Определение технологического эффекта от реализации предложенных мероприятий

При замене ГНО с УШГН на модернизированную УЭЦН предлагается произвести оптимизацию работы скважин, т.е. вести отбор продукции при минимально возможном забойном давлении.

Для определения оптимального режима работы скважин найдем коэффициент продуктивности для каждой из них.

Коэффициент продуктивности К_пр вычисляется с учетом поправки Вогеля и обводнености:

(2.2)

где Кпр – текущий коэффициент продуктивности, м³/сут/атм; Q ж – дебит жидкости, м³/сут; Р заб – текущее забойное давление, атм; Р пл – пластовое давление, атм; Р нас – давление насыщения, атм; W – обводненность, %.

Выполним расчет на примере скв.№350. Так как Рзаб>Рнас

Текущее значение KH вычисляется следующим образом:

(2.3)

где  – радиус контура питания,250м;  – радиус скважины, 0,1 м;  - вязкость нефти,17 сПз; S – скин-фактор, в отсутствии данных примем равным 0.

 мДхм

Скважинное оборудование работает в пределах своих рабочих характеристиках при соотношение Р_заб/Р_нас > 0,5.

Примем целевое забойное давление равным 0,5 Рнас и выполним расчет дебита скважины с учетом поправки Вогеля.

2.4)

=29 м³/сут

Массовый дебит нефти Q_н вычисляется по известному объемному дебиту жидкости Q_ж, обводненности W и плотности нефти  следующим образом:

, т/сут                                (2.5)

где Qн – дебит нефти, т/сут; Qж – дебит жидкости, м³/сут; W –обводненность объемная, %, .

Тогда дебит по нефти после оптимизации составит:

 т/сут  

Потенциальный дебит по нефти скважины после оптимизации возрастет:

Результаты расчетов занесем в таблицу 2.3, выполним аналогичные расчеты для остальных скважин.

Таблица 2.3 – Расчет параметров при внедрении модернизированной УЭЦН и оптимизации работы скважины

Скважина	Кпр	КН	К	Qжопт, м3/сут	Qжфакт, м3/сут	ΔQж, м3/сут	Qнопт, т/сут	Qнфакт, т/сут	ΔQн, т/сут	ΔQж, м3/год	ΔQн, т/год
350	0,33	752	342	29,0	15	14,0	6,3	3,4	2,9	5115	1058
1255	0,23	524	238	20,2	16	4,2	7,7	6,5	1,2	1541	434
496	0,35	798	363	30,8	18	12,8	10,6	6,6	4,0	4662	1454
654	0,33	752	342	29,0	18	11,0	4,3	2,8	1,5	4020	530
369	0,26	593	270	22,9	19	3,9	3,0	2,6	0,3	1409	121
2810	0,32	729	331	28,1	20	8,1	4,9	3,6	1,2	2969	451
350	0,32	729	331	28,1	21	7,1	3,6	2,9	0,8	2604	276
450	0,40	912	415	35,2	15	20,2	5,5	2,5	3,0	7361	1084

 

 

Расчеты показали, что за счет оптимизации работы скважин дебит по нефти возрастет на 0,3-4,0 т/сут, дебит по жидкости – на 3,9-20,2 м³/сут.

За расчетный период (1 год) дополнительная добыча нефти составит 5407 тонн, добыча жидкости – 29680 м³.

По данным технологического режима работы добывающих скважин средняя удельная потребляемая мощность УШГН составляет 10,6 кВт/м³.

Удельная потребляемая мощность УЭЦН 35-1500 СП «Борец – Weatherford» составляет 15,2 кВт/м³. Таким образом, замена ГНО приведет к увеличению потребляемой мощности на 4,6 кВт/м³.

По нефтепромысловым данным, приведенным в разделе 2.4, МРП скважин, оснащенных УШГН, составляет 267 сут, для УЭЦН этот параметр составляет 564 сут. Следовательно, при замене ГНО можно ожидать увеличение МРП на 297 сут.

Технологический эффект от оптимизации работы скважин приведен в таблице 2.4.

Вариант	Базовый	Рекомендуемый	Эффект
Скважины-кандидаты для оптимизации, шт.	8	8
Тип спущенного ГНО	УШГН	УЭЦН 35-1500
Добыча жидкости, м3/год	51830	81510	29680
Добыча нефти, т/год	11268	16675	5407
Удельная потребляемая мощность УЭЦН, кВт/м3	10,6	15,2	4,6
МРП, сут	267	564	297

 

На основании выполненного обзора современных технологий в данной работе для оптимизации эксплуатации добывающих скважин Игровского месторождения предлагается перевести низкодебитные скважины с УШГН на современные УЭЦН с расширенным диапазоном подач.