Расчет технологической эффективности применения устройства сбора механических примесей
Сначала определяем сумму дебитов нефти до и после в скважинах, в которых УСМП внедрили ранее. Сумма дебитов нефти до внедрения составляет 5,8 т/сут.; сумма дебитов после установки скважинного штангового насоса – 6,9 т/сут.
Процент изменения дебита нефти определяется по формуле [14]
(3.7)
Где – сумма дебитов нефти после внедрения, т/ сут.;
– сумма дебитов нефти до внедрения, т/сут.
В таблице 3.9 приводятся среднесуточные дебиты по проектным скважинам .
Рассчитываем предполагаемый дебит нефти после внедрения УСМП по каждой проектируемой скважине.
Дебит нефти после внедрения УСМП по скважинам определяется по формуле [14]
(3.8)
Результаты расчетов изменения среднесуточных дебитов по проектным скважинам приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 – Изменение дебитов добывающих скважин после внедрения УСМП
Номер скважины | Дебит до внедрения qn1пр т/сут. | Дебит после внедрения qn2пр т/сут. |
1,9 | 2,3 | |
2,1 | 3,3 | |
1,7 | 2,1 | |
Среднее | 1,9 | 2,6 |
Дополнительную добычу нефти ∆А1,тоннот проведения мероприятия определяется по формуле:
∆А1 = (q2 - q1) · Кэ · 365·n - ∆Ар , (3.9)
где q1 и q2 – среднесуточный дебит по группе скважин до и после внедрения УСМП, т/сут;
n – количество скважин, на которых внедрен УСМП;
365 – количество дней в году;
Кэ - коэффициент эксплуатации скважины; Кэ=0,981;
∆Ар - расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия, тонн:
∆Ар = t · q1, (4.0)
где t – время проведения мероприятия, сут.; t = 2,021 сут.
∆Ар = 1,9 ·2,021 = 3,839т.
∆А1 = (2,6 – 1,9) · 0,981 · 365·3 – 3,839 = 748,097 т.
Дополнительная добыча ∆А2, тоннот увеличения межремонтного периода работы скважин:
, (4.1)
где Тн и Тс – межремонтный период до и после установки УСМП, сут;
n – количество скважин, на которых внедрен УСМП;
q – среднесуточный дебит скважин, т/сут;
tр – продолжительность одного подземного ремонта, сут.
т.
Суммарная дополнительная добыча ∆А от проведения мероприятия:
, (4.2)
т.
Технологический эффект от предлагаемого мероприятия приведен в таблице 3.10.
Таблица 3.10 Технологический эффект от внедрения устройства сбора
механических примесей (УСМП)
Номер скважины | До мероприятия | После мероприятия | |||||
qж, т /сут | qн, т/сут | МРП, сут | qж, т/сут | qн, т/сут | МРП, сут | Дополнитель-ная добыча нефти, тонн | |
1,9 | 3,4 | 2,3 | 157,767 | ||||
2,1 | 5,2 | 3,3 | 444,414 | ||||
1,7 | 5,6 | 2,1 | 157,563 | ||||
Итого: | - | - | - | - | - | - | 759,744 |
Из таблицы видно, что дебит нефти по данным скважинам после внедрения УСМП увеличился, межремонтный период увеличился в 1,9 раза. В НГДУ «Туймазанефть» применение устройства сбора механическихпримесей (УСМП) является эффективным методом для борьбы с мехпримесями.
В ходе анализа выявлено, что УСМП успешно справляется с проблемой повышенного содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции. Эффект – увеличение МРП в среднем до 463 суток, дополнительная добыча нефти. Среднесуточный дебит возрос с 1,9 т/сут до 2,6 т/сут. Эффект достигается за счет предупреждения проникновения посторонних частиц – мусора, механических примесей на прием насоса.
Дата добавления: 2016-02-04; просмотров: 2069;