книги из ГПНТБ / Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин

	0,78-da [0,1-r/ft _ ( p ,		- p 3 ) ]	(57)
	s	Pa
где d—диаметр	труб, равный	3";
Px—давление	у башмака	подъемных		труб, изменя­
ется при расчетах от		15 до	60 атм,;
Р2—буферное	давление	воздушного		подъемника
(Р2 — 1	атм);

0g W, мУсут &0

400 600 0Ж "Щг

Рис. 42. Номограмма для.оп­ ределения области применения комбинированного воздушно­ го подъемника с ЭЦН при

d=3", -( = 1, Р.,=\,

Я , = 1100 м

Рис. 43. Номограмма для определения об­ ласти применения ком­ бинированного воз­ душного подъемника с ЭЦН при d=3", T = 1 I

Р 3 = 1 , Я 3 = 1 2 0 0 ^

Я,—длина воздушного подъемника (каждая из серии

этих кривых строилась при различных							значениях
Я 2	=400,	600,	800,	1000,	1100,	1200),	м.

102

Расчет,

производимый

по

приведенным выше

фор­

мулам при различных заданных режимах

эксплуата­

ции, лег

в основу

построения

кривых

зависимостей

С в = /

(Л2) соответственно существующему отбору жид­

кости

из

скважин

700,

250,

350,

500,

700

куб.

м

в

QgW^/cym

Л

5,

Л

К6

го\

N

4

\

ЗУ

г

71

\

3 >

А

\

200

300

1

п—°-_

7

400

500

k,,M

200

300

400

500

h2,M

Рис. 44. Номограмма

для

под­

Рис. 45 Номограмма для подбо­

бора конструкции

комбиниро­

ра конструкции

комбинирован­

ванного воздушного

подъем­

ного

воздушного

подъемника

ника с ЭЦН при rf=3",

Q =

с

ЭЦН

при

<рж =350

мЩсут,

=250

мЩс'ут,

P , = l ,

f = l :

/ — Я 3 = 4 0 0

м\

2—Яа=600

м;

/ — Я 3 = 4 0 0

м;

2— Я 2 = 6 0 0

л ;

3—Я„=800

м\

4 — / ¥ 2 = 1000

м;

3—На=800

4 — Я 3 =1000 л ;

J — Я а = 1100

м;

6—Я3

= 1200

м

5 — Я 2 =

1100

Л ;

6—Нг=

1200

л :

сутки. Номограммы

представлены

на

рис. 44—47. Те­

перь остается дать правила пользования

этими

диаг­

раммами.

Заданными

считаются

глубина

стояния

динамиче­

ского

уровня

Н,

напор,

развиваемый

насосом, Нн

(ЛЯ)

и расход жидкости при этом напоре

О ж .

подачи

Требуется

определить

место

отверстия для

воздуха (см. рис. 36) или

длину

подъемных

труб,

на­

пор

в

отверстиях. Расчет

покажем' на

примере

одной

из

скважин.

Скважина № 184, Ож =

632 мг1сут.

Для

этой

сква­

жины подошел бы насос ЭЦН6-700-300.

При дальней­

шем ходе

решения

будем исходить

из

этого

насоса.

Напор,

развиваемый

насосом,

300

м?\сут

при

подаче

700

ж?\сут; Р2=

1 атм,

d =

3",

# = 4 3 6 л*.

103

Пользуясь		формулой Н — Нп-\-Н2—				h2	и подстав­
ляя заданные		значения,		имеем	436 = 300 + Н2 — Л2 ,
откуда Н2—	h2	= 136 м.
Задавшись		любым	значением		Л 2 = 450ж,			имеем
Н2 = 586 м и расход			сжатого воздуха			для подъемника
с заданными	параметрами,			определенными			по	кривым
рис. 38-47.
Qg1!rtu3/cijm				Рд-10?м3/с//т
30				30			4,
				20	2\	3
				10\	\
					«5Ш		ЛЙ7Л,,л/

