книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

Ввиду отсутствия прямых дифференцированных данных о себе­ стоимости добычи отдельными способами определим себестоимость, исходя из общих затрат по статьям расходов и дифференцирован­ ных технико-экономических показателей, учитываемых плановым и производственно-техническим отделами НГДУ. Это дает возмож­ ность определить, какую часть в общих промысловых затратах за­ нимают действительные затраты на добычу нефти по способам экс­ плуатации.

Не расшифровывая каждую статью в отдельности, проведем рас­ четы по каждой статье для УЦЭН и ШСНУ.

1. Энергетические затраты:

а) затраты на установленную мощность. Стоимость 1 кВ А мощности 0,056 у. е./сут.

УЦЭН: трансформатор 30 кВ-А, затраты 1,68 у. е./сут, ШСНУ: трансформатор 20 кВ-A, затраты— 1,12 у. е./сут;

б) затраты на извлечение жидкости Сж могут быть рассчитаны по следующей формуле:

Разделив эти затраты на соответствующую добычу, получим за­ траты на 1 т по каждому способу: УЦЭН 0,0534 у. е./т; ШСНУ

Затраты на заработную плату распределяют пропорционально коэффициенту трудоемкости обслуживания и скважино-дням, от­ работанным: УЦЭН 0,128 у. е./т; ШСНУ 0,336 у. е./т.

способом, стоимость одной скважины и годовой процент ее аморти-

141

зации, можно получить амортизационные отчисления: УЦЭН 0,5 у. е./т; ШСНУ 1,949 у. е./т;

б) амортизация прочих основных средств — норма амортизации на оборудование скважин, например, 9,2 % Но эту величину нельзя брать для расчета, так как в течение года происходит дви­ жение фонда: оборудование на некоторых скважинах частично или полностью заменяют. Чтобы учесть это, необходимо оперировать средней нормой амортизации, которая должна вычисляться в каж­ дом НГДУ отдельно. С учетом сказанного затраты на 1 т нефти со­ ставят: УЦЭН 0,148 у. е./т; ШСНУ 0,503 у. е./т.

4. Текущий ремонт:

а) ремонт наземного оборудования.

Затраты на ремонт наземного оборудования распределяют про­ порционально скважино-дням числившимся: УЦЭН 0,0188 у. е./т; ШСНУ 0,0695 у. е./т;

б) ремонт подземного оборудования.

Затраты на ремонт подземного оборудования складываются из затрат на материалы, заработную плату, отчислений, соцстраху выслуги лет, резерва отпусков, проката передвижных агрегатов, амортизации и т. д. Эти затраты распределяют пропорционально продолжительности подземного ремонта по каждому способу: УЦЭН 0,0448 у. е./т; ШСНУ 0,251 у. е./т.

5. Внутрипромысловая перекачка и хранение нефти.

Затраты на перекачку и хранение нефти принято распределять пропорционально количеству добытой жидкости, которое зависит от обводненности. При этом себестоимость нефти будет тем выше, чем выше обводненность продукции. Но содержание воды в нефти не зависит от способа добычи. Поэтому затраты на эту статью рас­ пределяют пропорционально удельным весам добычи нефти по спо­ собам в общей добыче нефти: УЦЭН 0,023 у. е./т; ШСНУ 0,023 у. е./т.

6. Деэмульсация.

Затраты на деэмульсацию также пропорциональны удельным весам добычи по способам в общей добыче нефти: УЦЭН 0,09 у. е./т; ШСНУ 0,09 у. е./т.

7. Расходы по увеличению нефтеотдачи пластов.

Эти затраты распределяют пропорционально удельным весам добычи нефти по способам: УЦЭН 0,288 у. е./т; ШСНУ 0,288 у. е./т.

8. 9. Цеховые и общепромысловые расходы.

Затраты по этим статьям распределяют пропорционально чис­ лившимся скважино-дням. Предварительно из общей суммы вы­ деляют затраты на ремонт и прокат УЦЭН: УЦЭН 0,234 у. е./т; ШСНУ 0,784 у. е./т.

Сложив затраты по отдельным статьям для данных способов, получают себестоимость добычи 1 т нефти по способам: УЦЭН 1,528 у. е./т; ШСНУ 4,428 у. е./т.

Таким образом, фактическая себестоимость добычи нефти УЦЭН в 2,9 раза ниже, чем ШСНУ.

Исходя из этого среди промысловиков утвердилось мнение, что применение УЦЭН более эффективно, нежели ШСНУ. Положение

142

это ошибочно и связано с фактически сложившейся на промыслах обстановкой. (УЦЭН работают в высокодебитных скважинах, а ШСНУ — в низкодебитных), а также с принятой методикой рас­ чета себестоимости. Характерные ошибки принятой методики сле­ дующие.

1.Средняя норма амортизации насосных установок не отражает реального положения. Опыт показывает, например, что станкикачалки с успехом работают в течение 15—20 лет, т. е. при норме амортизации 5—7,7 %, а не 9,2 %.

2.Одной из крупных статей расходов является статья на уве­ личение нефтеотдачи пластов поддержанием пластового давления. Повышение пластового давления приводит к снижению потребных напоров скважинных насосов. Поэтому эти затраты необходимо учитывать только в размерах, пропорциональных достигнутому эффекту.

3.Недостаточно точно учитывают расходы на перекачку и . хранение нефти, о чем было сказано выше.

4.Недостаточно точно учитывают расходы на' деэмульсацию,

ибо нефть, добытая различными насосными установками (УЦЭН

иШСНУ), требует различных затрат на деэмульсацию.

5.Одним из важнейших показателей при определении себестои­ мости добычи нефти является дебит скважины по нефти (при этом

считают, что дебит скважины равен подаче установки), а также высота подъема продукции скважины.

Для условий рассмотренного примера расчета себестоимости добычи нефти подача установки УЦЭН в 3,76 раза выше, чем уста­ новки ШСНУ. Если принять подачу установки ШСН равной УЦЭН, то себестоимость добычи нефти ШСНУ составит 1,43 у. е./т. Следует отметить, что подача УЦЭН в данном конкретном случае составляет 43 т/сут нефти.

Поэтому для определения пределов экономической эффектив­ ности обоих способов необходимо рассматривать все затраты, вопервых, при равных подаче и высоте подъема нефти, и, во-вторых, с учетом вышеизложенного.

Рассчитаем себестоимость добычи нефти для условий конкрет­ ного примера: подача для обеих установок одинакова и равна: 30, 40, 50, 60, 80 и 100 т/сут нефти. При этом высоты подъема нефти также равны. Результаты расчета сведем в табл. 6.4.

По приведенным данным построены зависимости (рис. 6.2). Как видно, нефть, добытая ШСНУ, имеет меньшую себестоимость при дебитах до 54 т/сут, чем нефть при добыче УЦЭН. При больших дебитах экономически выгоднее использовать УЦЭН.

Для условий задачи массовая подача скважины составляет

Q' = 0рн = 80 м3/сут-880 кг/м3- 10—3 = 70,4 т/сут.

В соответствии с рис. 6.2 себестоимость добычи нефти ШСНУ составляет 1,175 у. е./т, а УЦЭН — 1,075 у. е./т.

Таким образом, не только по техническим и эксплуатационным характеристикам, но также и по экономической эффективности

143

В заключение отметим, что в настоящее время в нефтедобываю­ щей промышленности страны считается доказанной область эконо­ мически рентабельной эксплуатации скважин УЦЭН, если дебит их превышает 50—60 т/сут. При меньших дебитах экономически рен­ табельны ШСНУ.

7. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Для расчета промысловых газожидкостных подъемников ис­ пользуют аналитический метод академика А. П. Крылова, и графо­ аналитический метод, в основу которого положены кривые измене­ ния давления вдоль колонны НКТ р = / (Я). Название методов несколько условно, так как раньше для решения многих задач с при­ менением формул А. П. Крылова пользовались графиками, а в на­ стоящее время для промысловых расчетов широко используются ЭВМ, и кривые р = f (Я), рассчитываемые по той или иной мето­ дике, вводятся в машину аналитически и в виде табличных данных, так же как и характеристики пласта и скважин. И машина дает уже готовые рекомендации по выбору оборудования и режима ра­ боты скважин.

Рассчитать газожидкостной подъемник, это значит выбрать его диаметр, длину и оптимальный режим работы, соответствующий условиям в скважине.

При выборе оборудования и режима работы скважин при газ­ лифтной и фонтанной эксплуатации исходят из разных принципов. При расчете газлифтного подъемника основным' условием является минимум удельного расхода газа" или энергии, затрачиваемой на его компремирование. Расчеты фонтанного подъемника базируются на минимуме среднего градиента давления вдоль колонны НКТ,

144

т. е. перепад давления на длине НКТ должен быть минимальным, что равносильно минимуму забойного давления при заданном устьевом, а следовательно максимальному отбору из скважины. То, что условия минимума градиента давления и удельного расхода газа не идентичны, наглядно видно из рис. 7.1.

АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА

Условия фонтанирования.

Минимальное забойное давление фонтанирования

Условия фонтанирования определяются соотношением между эф­ фективным. газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

За эффективный газовый фактор Гьф принимают средний объем свободного газа на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящийся на единицу массы жидкости.

Удельный расход газа 7?опт определяют при оптимальном ре­ жиме работы подъемника.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме

Неравенство (7.1) позволяет определить наиболее благоприят­ ные, необходимые условия фонтанирования скважины, которые на практике могут оказаться недостаточными.

Исходя из определения, эффективный газовый фактор рассчи­ тывают по формуле

мака и на устье подъемника, а пв — массовая обводненность. При содержании азота в попутном газе менее 5 % для опреде­

ления эффективного газового фактора можно использовать средний

* При молярной доле азота в газе более 5 % для определения объема выделившегося газа при том или ином давлении пользуются эмпирическими зависимостями, приведенными в гл. 1.

145

Рис. 7.1. 'Зависимость градиента давления в газожидкостном подъ­ емнике от удельного расхода газа

d — внутренний диаметр фон­ танных труб, мм; ру — устьевое противодавление, Па; Н — дли­

Rна колонны НКТ, м. Колонну НКТ обычно спускают до верх-

них отверстий перфорации, поэтому давление у башмака равно забойному.

Если Рзаб>Рнас. то условие фонтанирования следующее:

у которого давление равно давлению насыщения. Пренебрегая трением в области однофазного потока получим

устье 0,4 МПа; давление насыщения 8,65 МПа; газовый фактор

а = Грнд/[ 103 (рнас — 0,1) 10е] = 56,4-860/[(8,65 —0,1) -109] =

= 5,7 МПа-1.

Трудно ожидать, что минимальное забойное давление для за­ данных условий будет меньше давления насыщения, поэтому при расчетах используем неравенство (7.4). Определим эффективный газовый фактор

х ( 1-----—- \ = 24,2 м3/т.

\ЮО }

При уменьшении забойного давления длина газожидкостного подъемника увеличивается и определяется (7.5), что ведет к росту необходимого удельного расхода газа, и когда удельный расход

146

станет равен эффективному газовому фактору, фонтанирование прекратится. Решая (7.4) при граничном условии относительно Н, получим

Продукция скважины обводнена. Определим среднюю плот­ ность нефти

рн = (Рид + pH пл)/2 —(860 + 760)/2 = 810 кг/м3.

Для приближенного учета относительного движения воды в нефти при определении плотности жидкости используем массо­ вую обводненность продукции

рж= р н (1—пв/Ю0)+рвяв/ 100=810(1—10/100) + 1180 -10/100 =

По (7.6) находим максимальную длину газожидкостного подъем­ ника

//щах = 0,5 [993 4- д/ээз2 + 10,31 24,2-62°-5-993 lg (8,65/0,4) ] = 1444 м.

Минимальное забойной давление фонтанирования найдем по (7.5)

Рзаб min = Рнас + (L —Я) рж£ = 8,65 + (1750— 1444). 802 • 9,81 • 10« =

= 11,06 МПа,

где

Рж = Рн пл (1 - Яв/100) + РвПв/100 = 760-0,9 + 1180 0,1=802 кг/м3.

Итак, в данных условиях скважины, оборудованные НКТ с внут­ ренним диаметром 62 мм и обводненные на 10 %, прекратят фонта­ нирование при снижении забойного давления до 11—11,5 МПа.

З а д а ч а 7.2.t/Определить минимальное давление фонтаниро­ вания для условий, приведенных в предыдущей задаче, но для

ходящийся на единицу массы дегазированной нефти, определится согласно формуле

где

/ Ы = 0,32 + 1/[1,567 + (100i/a)2] = 0,32 + 1/(1,567 + 12,92) = 0,326.

147

Минимальное забойное давление фонтанирования рассчитываем

Сравнивая полученное минимальное забойное давление фонта­ нирования с результатом решения предыдущей задачи, можно сде­ лать вывод, что наличие азота в попутном газе оказывает ощутимое влияние на условия фонтанирования.

З а д а ч а 7.3. Определить минимальное забойное давление фонтанирования для следующих условий: глубина скважины I960 м; внутренний диаметр НКТ 62 мм; противодавление на устье 1 МПа; давление насыщения 16,6 МПа; газовый фактор 212 м3/т; плотность пластовой нефти рНПл = 680 кг/м3; дегазированной рнд= 840 кг/м3; обводненность продукции 20%; плотность пластовой воды 1100 кг/м3;

а = Г р нд/[103 (Рвас-0,1) Юв]=212-840/[Ю3 (16,6-0,1) 10e]=10,8-10-* П а ~ К

Для условий данной залежи минимальное забойное давление фонтанирования будет меньше давления насыщения, поэтому для его определения воспользуемся зависимостью (7.3), решая уравне­ ние численным методом. Примем длину подъемника равной глу­ бине скважины Н — 1960 м. При определении плотности жидкости воспользуемся теми же допущениями, что и при решении задачи 7.1:

Рж = [(ряд 4- Рнп)/2] (1 - «в/100) + рвпв/100 = [(840 + 680)/2] ■0,8 +

+ 1100-0,2 = 828 кг/м3.

148

которой дана в предыдущей задаче, минимальное забойное давле­ ние задано равным 75 % от давления насыщения. Определить об­ водненность продукции, при которой скважины с внутренним диа­ метром НКТ 76 мм прекратят фонтанировать.

Р е ш е н и е . Длина подъемника равна глубине скважины, поэтому

Рб = Рзаб = 0,75р„ас = 0,75-16,6 = 12,45 МПа.

По (7.3.), выражая плотность жидкости по (7.7), определяем максимальную обводненность продукции фонтанных скважин при d ~ 76 мм:

Здесь, как и в предыдущей задаче, за р„ взято среднеарифмети­ ческое значение плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях.

Таким образом, в условиях данного месторождения при огра­ ничении забойного давления величиной 12,45 МПа скважины пре­ кратят фонтанировать при обводненности 60 %.

Следует отметить, что использованная здесь методика определе­ ния условий фонтанирования дает приближенные результаты, так как она не учитывает влияния на эти условия дебитов скважин. Полученные цифры граничных характеристик работы фонтанных скважин являются средними для условий данного месторождения.

149

Выбор диаметра НКТ с учетом условий в начале и конце фонтанного периода работы скважины

З а д а ч а 7.5.v Определить диаметр фонтанного подъемника с учетом условий в начале и конце фонтанирования для скважины со следующими геолого-технологическими условиями. Глубина залегания продуктивного пласта 1100 м; диаметр эксплуатацион­ ной колонны 146 мм; пластовое давление 11,6 МПа; давление на­ сыщения 9,2 МПа; газовый фактор Г = 73,6 м3/т; плотность пла­ стовой нефти рн пл = 770 кг/м3; дегазированной р„д = 860 кг/м3; плотность пластовой воды р„ = 1100 кг/м3. Залежь намечено раз­ рабатывать с поддержанием пластового давления на уровне началь­ ного, минимальное допустимое забойное давление равно 75 % от

меняются при обводнении скважин (рис. 7.2). Скважины проекти­ руют переводить на механизированный способ эксплуатации при снижении дебита нефти до 10 т/сут. Результаты испытания пласта, проведенные в данной скважине, показали, что продукция ее без­ водная, а коэффициент продуктивности 42,5 т/(сут • МПа).

Р е ш е н и е . Определим диаметр подъемника в конце фонта­ нирования. Будем исходить из того, что подъемник в этот период должен работать на оптимальном режиме, так как в конце фонта­ нирования количество поступающей на забой скважины пластовой

Индекс к в (7.11) означает, что соответствующие параметры нужно брать для условий конца фонтанирования; Рб и Ру — дав­ ления на башмаке и устье подъемника длиной Я; рж — средняя плотность жидкости; Q — массовый дебит; d — диаметр подъем­ ника.

Чтобы определить параметры для расчета по (7.11), установим изменение дебита данной скважины по жидкости и по нефти в за­ висимости от обводненности. Расчеты производят в следующей последовательности. Задаемся забойным давлением и по (7.10) определяем обводненность продукции скважины, при которой она

прекращает фонтанировать при за­ данном давлении. Это действительно,

КОГДа Рзаб ^ Рнас- ЕСЛИ Рзаб Рнас»

то для определения максимальной

Рис. 7.2. Изменение относительного коэф­

фициента продуктивности К скважины в

зависимости от обводненности продукции

пв

150