Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (стр. 15 из 17)
1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Qж, Ндин, Рпл определяется коэффициент продуктивности скважины.
Кпр =
(1)где Qж – дебит жидкости, м3/сут.;
Рпл – пластовое давление, кг/см2;
Рзаб – забойное давление, кг/см2.
Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований.
2. Определяется оптимальное забойное давление
, позволяющее получить при данном Кпр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом.3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень
(2)где
– динамический уровень по вертикали, м; 
– глубина залегания пласта по вертикали, м; 
– оптимальное забойное давление, кг/см2. 
– удельный вес газожидкостной смеси, г/см3.4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали.
; (3)5. Определяется динамический уровень в стволе скважины
(м); (4)6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину
Нсп = Ндин + Нпогр/соsα; (5)
Нпогр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.
7. Вычисляется планируемый дебит скважины при
где Qпл – планируемый дебит скважины, м3/сут;
Кпр – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут. ат.
8. Определяется требуемый напор установки
(м)где Н – напор установки, м;
ΔΝ – поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).
Для насосов производительностью:
– 20 ÷ 50 ì3/сут Δ Н ≈ 250 м;
– 80 ÷ 125 ì3/сут Δ Н ≈ 180 м;
– 200 и более Δ Н ≈ 100 м;
9. По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.
10. В скважинах с осложнениями (вынос мех. примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.
Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса, приведенными в таблице 1.
Таблица 6.4
| Месторождение | Пласт | Рекомендуемые глубины спуска для основных типоразмеров УЭЦН | ||||||||
| 50–1950 | 50–2100 | 80–1950 | 80–2100 | 125–2100 | 200–2000 | 250–2100 | 400–950 | 500–800 | ||
| 1. Хохряковское | Ю | 2000 | 2200 | 2050 | 2300 | 2150 | 2150 | 2150 | 1250 | 1100 |
11. При подборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значение глубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности, приведенной в таблице 2.
Таблица 6.5.
| Обводненность, % | 0–20 | 20–40 | 40–60 | 60–80 | 80 и более |
| Глубина погружения под динамический уровень не менее, м | 900 | 800 | 700 | 600 | 500 |
Расчетные показатели по месторождению
| 2 ЮВ 1 | Рнас | В | G | Uв | Uнс | Uг |
| 83 | 1.152 | 60 | 0.986 | 0.847 | 0.001258 |
| Показатели по скважине | |
| Lвип (верхний ин-л перфор) | 3086 |
| Lкр (удлинение кровли) | 149 |
| H сп (глубина спуска) | 1550 |
| Lсп (удлинение на глуб спуска) | 83 |
| Qж (дебит скв) | 35 |
| %в (процент обводнённости) | 10 |
| Hдин (динамический уровень) | 1870 |
| Lудин (удлин на дин ур-нь) | 38 |
| Рб (давление на буфере) | 11 |
| Рзатр (затрубное давл) | 8 |
| Рпл (пластовое давление) | 210 |
| dлифта (в дюймах) | 2 |
| Нсппр (принимаемая глуб спуска | 2300 |
| Lпод реал | 1650 |
| Lудл пр | 89 |
| Данные расчёта | ||||||
| Uпл= | 0.817058 | удельный вес нефти пластовой | ||||
| Uнг= | 0.747 | удельный вес нефти с газом | ||||
| Рзаб= | 188.2411 | забойное давление при старом режиме | ||||
| Кпр= | 1.608536 | коэфф продуктивности | ||||
| Рзабmin= | 66.4 | минимальное забойное давление | ||||
| Qпот = | 230.9858 | максимальный расчетный дебит | ||||
| Lп.расч= | 2884.708 | (+удл) | длинна спуска при Qпот | |||
| Lг = | 211.7469 | работа газа | ||||
| Lтр = | 16.5 | потери напора в трубах | ||||
| Рпнн = | 62.59 | потребный напор насоса на подъём жид | ||||
| Рзаб р = | 172.4272 | расчётное забойное давление для нового режима | ||||
| Qрасч = | 60.437 | |||||
| Ндрасч= | 1757.79 | (+удл) | ||||
На основании данных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукции индивидуально для каждой скважины.
6. Организационно-экономический раздел
6.1 Анализ динамики технико-экономических показателей
Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице №6.1
Таблица №6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП»
6.2 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению
Насосную 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 №721 (Э-80) Qж – 85 м3 перевод на Э-125 Qж – 130 м3
2. скважина №1059 (Э-50) Qж – 55 м3 перевод на Э-80 Qж – 86 м3
3. скважина №185 (Э-80) Qж – 88 м3 перевод на Э-160 Qж – 164 м3
4. скважина №763 (Э-125) Qж – 135 м3 перевод на Э-160 Qж – 155 м3
5. скважина №855 (Э-50) Qж – 73 м3 перевод на Э-80 Qж – 95 м3
6. скважина №867 (Э-25) Qж – 35 м3 перевод на Э-50 Qж – 60 м3
7. скважина №155 (Э-125) Qж – 138 м3 перевод на Э-160 Qж – 170м 3
Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут
Таблица №6.2 Исходные данные
| Показатели | Единицы измерения | Числовое значение |
| Фонд оптимизированных скважин | ед. | 7 |
| Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине) | т/сут | 243 |
| Наработка на отказ до оптимизации | сут | 135,0 |
| Наработка на отказ после проведения оптимизации | сут | 135,0 |
| Себестоимость добычи нефти | руб./т | 1749 |
| Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти | % | 51,2 |
| Ставка дисконта | % | 10 |
| Расчётный период | лет | 3 |
| Продолжительность одного ПРС | час | 48 |
| Стоимость одного часа ПРС | руб. | 3700 |
| Цена одной тонны нефти | руб. | 3379,2 |
| Среднесписочная численность ППП | чел. | 980 |
| Среднегодовая стоимость основных производственных фондов | млн. руб. | 4487 |
| Годовая добыча нефти в 2004 году | тыс. т | 5589,6 |
6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели
Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации
Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле: