Южно-Ягунское нефтяное месторождение

3. Определяется  относительная скорость газовой  фазы (см пункт 8 раздела 5.7 алгоритма расчета давления на приеме).

4. Скорость смеси  определяется по формуле:

wсм =4·(Qж +Vг )/(p·Dэк 2 ).

5. Истинное газосодержание определяется по формуле:(40)

 

jг = bг wсм / (wсм +wго ). (41)

6. Приведенная плотность  газонасыщенной нефти определяется  по формуле:

rнг * = rн */bн ·(1+ 1,293· rгр *·10-3 · Г). (42)

7. Плотность жидкости  определяется по формуле:

rж = rн · (1 - B)+ rв ·B. (43)

8. Плотность газожидкостной  смеси рассчитывается по формуле:

rсм = rж · (1-jг ) + rг ·jг .(44)

9. Вязкость нефти  при при пластовой температуре определяется по формуле:

mнпл = 1 / c· (c· mн20 )A ,(45)

где

b=2,52·10-3 1/°C, c=10 при mн20 >1000,

b=1,44·10-3 1/°C, c=100 при 10 £ mн20 £1000,

b=0,76·10-3 1/°C, c=1000 при mн20 <10;

A=1/( 1+b·(tпл -20)·lg(c mн20 ) ). (46)

10. Вязкость газонасыщенной  нефти определяется по формуле:

mнг =A· mнпл B ,(47)

где

A = exp(-87,24 · 10-4 · Г* + 12,9 ·10-6 · (Г*)2 ); (48)

B = exp(-47,11 · 10-4 · Г* + 8,3 ·10-6 · (Г*)2 ); (49)

Г* - газонасыщенность нефти объемная при 15°С и атмосферном давлении в м3 /м3 , которая вычисляется следующим образом, по формуле:

Г* = 0,983 · (1+5 ·aн )·rн · G0 · 10-3 , (50)

где aн = 10-3 · 2,638 · (1,169- rн *) при 0,78£rн *£0,86, (51)

aн = 10-3 · 1,975 · (1,272- rн *) при 0,86< rн *£0,96; (52)

10. Вязкость водонефтяной  эмульсии

Находим критическую скорость, по формуле:

wкр = 0,064 · 56B (g ·Dэк )1/2 (53)

Если обводненность B£ 0,5 и скорость смеси wсм > wкр , то тип эмульсии - "вода в нефти" и расчет вязкости ведется так:

Вычисляется скорость сдвига эмульсии по формуле:

wсд = 8 · wсм / Dэк , (54)

Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость, определяется по формуле:

A = (1 + 20 · B2 ) / wсд 0,48 · B (55)

 

Если A>1, тоmсм = A · mнг · (1 + 2,9 · B) / (1 - B). (56)

Если A£1, то mсм = mнг · (1 + 2,9 ·B) / (1 - B). (57)

Если обводненность B > 0,5 или скорость смеси wсм < wкр , то тип эмульсии - "нефть в воде" и расчет вязкости ведется так:

mсм = mвод · 103.2 * (1 - B) . (58)

11. Число Рейнольдса  по жидкой фазе определяется  по формуле:

Reж =wсм 2 ·Dэк ·rж / mсм (59)

12. Коэффициент  гидравлического сопротивления  для жидкой фазы, определяется  по формуле:

l = 0,067·(158/Reж +2e/Dэк )0,2 , (6о)

где e - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина, e = 1,4·10-5 ).

13. Градиент потерь  давления на трение, рассчитывается  по формуле:

(dp/dH)тр = lw2 см rсм 10-6 /(2Dэк ). (61)

14. Суммарный градиент  давления, определяется по формуле:

(dp/dH) = 10-6 ·rсм ·cosa+(dp/dH)тр . (62)

15. Увеличиваем  глубину на значение шага DH (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение DP.

DP = (dP/dH) ·DH. (63)

17. Возвращаемся  к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем  до тех пор пока текущая  глубина достигнет значения Lскв . Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

Таблица 5.15 Мероприятия по увеличению добычи нефти по фонду скважин Южно –Ягунского месторождения ЦДНГ-1