Рис. 46. Номограмма для под­ бора конструкции комбиниро­ ванного воздушного подъемни­ ка с ЭЦН при Ож =500 M3jcym,

d=3",	Р,= 1, 7=1:
1— #а =400 м\	2— Яя =»600 м\

3—Яа=800 м; 4—Я3=10С0 л ; б—Н7= 1100 Л ; 5 — Я а = 1200 л

Рис. 47. Номограмма для под­ бора конструкции комбиниро­ ванного воздушного подъемни­ ка с ЭЦН при (?ж =700 мУсут,

rf=3",	Я 3 = 1 , 7 =1:
/—//2=400 Л ;		2 - Я 3	= 6 0 0 ^;
5 — Я 3 = 8 0 0	Л ;	4—Я а	= 1000 м;
5—Я 3 = 1 1 0 0			л

скважин	<?ж,	Фильтр, м	"дин»	м	Тип центробежного
	м3/сут				электронасоса
184	632	1650	436		ЭЦН-700-300
224	217	2340	1348		ЭЦН6-2£0-£00
204	207	1710	975		ЭЦН-250-800

104

Таким

образом делаем расчет

и для двух

других

скважин.

Результаты

этих расчетов

представлены в

таблице 38.

С?„, Н2,

fi2, приведенные

не

Параметры

в

таблице

38,

окончательны. Эти параметры

могут быть изменены

в

соответствии

с кривыми на рис. 44—47. Из таблицы 38

видно, что

количество

рабочего

агента,

потребного

для подъема

жидкости

из скважины,

очень

мало по

сравнению

с расходом

воздуха при компрессорном спо:

собе добычи.

Длина лифта при комбинированном способе умень­

шается по сравнению с длиной сбычкого

лифта.

Надо

также

отметить,

что с переводом

рассматри­

ваемых

выше

скважин

на работу

комбинированного

воздушного

подъемника

с ЭЦН в значительной степени

уменьшается

вероятность отложения

солей

кальция и

магния на

стенках

насосно-компрессорных

труб, что

подтверждено

практикой

работы ЭЦН на многих

про­

мыслах

„Азнефти".

Объясняется

это

тем,

что

при

откачке добываемой продукции с помощью ЭЦН пол­

ностью устраняется		барбатирование			пластовой			воды и
выделение больших		пузырей воздуха или газа						по мере
подъема	жидкости по колонне лифтовых труб.
В настоящее время предлагаемый метод эксплуата­
ции при компрессорных			скважинах		с помощью			комби­
нированного воздушного				подъемника		в	сочетании с
ЭЦН внедряется на промыслах НГДУ						им. А. П. Сереб­
ровского	объединения „Морнефть".
							Таблица 38
Тип электро­	Мощность	Кабель
				Рассчитанные
двигателя,	двигателя,	КРПБ		КРБК	параметры		"этр
кет	кет
ПЭД-46-2	46	3X16		3x25	н 3 = е о о
					h2 =450
					QB =5500
ПЭД-46-2	46	3X16	I	3X25	Н 3 =1000
			I		h,=400
ПЭД-46-2					Q~B= 11500
	46	3x16	I	3x25	Н 2 = 6 0 0
					h3 =400
					QB =2700

105

3. Экономическая эффективность интенсификации

добычи нефти из компрессорных скважин путем применения комбинированного воздушного подъемника с ЭЦН

В основу расчета экономической эффективности положены технологические параметры, определенные нами в течение одного года после перевода компрес­ сорных скважин на предлагаемые способы эксплуата­ ции (см. § 2).

