Расчёты в добыче нефти
..pdfВозможный среднесуточный дебит скважины на 15-м месяце ее эксплуатации без гидроразрыва
дож = q,a,n°x = 2,55-0,9814'8 = 1,89 т.
Возможная добыча нефти за ожидаемый период работы сква жины на повышенном дебите (14,8 мес)
(<7ф |
Яож) а 1 |
= 30-0,94 (4 t l : 8^ ’95 = П41 т. |
<2ож = 3 0 т )! |
1 — ai |
|
|
|
Теоретическая добыча нефти за ожидаемый период (14,8 мес)
QT= ЗОт] |
= 30-0,98 |
(2,551~ Q898 0,98 = 889 т. |
Ожидаемый прирост добычи нефти |
||
А(5ож = Qom. — QT = |
1141 — 889 = |
252 т. |
Дополнительная добыча нефти за все время эксплуатации сква жины с повышенным дебитом
AQ = А<2ф+ Л<20ж = 475 + 252 = 727 т.
Затраты на подготовку к гидравлическому разрыву и освоение скважины после разрыва
3 - 4 8 = 144 руб.
Экономия за счет уменьшения продолжительности подземного ремонта скважины (повышения коэффициента эксплуатации сква жины)
Эр = (/р - Q (яф+ О Ср = (38 - 33) (8 + 14,8) ■3 = 342 руб.
Общая сумма затрат на осуществление гидроразрыва пласта
В = 1050 + 144 - 342 = 853 руб.
9 А. М. Юрчук |
241 |
Себестоимость 1 т нефти, полученной за счет гидроразрыва пласта
C1 = B/AQ = 852/727= 1,17 руб.
Эффективность гидроразрыва в конце периода работы скважины на повышенном дебите можно оценить по той же методике, что и эффективность методов поддержания пластового давления. Для этого путем построения фактической и теоретической кривых паде ния дебита определяют количество дополнительно полученной нефти. Далее находят суммарные затраты и путем деления этих затрат на количество полученной за счет гидроразрыва нефти опре деляют себестоимость 1 т нефти.
Путем умножения разницы между промысловой себестоимо стью нефти и фактической при гидроразрыве на число тонн до полнительно добытой нефти определяют общий экономический эффект от применения гидроразрыва.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ТЕПЛОВЫХ ОБРАБОТОК МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН 1
Для определения степениэкономичности электроподогрева надо установить минимально допустимое количество дополнительно добытой нефти при проведении тепловых обработок, исходя из предельных издержек, себестоимости и предела рентабельности добываемой нефти.
Известно, что электроподогрев увеличивает дебит скважин при одновременном повышении затрат, связанных с подготовкой скважин к электроподогреву, осуществлением самого электро подогрева и освоением скважин после него.
Число электроподогревов на каждой скважине в год в преде лах рентабельности добываемой нефти можно определить по сле дующей формуле:
я |
= |
3\— Сд1 |
(X II.8) |
||
CQ |
32 |
||||
|
|
|
|||
|
|
k |
|
||
|
|
|
|
||
где Зг — суточные затраты |
на скважину до электроподогрева, |
||||
руб.; |
С — принятая и предельная себестоимость нефти, руб/т; |
||||
qx — первоначальный дебит скважины до обработки, т/сут; Q — дополнительно добытая нефть на одну скважино-операцию, т; k — число рабочих дней для скважины в году; 3 2 — дополнитель
ные суточные затраты |
на электроподогрев |
скважины, руб/сут. |
1 Р ы б а ч о к Н. И. |
О рентабельности тепловых обработок малодебит |
|
ных скважин. — «Нефтепромысловое дело», 1970, |
№ 5, с. 35—38. |
|
2 4 2
Примем |
для |
расчета |
следующие |
исходные данные: |
= |
|
= 0,5 |
т/сут; |
Q = |
48 т; |
= 23 руб; |
С = 30 руб; k = 360 |
дней; |
3 2 = |
2 руб. |
|
|
|
|
|
Следовательно, число обработок в году в пределах рентабель |
||||||
ности |
по формуле (X I 1.8) |
составит |
|
|
||
360
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ПОГРУЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
Исходные данные: подача установленного погружного центро бежного электронасоса QH= 40 м3/сут; дебит скважины ограни чивается штуцером, а поэтому равен Q = 20 т/сут; динамический уровень /1д = 700 м; к. п. д. насоса (т]н) в зависимости от режимов работы изменяется от 0,25 до 0,45.
