Рославльское нефтяное месторождение
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;
9. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:
N = 401·10-7·π·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-ηн·ηск/ηн·ηск)+ αп] ·К (4.8)
|
где |
N |
- |
полезная мощность электродвигателя, кВт; |
|
DплГОСТ |
- |
стандартный диаметр плунжера, м; | |
|
S |
- |
наибольшая длина хода плунжера, м; | |
|
ηн |
- |
0,9 – КПД насоса; | |
|
ηск |
- |
0,8 – КПД станка-качалки; | |
|
К |
- |
1,2– коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК; | |
|
Lн |
- |
глубина спуска насоса, м; | |
|
αп |
- |
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 2007году |
тыс. т |
1389,6 |