Экономическая эффективность предложенного метода эксплуатации была выявлена на основе рассмотрен­ ных и выведенных эксплуатационных издержек (соот­ ветствующих статей денежных расходов) при комп­ рессорной эксплуатации и эксплуатации с применением

ЭЦН	и комбинированного воздушного		подъемника с
ЭЦН.
Известно, что		эксплуатация скважин с помощью
ЭЦН	увеличивает	отбор жидкости, в том	числе и дебит

нефти. Приведя это в соответствие с увеличением

числа	ремонтов скважин		при	эксплуатации ЭЦН, счи­
таем,	что добыча нефти		при	обоих способах		эксплуа­
тации	будет	одинаковой.
		Э л е к т р и ч е с к и е			з а т р а т ы
Величина		этой статьи	расходов		оказывает	сущест­

венное влияние на уровень себестоимости добытой нефти. Как известно, при эксплуатации компрессорных скважин с большим отбором жидкости требуется боль­ шой расход сжатого воздуха на ее подъем. Удельный вес затрат на сжатый воздух в общих издержках на добычу нефти составляет почти половину всех затрат.

Затраты на сжатый воздух при компрессорном спо­ собе эксплуатации определились, исходя из предлага­ емого среднесуточного расхода его (по фактическому расходу в течение одного года), количества дней экс­

плуатации	скважин		в году	и	стоимости		1000	мг	по
калькуляции		добычи	нефти	на	промысле		№ 2	НГДУ
им. А. П. Серебровского в 1964 г.
Расходы	же, связанные с затратами					электроэнергии
на подъем	жидкости		в случае применения ЭЦН					и ком­
бинированного		воздушного подъемника,				рассчитаны			из

106

мощности	электродвигателей, времени		работы		их в
сутки, количества дней		работы в году	и	стоимости
1 квт/час	электроэнергии	согласно указанной			выше
калькуляции промысла.
Следует	отметить, что при эксплуатации			комбини­

рованным воздушным подъемником с ЭЦН, наряду с расходом электроэнергии на подъем жидкости из сква­ жины, необходимо некоторое количество сжатого воз­

духа,	очень	малое по сравнению с расходом			рабочего
агента	при компрессорном способе добычи.				Поэтому
по тем трем		скважинам	(№№ 184, 224, 204), где про­
ектируется		применение	комбинированного	воздушного
подъемника		с ЭЦН, расходы, связанные		с	затратами

электроэнергии на подъем жидкости, слагаются УЗ за­ трат на силовую электроэнергию при ЭЦН и затрат на сжатый воздух.

А м о р т и з а ц и я	п р о ч и х о с н о в н ы х	с р е д с т в
Величина этой статьи расхода рассчитывалась с уче­
том наземного и подземного оборудования		для каж­

дого способа эксплуатации в зависимости от его стои­ мости и существующих норм амортизации.

Перевод скважин с компрессорного способа экс­ плуатации на ЭЦН вызывает необходимость переобо­ рудования скважин и увеличивает амортизационные отчисления.

8Г При эксплуатации скважин ЭЦН в сумму капиталь­ ных вложений входит стоимость установки ЭЦН (в том числе электропогружного насоса, протектора, дви­

гателя,	кабеля, станции	управления,	автотрансформа­
тора и	труб).
			Таблица 39
		Затраты, руб.
Части установки ЭЦН		при производительности насосов,		м^/сут
		700	350	250
Электронасос		2300	1611	1334
Электродвигатель		2180	22S0	2450
Станционное управление		499	499	499
Автотрансформатор		496	1825	660

107

В таблице 39 приведена стоимость отдельных чсстей установки ЭЦН, положенная в ссксву данного расчета (но счетам цеха вторичных методов эксплуатации НГДУ „Орджоникидзенефть").

Затраты на кабель определялись для каждой скЕа- жины отдельно, гсходя из подвески и стоимости 1 пог. м кабеля—2 руб. 87 коп.

Т е к у щ и й п о д з е м н ы й		р е м о н т
Затраты по данной статье	рассчитывали,		исходя из
средней продолжительности	одного	ремснта	скважины

при комбинированном способе эксплуатации по 2-му про­ мыслу НГДУ им. А. П. Серебровского до перевода— 48 часов и после перевода—18,7 часа (среднее по ана­

логичным	скважинам	НГДУ		„Орджоникрдзенефть"),
запроектированного количества				ремонтов до	перевода
и после перевода и стоимости				1 бригадо-часа	ремснта
(7 руб. 32 коп.) по калькуляции				промысла.
	З а т р а т ы	н а	р е м о н т ЭЦН
ЭЦН	в среднем 6 раз в		год	подвергается	ремонту

(текущему и капитальному). Стоимость одного ремонта

взята средней

по каждой

скважине

(127 руб.)

в

зави­

симости от запроектированных

типов

насоса

(по

анало­

гичным

скважинам НГДУ „Орджоникидзенефть").

Что

касается остальных

затрат,

то

такие

расходы,

как зарплата,

цеховые

расходы

и

ремонт

наземного

оборудования,

приняты

условно

неизменными

как

при

компрессорном

способе

эксплуатации,

так

и

при

экс­

плуатации ЭЦН на

уровне

средних

фактических

дан­

ных по 2-му промыслу НГДУ

им. А. П. Серебровского.

Расходы на

амортизацию

скважин

подсчитаны

на

основе

балансовой

стоимости

скважин,

времени

ввода

их в эксплуатацию и действующих

норм

амортизации.

Затраты на деэмульсацию, перекачку и

хранение

нефти

определены,

исходя

из

средней

стоимости

де-

эмульсации, перекачки и хранения

1 т

нефти

на

про­

мысле и эксплуатации данных скважин. Основные тех­ нико-экономические показатели работы скважин за один год эксплуатации компрессорным способом с при-

108

Таблица 40

Основные технико-экономические показатели работы скважин за один год эксплуатации их компрессорным способом с применением ЭЦН и комбинированного воздушного подъемника с ЭЦН

	Суммарный дебит
	нефти, т		Суммарное	время, затра­
			ченное на подземный
			ремонт скважин, часы
			Прирост
сква­	до перево­	после пе­	добычи
жин		ревода на	нефти, т
	да	предлагае­	до перево­	после перевода
		мый способ
			да	на предлагае­
				мый способ

Расход электроэнергии	сжатого
воздуха, кетч м?		Количество ремонтов
		ЭЦН (технологических
после перевода на		и капитальных)
предлагаемый способ
до пере­
вода	сжатый	до пере­	после перевода
электро­
энергия	воздух	вода	на предлагае­
			мый способ

По скважинам, в которых проектируется применение ЭЦН

203	562	562
201	1190	1190
138	992	992
Итого:	2744	2744

—

—

—

96	112,2	1 4381440	370944
96	112,2	1 3202080	370944
96	112,2	! 3988320	370944
288	336,6	11571840	1112832
		1

——

——

——

6

6

6

18

Скважины, в которых проектируется применение комбинированного воздушного подъемника с ЭЦН

184	2843	2843			96	112,2	9878400	370944	1848000		6
224	2281	2281	•	—	96	112,2	8836800	370944	3864000	—	6
204	595	595		—	96	112,2	8282400	370944	907200	.—	6
Итого:	5719	5719		—	288	336,6	26997600	1112832	6619200	—.	18
Всего:	8463	8463		—	576	673,2	38569440	2225664	6619200	—	36

Таблица41

Определение экономической эффективности (отдельных денежных затрат) при переводе компрессорных скважин ни

предлагаемые способы эксплуатации

	Энергетические		затра-		Зарплата		производст­			Амортизация
	ты электроэнергии
	(сжатый	воздух)			венного		персонала			скважин
скважин	до перево­	после			до	перево­		после	до	перево­	после
	да	перевода				да		перевода		да	перевода
По скв.ажинам,		в которы:к проект|<руется применен»ie ЭЦН
203	16649	2819				4582		4588		6932	6932
201	12168	2819				4582		4582	7336		7336
238	15156	2819				4582		4582		1954	1954
Итого:.	43973		8457		13746			13752	16222		16222'
По скважинам, в которых проектируется									применение
комбинированного				воздушного				подъемниьа с ЭЦН
184	37538	9841			4582			4582	7139		7139'
224	33580	17502			4582			4582	7589		7589-
204	31473	6266			4582			4582	7056		7056
Итого:	102591	33609			13746			13746	21784		21784
В его:	146564	42066			27492			27492	38006		38006
								Окончание		таблицы 41
	Стоимость тонны добываемой нефти							Экономический эффект
скважин	до перевода		после		перевода			до перевода		после	перевода
По скван<инам, в ко! орых					проектн оуется прим енение ЭЦН
203
201
133
Итого:	31—79			20—79
По ск важинам, в которых						прое ктируется применение
комежнированно го воздушного								подъемник а с ЭЦН
184	!
224
204	26—68			15—84
Итого:,										83276
сего :	28—30			17—50