Потребляемая насосом мощность без учета потерь энергии в ка беле определяется по формуле
Рп. н= 9,81 (ЗАдАЛи, Вт. |
(X II.9) |
Принимая т],, = 0,25, по формуле (X I 1.9) имеем
Р\\.и = 9,81 -20 000-700/86 400*0,25 = 6360 Вт = 6,36 кВт.
Суточная потребность в электроэнергии
6 ,3 6 -2 4 = 153 кВт-ч.
Расход электроэнергии на 1 м3 добываемой жидкости
153: 20 = 7,65. кВт-ч.
При переводе этой скважины на периодическую эксплуатацию насос будет работать только в течение 12 ч (вместо 24 ч). Причем это время может состоять из нескольких периодов в зависимости от установленного режима эксплуатации скважины. В течение этих 12 ч (при отсутствии в скважине штуцера) насос будет рабо тать с максимальной подачей Q = 40 м3/сут.
В этом случае потребляемая насосом мощность (при т] = 0,45) составит по формуле (X I 1.9)
рп н = 9,81-40000-700/86400-0,45 = 7060 Вт = 7,06 кВт.
Суточный расход электроэнергии
7,06-12 = 84,7 кВт-ч.
9* |
243 |
Расход электроэнергии на 1 м3 добываемой жидкости
84,7 : 40 = 2,11 кВт-ч.
Таким образом, для добычи 20 м3 нефти при периодической эксплуатации расход электроэнергии уменьшится в 7,65 : 2,11 = = 3,6 раза по сравнению с расходом энергии при непрерывной работе насоса и ограничении дебита штуцером. Кроме того, эко номия электроэнергии значительно возрастет за счет уменьшения потерь энергии в кабеле, автотрансформаторе и другом обору довании. При периодической эксплуатации скважины, очевидно, ее экономические показатели во многом улучшаются также за счет увеличения в два раза продолжительности межремонтного периода и уменьшения общей продолжительности работы насоса.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. |
Каталог-справочник. |
Оборудование и инструмент для добычи нефти’ |
Т. Ill, |
М., Гостоптехиздат, |
1960. |
2. Каталог-справочник. Погружные центробежные насосы для нефти. М., изд. Цинтихимнефтемаш, 1970.
3.Каталог-справочник. Приводы штанговых глубинных насосов. М., изд. Цинтихимнефтемаш, 1969.
4.Карапетов К. А ., Балакирев Ю. А ., Кроль В . С. Рациональная эксплу атация малодебитных нефтяных скважин. М., Недра, 1966.
5.Логинов Б . Г ., Малышев Л . Г ., Гарифулин Ш. С. Руководство по кис
лотным обработкам скважин. М., Недра, 1966.
6.Молчанов А . Г ., ЧичеровЛ. Г . Нефтепромысловые машины и механизмы. М., Недра, 1976.
7.Муравьев В . М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1973.
8.Муравьев В . М. Справочник мастера по добыче нефти. М., Недра, 1975.
9.Муравьев В . М . Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.
10. Муравьев И. М ., Базлов М . М ., Чернов Б . С. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1971.
11.Муравьев И. М ., Крылов А . П . Эксплуатация нефтяных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1949.
12.Обзоры зарубежной литературы. Применение термических методов воз действия на пласт. М., ВНИИОЭНГ, 1966.
