Экономический расчет СШНУ для добычи нефти

 

1.5 Состояние  разработки месторождения

 

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д₁ в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Характеристика фонда  скважин представлена в таблице 7.

 

Таблица 7

Характеристика фонда нагнетательных и добывающих скважин

Фонд добывающих скважин	Действующий фонд (всего)	176
	ЭЦН	4
	ШГН	172
	Бездействующие (всего)	6
	В КРС и ожидании КРС	1
	Нерентабельные	1
	Прочие	4
	Эксплуатационный фонд	182
	В консервации	16
	В том числе нерентабельные	15
	Пьезометрические	22
	Ожидающие ликвидации	2
Фонд добывающих скважин	Ликвидированные после  бурения	13
	Ликвидированные эксплуатационные	9
	В том числе наблюдательные	2
	Контрольные (всего)	24
	Итого в фонде добывающих	246
Фонд нагнетательных скважин	Действующий фонд	39
	В том числе внутриконтурные	36
	Эксплуатационный фонд	39
	Ликвидированные	3
	Водозаборные	1
	Итого в фонде нагнетательных	43
	Всего пробуренных скважин	289
Средний дебит	1 добывающая скважина:	19,9
	Нефть/жидкость, т/сут	6,1
	1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут	9/80,1
	1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут	1,7/4,4

 

Серафимовское месторождение  включает залежи пласта Д₁, Д_II, Д_III, Д_IV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.

В течение длительного  периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции  добывающих скважин, растет удельный вес  добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта Д₁ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.

В настоящее время, в  процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов  закачиваемой в пласт воды по отдельным  участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м³/сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м³/сут.

Анализ основных показателей  разработки Серафимовского месторождения  позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/.

 

 

2. Условия работы ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”

 

2.1 Особенности  оборудования ШСНУ

 

В ООО НГДУ “Октябрьскнефть” применяются  следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/

 

Таблица 8

Насосы применяемые в ЦДНГ-1

Тип насоса	Условный размер, мм	Длина плунжера, м.	Количество, шт
НСВ1Б-28	28	4-7,2	1
НСВ1Б-29	29	4-7,2	20
НСВ1Б-32	32	4-7,2	247
НСН2Б-43	43	2,7	16
НСН2Б-44	44	2,7	33
НСН2Б-56	56	3,4; 7,1	4
НСН2Б-57	57	3,4; 7,1	3

 

Параметры штанговых  скважинных насосов представлены в  таблице 9.

 

Таблица 9

Параметры штанговых  скважинных насосов

Насос	Условный  Размер, мм	Глубина спуска, м	Наружный диаметр, м	Длина, м
				насоса	плунжера	ход плунжера
1	2	3	4	5	6	7
НСВ1	28 32 38 43 55	2500 2200 3500 1500 1200	48,2 48,2 59,7 59,7 72,2	4 – 7,2 4 – 7,2 4,1 – 9,7 4,1 – 9,7 4,9 – 9,3	1,2 – 1,8 1,2 – 1,8 1,2; 1,5; 1,8 1,2 1,2	1,2 – 3,5 1,2 – 3,5 1,2 – 6 1,2 – 6 1,8 – 6
НСВ2	32 38 43 55	3500 3500 3500 2500	48,2 59,7 59,7 72,9	6,4; 7,3 6,1; 9,7 6,1; 9,7 6,9; 9,9	1,8 1,8 1,8 1,8	2,5 – 3,5 2,5 – 6 2,5 – 6 3 – 6
НСН1	28 32 43 55	1200 1200 1200 1000	56 56 73 89	1,9; 2,9 1,9; 2,9 2,7 2,7	1,2 1,2 1,2 1,2	0,6; 0,9 0,6; 0,9 0,9 0,9
НСН2	32 43 55 68 93	1200 2200 1800 1600 800	56 73 89 107 133	3,4; 5,3 3,3; 7 3,4; 7,1 4,1; 6,8 4,3; 7	1,2 1,2; 1,5 1,2; 1,5 1,2 1,2	1,2; 3 1,2; 4,5 1,2; 4,5 1,8 – 4,5 1,8 – 4,5

 

Таблица 10

Техническая характеристика станков-качалок

Показатели	СК3-1,2-630	СК5-3-2500	СК10-3-5600	СКД3-1,5-710	СКД6-2,5-2800	СКД12-3,0-5600
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН	30	50	100	30	60	120
Номинальная длина хода устьевого штока, м	1,2	3,0	3,0	1,5	2,5	3,0
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН м	6,3	25	56	7,1	28	56
Число ходов балансира в минуту	5 - 15	5 - 15	5 - 12	5 - 15	5 - 14	5 - 12
Редуктор	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450	Ц2НШ- 560	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450	Ц2НШ- 560
Габаритные размеры, мм, не более: Длина Ширина Высота	4125 1350 3245	7380 1840 5195	7950 2246 5835	4050 1360 2785	6085 1880 4230	6900 2250 4910
Масса, кг	3787	9500	14120	3270	7620	12065

 

В последние годы стали использоваться штанговые насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.

 

2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

 

Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных  типоразмеров, широкий диапазон условий  эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них  жидкостей позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.

Анализ предусматривает группировку  скважин по ряду общих признаков, которые приведены в таблице 11.

 

Таблица 11

Дебит скважин по неф- ти, т/сут	Коли- чество сква- жин, шт	Распределение насосов  по степени обводненности, %					Распределение насосов  по глубине подвески насоса, м				Средняя глубина подвески, м.
		0-2	2-20	21-50	51-90	91-100	0- 700	701- 1000	1001- 1300	1301- 1500
0 –1	647	29	145	125	287	61	-	10	439	198	1261
1,1 – 5	507	18	214	142	128	5	2	18	385	102	1224
5,1 – 10	68	5	35	25	3	-	-	8	53	7	1182
10,1 – 20	14	1	10	2	1	-	-	-	14	-	1140
20,1 - 30	1	-	-	-	-	-	-	-	1	-	1016
Итого	1237	53	404	295	414	66	2	36	892	307	1240

 

Таблица 12

Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1

Вид насоса	Количество, шт.	Добыча нефти, т.	Добыча жидкости, м3
НСВ1Б-28	1	104	173,4
НСВ1Б-29	20	4161	8772,8
НСВ1Б-32	247	90987,2	248758,5
НСН2Б-43	16	10229,1	61825,5
НСН2Б-44	33	35715,3	113040,5
НСН2Б-56	4	6518,9	30687,4
НСН2Б-57	3	3987,6	27740
Итого	324	151703,1	490998,1

 

Наибольшее число штанговых  насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин  эксплуатируется с содержанием  воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными  глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и

19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружения  насосов под динамический уровень  составляет более 300 м. что обеспечивает  давление на приеме 2,5…3,0 МПа.  Число ходов большинства станков-качалок поддерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/ . Основное применение в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили насосы вставного типа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненных скважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/.

 

 

3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ

 

3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

 

Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;

-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;

-изменение  объемов нефти и воды;

-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны  штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статические  и динамические по критерию динамического  подобия (критерий Коши)

 

 (3.1)

 

где a=4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1.

При μ_д≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д>0,4 режим работы – динамическим.

Для статических режимов  силы инерции не оказывают практического  влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штока вычисляют по следующей формуле: