Оптимизация работ на нефтяном месторождении - рефераты, скачать рефераты, бесплатно рефераты

Рефераты. Оптимизация работ на нефтяном месторождении

p align="left">

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 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 №560 (Э-80) Qж - 85м3 перевод на Э-125 Qж - 130м3

2. скважина №1053 (Э-50) Qж - 55м3 перевод на Э-80 Qж - 86м3

3. скважина №517 (Э-80) Qж - 88м3 перевод на Э-160 Qж - 164м3

4. скважина №552 (Э-125) Qж - 135м3 перевод на Э-160 Qж - 155м3

5. скважина №536 (Э-50) Qж - 73м3 перевод на Э-80 Qж - 95м3

6. скважина №541 (Э-25) Qж - 35м3 перевод на Э-50 Qж - 60м3

7. скважина №612 (Э-125) Qж - 138м3 перевод на Э-160 Qж - 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица №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, 9, 10, 11, 12, 13