13.Оганов К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., Недра, 1967.
14. Справочная книга по добыче нефти под ред. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.
15. ТосуновЭ . М ., Кулаков П . И. Солянокислотная обработка карбонатных пластов мезозойских отложений Чечено-Ингушетии. Грозный, Чечено-Ингуш ское книжное издательство, 1967.
16. Шейнман А . Б ., Малофеев Г . Б ., Сергеев А. И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М., Недра, 1969.
17. Ю рчукА . М ., Оркин К. Г . Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М., Недра, 1967.
18.Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1974.
19.Единые нормы времени на подземный ремонт скважин. М., Недра, 1964.
ПРИЛОЖ ЕНИЯ
Приложение 1
Соотношения между внесистемной и международной системами единиц измерения [ГОСТ 9867—61]
Величина |
Внесистемные |
|
единицы |
||
|
||
Длина |
м |
|
Площадь |
м2 |
|
Объем |
м3 |
|
Масса |
т |
|
Время |
с |
|
Сила электрического тока |
А |
|
Термодинамическая температура |
К |
|
Сила тяжести, вес |
кгс |
|
Плотность |
т/м3 |
|
|
кг/дм3 |
|
|
г/см3 |
Единицы |
Коэффициент пересчета единиц измерений |
системы |
|
СИ |
|
м |
|
|
|
— |
м? |
|
|
|
— |
м3 |
|
|
|
— |
кг |
|
|
|
— |
с |
|
|
|
— |
А |
|
|
|
— |
К |
|
|
|
— |
Н |
1 |
кгс = |
9,80665 Н |
|
|
1 |
т/м3 = |
103 кг/м3 |
|
кг/м3 |
1 |
кг/дм3 = |
103 кг/м3 |
|
|
1 |
г/см3 = |
103 кг/м3 |
|
Удельный |
вес |
|
кгс/м3 |
H/MS |
I |
кгс/м1*3 = |
9,80665 |
Н/м3 |
|||||
Давление |
|
|
|
ат, кгс/см2 |
Па |
1 |
ат = |
1 |
кгс/см2 = |
0,980665-106 Па |
|||
Объемный |
расход |
|
м3/сут |
м3/с |
1 |
м3/сут = |
11,57-10"° м3/с |
||||||
Работа, энергия |
|
кгс •м |
Дж |
1 |
кгс-м = |
|
9,80665 Дж |
||||||
Мощность |
|
|
|
кгс-м/с |
Вт |
1 |
кгс-м/с = |
9,80665 |
Вт |
||||
|
|
|
|
л. с. |
Вт |
1 |
л. с. = |
735,499 |
Вт |
||||
Количество теплоты |
|
ккал |
Дж |
1 |
ккал = |
4186,8 Дж |
|||||||
Динамическая |
вязкость, |
кинематическая |
П |
Па-с |
1 |
П = |
0,1 |
Па-с |
|
|
|
||
вязкость |
|
|
|
Ст |
м2/с |
1 |
Ст = |
10“4 м2/с |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||||||||
Поверхностное натяжение |
|
дин/см |
Н/м |
1 |
дин/см = |
10"3 Н/м |
|||||||
Коэффициент сжимаемости |
|
1/ат |
м2/Н |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Коэффициент пьезопроводности |
см2/с |
м2/с |
1 |
см2/с = |
10”4 м2/с |
|
|||||||
Коэффициент гидропроводности |
Д-см/сП |
м3/(Па - с) |
1 Д-см/сП = 1,02-10"11 м3/(Па-с) |
||||||||||
Коэффициент продуктивности |
|
м3/сут-(кгс/см2) |
м3/(Па - с) |
1 |
м3/сут(кгс/см2) = |
1,178-10“10м3/Па-с |
|||||||
Удельная теплота |