Куст	скв	Насос	Н Дин	Р дин	м3 \с	%	т\с	Мероприятия	м3 \с	%	т\с	Прирост
121	5060	Э-50	665	6	30	10	23	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	100	42	50	27
121	5059	Э-50	602	6	87	1	74	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	97	4	80	6
132	1478	Э-50	516	14	70	78	8	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	118	81	19	11
127	5020	ТД450	611	1	45	3	37	см.ТД450*Э-60 пром.забоя	88	4	72	35
127	5021	Э-50	608	14	87	71	22	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	108	67	30	8
133	1452	НВ29	461	2	4	56	1	см.НВ29*НН44, пром.забоя	17	89	2	1
236	5099	FS950	998	0,2	150	2	126	см.FS950*Э-160, пром.забоя	182	4	149	23
24	465	Э-25	184	1	34	81	5	см.Э-25*Э-50, пром.забоя	75	83	11	6

 

Продолжение таблицы 5.15

120	5056	ТД750	950	23	106	58	38	см.ТД750*Э125, пром.забоя	153	56	58	20
120	5072	Э-50	501	7	70	41	35	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	113	44	54	19
133	1508	Э-50	788	19	77	14	57	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	119	7	95	38
240	5128	НН44	643	0,3	8	18	6	см.НН44*Э-25, пром.забоя	28	23	18	12
135	437	Э-50	715	4	60	93	3	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	97	91	7	4
129	1456	Э-80	0	8	125	46	57	см.Э-80*Э-125, пром.забоя	135	46	62	5
140	1539	Э-25	1538	32	21	43	10	см.Э-25*Э-50, пром.забоя	56	43	27	17
120	5070	ТД280	497	12	38	75	8	см.ТД280*Э-60, пром.забоя	70	75	15	7

Технологический расчет на внедрение УЭЦН
на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я
Исходные данные
Пластовое давление, Р пл. атм.	212
Давление насыщения, Р нас. атм.	14
Давление коллектора, Р кол. атм.	23
Верхняя точка перфорации Н перф, м	2505
Глубина верхней точки перфорации по вертикали Н кр, м	2360
Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут.	75
Обводненность В,%	10
Удельный вес нефти g н,г/см3	0,85
Удельный вес воды g в,г/см3	1,014
Удельный вес пластовой жидкости g ж,г/см3	0,87
Динамический уровень Н дин, м	886
Затрубное давление Р затр, атм	14
Глубина спуска насоса Н учт., м	1820
Проектируемый отбор жидкости Q пр, м3 /сут.	110
Потери напора в НКТ h тр, м	100

 

 

ВЫВОД

1 Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м3 /сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м3 /сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

2. Выполнен анализ  эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском  месторождении. Результаты анализа  показали, что основными причинами  аварийности установок являются:

- старение оборудования;

- увеличение осложненного  фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности  продукции скважин);

- рост малодебитного  фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рисунка 5.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы  с осложнениями при эксплуатации  скважин, оборудованных 

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

- обработка скважин  ингибиторами солеотложений, парафиноотложений  и применение рабочих органов  насосов со специальным покрытием  или выполненных из специальных  материалов;

- применение поднасосных  газосепараторов и диспергаторов;

- применение механических  скребков для борьбы с

парафиноотложениями.

4. Для повышения  эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима  оптимизация режимов их работы. Анализ этих режимов показал, что по большинству скважин  наблюдаются завышенные глубины  спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты  по оптимизации режимов работы  скважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты  расчета показали, что только  за счет оптимизации режимов  работы этой скважин можно  получить увеличение дебита нефти  и за счет уменьшения глубины  спуска ЭЦН сэкономить НКТ  и кабель.

 

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ.

6.1 Оптимизация  режима работы скважин

Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение рекомендаций.

Критериями оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦН с меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1 было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем - 12 месяцев 2003 года.

Таблица 6.1 Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС.

№ п/п	Показатели	Ед. измерения	Абсолютные значения
1.	Объем внедрения	Скважина	1
2.	Дополнительная добыча нефти	Тыс. тонн	13,87
3.	Цена нефти (за 1т.)	Руб.	1468
4.	Стоимость одного ремонта	Тыс. руб.	105
6.	Условно-переменные затраты на добычу 1т нефти	%	42
7.	Себестоимость добычи 1тонны нефти	Руб.	835
8.	Налог на прибыль	%	24
9.	Коэффициент инфляции	%	14
10.	Ставка дисконта	%	10

6.2 Расчет потока  денежной наличности от применения  НТП.

Основным показателем оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потока денежной наличности на всех этапах мероприятия определяется по формуле:

ΔПДНt =ΔВt-ΔИt-Кt-ΔНt., ( 6.1 )

где ΔВt– прирост выручки от проведения мероприятий в t-ом году, тыс.руб.

ΔИt – прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.руб.

К t– капитальные затраты в t-ом году связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

ΔНt – прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа