.о. | - | фактический объёмный дебит, м3/сут; | |
Qф.в | - | фактический весовой дебит, т/сут; | ||
ссм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут
6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут
Qт.о. = Qф.о. / бп (4.7)
где | Qт.о. | - | теоретический объёмный дебит, м3/сут; | |
Qф.о. | - | фактический объёмный дебит, м3/сут; | ||
бп | - | коэффициент подачи; |
Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут
7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:
тип - УЭЦН
идеальная подача - 35 м3/сут;
наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;
наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);
наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора - 40 (4000) Кн м (кгс. м);
условный диаметр НКТ - 60 мм;
редуктор - Ц2-Ш-860;
8. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:
N = 401·10-7·р·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-зн·зск/зн·зск)+ бп] ·К (4.8)
где | N | - | полезная мощность электродвигателя, кВт; | |
DплГОСТ | - | стандартный диаметр плунжера, м; | ||
S | - | наибольшая длина хода плунжера, м; | ||
зн | - | 0,9 - КПД насоса; | ||
зск | - | 0,8 - КПД станка-качалки; | ||
К | - | 1,2 - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК; | ||
Lн | - | глубина спуска насоса, м; | ||
бп | - | 0,75 - коэффициент подачи насоса, д.ед.; | ||
n | - | необходимое число качаний, мин-1; |
N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт
Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.
5. Технико-экономические показатели
5.1 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Рославльскому месторождениюНасосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях - при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.Скважины для проведения оптимизации.1. скважина №560 (Э-80) Qж - 85м3 перевод на Э-125 Qж - 130м32. скважина №1053 (Э-50) Qж - 55м3 перевод на Э-80 Qж - 86м33. скважина №517 (Э-80) Qж - 88м3 перевод на Э-160 Qж - 164м34. скважина №552 (Э-125) Qж - 135м3 перевод на Э-160 Qж - 155м35. скважина №536 (Э-50) Qж - 73м3 перевод на Э-80 Qж - 95м36. скважина №541 (Э-25) Qж - 35м3 перевод на Э-50 Qж - 60м37. скважина №612 (Э-125) Qж - 138м3 перевод на Э-160 Qж - 170м3Суммарный прирост по нефти составил 243т/сутТаблица №5.1. Исходные данные№ п/п | Показатели | Единицы измерения | Числовое значение | |
1 | Фонд оптимизированных скважин | ед. | 7 | |
2 | Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине) | т/сут | 243 | |
3 | Наработка на отказ до оптимизации | сут | 135,0 | |
4 | Наработка на отказ после проведения оптимизации | сут | 135,0 | |
5 | Себестоимость добычи нефти | руб./т | 5000 | |
6 | Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти | % | 51,2 | |
7 | Ставка дисконта | % | 10 | |
8 | Расчётный период | лет | 3 | |
9 | Продолжительность одного ПРС | час | 48 | |
10 | Стоимость одного часа ПРС | руб. | 3700 | |
11 | Цена одной тонны нефти | руб. | 7200 | |
12 | Среднесписочная численность ППП | чел. | 980 | |
13 | Среднегодовая стоимость основных производственных фондов | млн. руб. | 4487 | |
14 | Годовая добыча нефти в 2007 году | тыс. т | 1389,6 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8