|
ккал/кг |
Дж/кг |
1 |
ккал/кг = |
4186,6 Дж/кг |
|||||||
Теплоемкость |
(энтропия) |
|
ккал/°С |
Дж/ -К |
1 |
ккал/°С = |
4186,8 Дж/-К |
||||||
Коэффициент теплоотдачи |
|
ккал/м2-ч -сС |
Вт/м2-К |
1 |
ккал/м2-°С = |
1,163 Вт/м2-К |
|||||||
Коэффициент теплопроводности |
ккал/м •ч •*С |
Вт/м •К |
1 |
ккал/м-ч-°С= |
1,163 Вт/м-К |
||||||||
Коэффициент проницаемости |
горной породы |
Ж |
м2 |
1 Д = |
1,02-10"12 м2 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
Приложение 2 |
Приставки для обозначения кратных и дольных единиц измерений |
|||||
Кратные единицы |
|
Дольные единицы |
|||
Множитель |
Приставка |
Обозначение |
Множитель |
Приставка |
Обозначение |
1012 |
тера |
Т |
1 0 "1 |
деци |
Д |
10° |
гига |
Г |
10" 2 |
санти |
С |
10е |
мега |
м |
1 0 "3 |
милли |
м |
103 |
кило |
к |
1 0 "в |
микро |
мк |
102 |
гекто |
г |
10"® |
нано |
н |
10 |
Дека |
да |
ю-12 |
пико |
п |
— |
— |
— |
ю-16 |
фемто |
ф |
П р и м е ч а н и я . 1. Примеры применения кратных и дольных единиц измерений: |
|||||
х нанометров = х |
нм=д:10-в м; у мегаграммов = у Мг = |
1/10® г = i/103 кг. 2. Не до |
|||
пускается применение двух и более приставок одновременно. Например, нельзя присое динять приставку к наименованию килограмм. Надо добавлять приставку к наименова нию грамм (миллиграмм, мегаграмм). 3. Применение кратных и дольных единиц допу стимо лишь в окончательных результатах. 4. В знаменателе производных единиц изме рений не допускается применение кратных и дольных единиц.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Приложение 3 |
|
|
Расчетные данные по плунжерам, |
насосным штангам и трубам |
|
|||||||
|
|
I. П л у н ж е р ы ш т а н г о в ы х н а с о с о в |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
Диаметр, |
мм |
|
|
|
|
|
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
28 |
32 |
38 |
43 |
56 |
68 |
93 |
Площадь |
поперечного сече |
6,15 |
8,04 |
11,34 |
14,6 |
24,6 |
36,3 |
67,9 |
||
ния плунжера, |
см2 |
6,08 |
7,85 |
|
14,3 |
24,1 |
35,6 |
66,6 |
||
Вес 1 |
м |
столба |
жидкости |
П,1 |
||||||
(воды) |
над плунжером, Н |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
II. |
Н а с о с н ы е |
ш т а н г и |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Диаметр, |
мм |
|
|
|
|
|
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16 |
|
19 |
|
22 |
|
25 |
Площадь |
поперечного сече- |
2,01 |
|
2,83 |
|
3,8 |
|
4,9 |
||
ния штанг, см2 |
|
1,67 |
|
2,35 |
|
3,14 |
|
|
||
Масса |
1 м штанг |
с муфта- |
|
|
|
4,1 |
||||
ми, |
кг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
248