110

Таблица 42

сква­

жин

Амортизационные		Затраты на теку­		Затраты	на ре­	Затраты на
отчисления прочих		щий подземный		монт наземного		деэмульсацию
основных	средств	ремонт скважин		оборудования		нефти
до перево­ да	после пе­ ревода	до перево­ да	поле пе­ ревода	до перево­ да	после пе­ ревода	до пере­ вода	после пе­ ревода

По	скважинам, в которых проектируется									применение				ЭЦН
203		396		1111		702	821		539		1301		107	107
201		405		1384		702	821		539		1301		226	226
138		420		1418		702	821		539		1301		188	188
Итого:		1221		3913		2106	2463		1617		3903		521	521
	По скважинам, в которых						проектируется				применение
	комбинированного					воздушного			подъемника с ЭЦН
184		433		1758		702	821		539		1168		540	540
224		650		2319		702	821		539		1301		433	433
204		536		2007		702	821		539		1301		113	113
Итого:		1619		6084		2106	2463		1617		3765		1086	1086
Всего:		2840		9997		4212	4926		3234		7668		1607	1607
менением			ЭЦН и комбинированного воздушного											подъ­
емника		в	сочетании			с ЭЦН приведены					в таблице 40.
Суммарные затраты, взятые за основу определения
экономического					эффекта,		представлены					в	таблицах
41,	42.
Как показали расчеты, себестоимость добычи нефти
как	при эксплуатации ЭЦН, так при эксплуатации ком­
бинированным				воздушным			подъемником					с ЭЦН на­
много		ниже себестоимости					добычи нефти					компрессор­
ным способом—соответственно								на 40 и 30в<<..
Таким			образом, приведенным						выше		экономическим
исследованием				доказывается				эффективность					проекти­
руемых способов					эксплуатации,				что в	денежном				выра­
жении		определяется				суммой 83 276 руб. в год.

ГЛАВА VI

ПРИМЕНЕНИЕ СПАРЕННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРО­ БЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ЗАКАЧКИ

ВОДЫ В ПЛАСТ

При организации методов поддержания пластового давления в глубоких залежах очень часто необходимо закачивать воду в большом количестве под высоким давлением. Последнее также связано часто со сравни­ тельно низкой приемистостью нагнетательных скважин. Эта проблема особенно сложна в условиях разработки морских нефтяных месторождений.

В настоящее время в НГДУ им. А. П. Серебровского законтурное заводнение осуществляется с помощью стационарной водоочистной установки, состоящей из группы водозаборных насосов (типа АТН-14А), песча- но-гравийных фильтров, группы высоконапорных н

высокопроизводительных центробежных							насосов		(типа
5МС-7ХЮ), индивидуально производящих								закачку с
помощью		погружных		электроцентробежных				насосов.
Эти	насосы обслуживают				сразу	большое число			сква­
жин.	Как	показала		практика и		опыт разработки			мор­
ских	нефтяных		месторождений,			строительство			таких
стационарных Е О Д О О Ч И С Т Н Ы Х установок							требует значи­
тельных		капитальных		затрат.
Например, в скором времени в НГДУ							им. А. П. Се­
ребровского по			принятому		и утвержденному проекту
.Гнпроморнефти" должны приступить к							строительству
второй водоочистной				установки,		предназначенной			для
организации и расширения					методов поддержания				плас-

112