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение прилож. 3 |
|||
|
III. |
Н а с о с н о - к о м п р е с с о р н ы е |
и о б с а д н ы е |
т р у б ы |
|||||||||
|
Показатели |
|
|
|
Условны(| диаметр, мм |
|
|
|
|||||
|
48 |
60 |
73 |
89 |
102 |
114 |
141 |
168 |
219 |
||||
|
|
|
|
|
|||||||||
Площадь |
проход |
12,75 |
19,8 |
30,18 |
45,22 |
61,62 |
78,97 |
120,0 |
177,0 |
314,0 |
|||
ного |
|
сечения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
труб, |
сма |
|
5,56 |
|
|
|
|
|
36,0 |
43,0 |
62,0 |
||
Площадь |
попереч |
8,68 |
11,66 |
16,82 |
19,41 |
23,58 |
|||||||
ного |
сечения те |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ла |
труб, |
см2 |
4,45 |
|
|
|
|
|
|
|
64,1 |
||
Масса |
1 |
м |
труб |
7,0 |
9,45 |
13,67 |
15,78 |
19,11 |
34,9 |
44,6 |
|||
(гладких) с |
муф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
тами, |
кг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Масса |
1 |
м |
труб |
4,54 |
7,12 |
9,62 |
13,92 |
16,02 |
19,46 |
|
|
|
|
(с |
высаженными |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
концами) с |
муф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
тами, |
кг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р и*м е ч а н и я. 1. При определении массы 1 м насосных штанг и насосно-ком прессорных труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы 8 м. 2. Для обсадных труб диаметром 141, 168 и 219 мм внутренний диаметр принят соответ ственно 125, 150 и 200 мм-
Приложение 4
Характеристика насосно-компрессорных труб (ГОСТ 3845— 75)
а |
а, |
2 |
CL |
н |
|||
2 |
О) |
2 |
Н |
eg |
2 |
£ |
О |
£ |
£ |
2 |
|
я |
£ |
л |
|
П |
st |
||
|
£ |
£ |
|
|
|
Ш |
< |
|
a£ |
О |
в |
|
я |
£ |
|
|
3 |
£ |
|
i i |
£ |
£ |
£ |
* |
£ |
а> |
|
« |
а. |
||
и |
|
3 |
н |
«г 2 |
О |
£ |
|
|
X 2 |
н |
CQ |
Высадка,
о. |
|
н |
5 |
О) |
|
2 |
X |
л |
ш |
£ |
сх |
|
О) |
|
п |
3 |
до[на части[ |
£ |
|
* |
|
Л |
ч О |
£ |
ч * |
Т р у |
б ы |
мм |
СХ |
|
|
н |
|
|
ш |
|
|
2 |
|
О |
л |
|
£ |
£ |
|
§ |
ct |
3 |
X |
|
|
О. |
2 |
•е |
4> |
||
С |
3 2 |
>» |
|
£ |
2 |
Л _ |
|
я |
« Р |
|
|
£ о |
д >[ |
|
Ч Я |
С* |
|
tt £ |
I £ |
г л а д к и е
Масса, |
кг |
|
|
3 |
|
муф тру- |
|
>. |
|
||
VO |
|
|
|
С. |
|
|
|
t- |
|
с длите |
|
£ |
|
||
о |
Н |
м8;трубы,! |
|
< |
|||
3 |
при |
||
|
|||
- |
>> |
о 3 |
|
2 |
— н VO |
48 |
48,3 |
4,0 |
40,3 |
|
60 |
60,3 |
5,0 |
50,3 |
|
73 |
73,0 |
/ 5,5 |
62,0 |
|
1 7,0 |
59,0 |
|||
89 |
88,9 |
|||
6,5 |
76,0 |
|||
102 |
101,6 |
6,5 |
88,6 |
|
114 |
114,3 |
7,0 |
100,3 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
56,0 |
96,0 |
|
4,39 |
0,5 |
4,45 |
|
73,0 |
110,0 |
|
6,84 |
1,3 |
7,0 |
|
89,0 |
132,0 |
/ |
9,16 |
2.4 |
9,46 |
|
\ |
11,39 |
2.4 |
11,69 |
|||
107,0 |
146,0 |
|||||
|
13,22 |
3,6 |
13,67 |
|||
121,0 |
150,0 |
|
15,22 |
4,5 |
15,78 |
|
132,5 |
156,0 |
|
18,47 |
5,1 |
19,09 |
|
Т р у б ы с в ы с а ж с н н ы м и н а р у ж у к о н ц а м и |
|
||||||||||||
33 |
33,4 |
|
3,5 |
26,4 |
37,3 |
45 |
25 |
48,3 |
89 |
|
2,58 |
0,5 |
2,67 |
|
42 |
42,2 |
|
3,5 |
35,2 |
46,0 |
51 |
25 |
56,0 |
95 |
|
3,34 |
0,7 |
3,48 |
|
48 |
48,3 |
|
4,0 |
40,3 |
53,2 |
57 |
25 |
63,5 |
100 |
|
4,39 |
0,8 |
4,59 |
|
60 |
60,3 |
|
5,0 |
50,3 |
65,9 |
89 |
25 |
78,0 |
126 |
|
6,84 |
1,5 |
7,2 |
|
73 |
73,0 |
/ |
5,5 |
62,0 |
78,6 |
95 |
25 |
93,0 |
134 |
( |
9,16 |
2.8 |
9,73 |
|
1 7,0 |
59,0 |
\ |
11,39 |
2,8 |
11,96 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
89 |
88,9 |
/ |
6,5 |
76.0 |
95,25 |
102 |
25 |
114,3 |
146 |
/ |
13,22 |
4.2 |
14,07 |
|
1 8,0 |
73.0 |
\ |
15,98 |
4.2 |
16,83 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
102 |
101,6 |
|
6,5 |
88,6 |
107,95 |
102 |
25 |
127,0 |
154 |
|
15,22 |
5,0 |
16,14 |
|
114 |
114,3 |
|
7,0 |
100,3 |
120,65 |
108 |
25 |
141,3 |
160 |
|
18,47 |
6,3 |
19,66 |
|
2 4 9
Приложение 5
Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут)
при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте подачи Т] = 1
Диаметр плунжера, ММ
Длина хода полированного штока, мм
28 |
32 |
38 |
43 |
56 |
68 |
82 |
93 |
300 |
2,7 |
3,5 |
5,0 |
6,2 |
|
|
|
|
450 |
4,0 |
5,2 |
7,5 |
9,4 |
— |
— |
— |
— |
600 |
5,5 |
7,0 |
10,0 |
12,5 |
20,5 |
— |
— |
— |
900 |
8,0 |
10,5 |
15,0 |
19,0 |
31,0 |
47,0 |
— |
— |
1200 |
11,0 |
14,0 |
20,0 |
25,0 |
41,0 |
63,0 |
90,4 |
— |
1500 |
13,5 |
17,5 |
24,5 |
31,5 |
51,5 |
78,5 |
113,2 |
— |
1800 |
16,0 |
21,0 |
29,5 |
38,0 |
62,0 |
94,5 |
137,0 |
176,0 |
2100 |
19,0 |
24,5 |
34,5 |
44,0 |
72,0 |
110,0 |
160,0 |
205,5 |
2400 |
21,5 |
28,0 |
39,5 |
50 |
82,5 |
125,5 |
182,5 |
235,0 |
2700 |
24,0 |
31,5 |
44,0 |
56,7 |
93,0 |
141,0 |
205,0 |
265,0 |
3000 |
27,0 |
35,0 |
49,0 |
63,0 |
103,0 |
157,0 |
228,5 |
293,5 |
3600 |
32,0 |
42,0 |
59,0 |
75,5 |
123,5 |
188,5 |
274,0 |
352,5 |
4200 |
— |
49,0 |
69,0 |
88,0 |
144,0 |
220,0 |
319,5 |
411,0 |
5100 |
— . |
— |
83,5 |
107,0 |
174,5 |
267,0 |
388,0 |
499,0 |
6000 |
|
|
98,0 |
125,5 |
205,5 |
314,0 |
456,5 |
587,0 |
П р и м е ч а н и е . Для определения теоретической подачи насоса при других чис лах качаний необходимо значение подачи, соответствующей данным длине хода и диа метру насоса, умножить на отношение чисел качаний (заданного числа к 10).
250