авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Повышение эффективности добычи высоковязких нефтей глубиннонасосными установками

-- [ Страница 2 ] --
№ п/п ГТМ Приращение дебита, т/сут. Обводненность до ГТМ Обводненность после ГТМ *
1 Тепловое воздействие ПАВ (ГТМ1) 0 42 0 42
2 1 52 0 52
3 5,1 42 37 5
4 0,3 44 15 22
5 0,5 56 3 53
6 0,7 0 15 -15
7 0 28 0 28
8 0,2 43 31 12
9 0 24 33 -9
10 0 26 80 -54
11 0 36 50 -14
12 0 50 65 -15
13 0 60 50 10
14 0 50 50 0

* – снижение (увеличение) обводненности продукции.

В соответствии с данной работой составлена таблица сопряженности 2ґ3 для 2-х градаций приращения дебитов (< 0,7 т/сут. и 0,7 т/сут.) и трех видов ГТМ в соответствии с таблицей 1. Таблица сопряженности приведена ниже.

Таблица 2 – Таблица сопряженности

ГТМ Дебит скважин Всего
0,7 т/сут. > 0,7 т/сут.
ГТМ1 10 12 А 4 2 В 14 (А+В)
ГТМ2 16,5 15 С 6,5 8 D 22 (C+D)
ГТМ3. 6,5 6 Е 2,5 3 F 9 (E+F)
Всего 33(A+C+E) 13(B+D+F) 46

В таблице 2 в каждой клетке представлены фактическое и ожидаемое число случаев.

Рассчитанный по ожидаемым и фактическим значениям критерий 2 оказался равным 2,03, а табличное значение 2 = 6,28 для уровня вероятности р = 0,1 и числа степеней свободы = 2. Так как вычисленное значение меньше табличного (2,03 < 6,28), то принимается гипотеза о том, что все три типа ГТМ равнозначны. Аналогичные расчеты сделаны для попарного сравнения ГТМ в вопросах приращения дебита и снижения обводненности. Во всех случаях между тремя ГТМ нет разницы. Отметим, что в случае не различимости результатов различных ГТМ необходимо сравнить их по стоимости и выбрать наиболее дешевый вариант. В этой связи при малых объемах выборки мы настоятельно рекомендуем для оценки новой техники и технологий использовать критерий 2 Пирсона.

Проблема образования АСПО на поверхности глубиннонасосного оборудования, промысловых и магистральных трубопроводов давно занимает внимание отечественных и зарубежных исследователей. Вопросам механизма образования АСПО и анализа влияния различных факторов посвящены публикации ТатНИПИнефть, Уфимского и Тюменского нефтегазовых университетов.

В работе предлагается прием определения пластового давления до удаления, и после удаления АСПО. Предложенный прием заключается в следующем. В затрубное пространство заливают жидкость через отвод затрубного пространства (с помощью резинового шланга). После долива скважин при работе глубинного насоса прослеживается уровень жидкости в скважине, который отбивается эхолотом и фиксируется время снятия уровня. В этом случае речь идет не о снятии кривой восстановления забойного давления, а о снятии кривой восстановления динамического уровня в скважине (т.н. динамического забойного давления).

Составлено и решено дифференциальное уравнение изменения уровня и скорости снижения уровня. При известной характеристике насоса и скорость снижения уровня определяется время t1*, при котором прекращается поглощение пластом (статический уровень). Дальнейшее снижение уровня до динамического происходит за счет насоса:

, (1)

где u0 – начальная скорость падения уровня, м/с; b – коэффициент, зависящий от параметров пласта, который определяется по начальному участку кривой падения уровня, 1/с; К – отношение производительности насоса к площади сечения скважины f, м/с.

Предложенный метод определения пластового давления (статический уровень) и динамического пластового давления (динамический уровень) прост в применении и рекомендуется использовать до ГТМ и после операции для оценки эффективности работ. В случае если Рст не изменилось, то операцию необходимо повторить.

Проверка метода проведена по экспериментальным данным, приведенным в работе Мирзаджанзаде А.Х. и Ковалева А.Г.

Далее в работе поставлена и решена задача выбора режима течения вязкой нефти для предотвращения отложений АСПО на стенках трубопроводов с целью снижения гидравлических сопротивлений.

Известно, что эффект снижения гидравлических сопротивлений при течении вязкой дисперсной среды по сравнению с чистой вязкой жидкостью был обнаружен в начале XX века. Фареус и Ландквист установили, что при движении цельной крови по капиллярам определенного радиуса гидравлические сопротивления при малых числах Рейнольдса ниже, чем для плазмы крови. Подобная задача для вязких жидкостей рассматривалась в работах Лейбензона Л.С., Люльки В.А., Слезкина Н.А.и других авторов.

На основании проведенных исследований нами сделано заключение, что эффект снижения сопротивления от 10% до 40% может наблюдаться для ламинарного движения дисперсных систем в достаточно широком диапазоне чисел Рейнольдса.

Для предотвращения отложений АСПО на стенках труб и снижения гидравлических сопротивлений необходимо обеспечить устойчивый ламинарный поток жидкости в трубах. В центре этого потока сосредоточатся парафиносмолистые агрегаты, а на границе будет двигаться чистая нефть. Аналогичная картина наблюдалась в опытах Гагена и Людвига с твердыми частицами темного янтаря и Рейнольдса, вводившего окрашенные струйки в ламинарный поток жидкости.

Исследование устойчивого движения взвешенных частиц (по Слезкину Н.А.), введенных в поток проведено с учетом всех действующих на частицу сил: боковой подъемной силы, веса частицы и силы сопротивления движению частицы.

В результате решения для устойчивого ламинарного течения необходимо соблюдение условия

, (2)

где – число Рейнольдса; h – половина диаметра трубы, м; а – диаметр частицы, м; y0 – расстояние частицы от оси трубы, м.

Зададимся для примера а = 6 мм, у0 = 0,5Чh. При диаметре трубы с D = 114 мм и толщиной стенки = 4,25 мм находим

и

Примем Re = 1000, вязкость нефти 2410-6 м2/с и для h 0,053 м находим Vmax = Re/h = 10002410-6/5310-3 = 0.45 м/с. Для вязкой нефти с плотностью = 0,9 г/см3 производительность нефтепровода составит

Q = 864000,450,0532 = 308 т/сут.

Таким образом, можно заключить, что ламинарное течение обеспечивает устойчивое движение частиц АСПО с размерами ниже критического при заданном Re. Для частиц, расположенных на любых расстояниях от оси можно определить критические значения Re.

Получаемые значения расхода для устойчивой транспортировки частиц АСПО значительно ниже рекомендованных в литературе по трубопроводному транспорту. При этом потери давления ниже, т.к. АСПО не откладываются на стенках трубопровода и скорости потока не высокие.

В третьей главе даны результаты исследований по научно-методическим основам планирования и управления ремонтом скважин.

Нами совместно с Захарченко Е.И., Пустовым П.А. и др. рассмотрены различные аспекты проблемы планирования и управления ремонтом скважин.

В условиях рыночной экономики особую актуальность представляют вопросы оперативного управления фондом добывающих скважин. При повышении цен на нефть естественным для добывающего объединения (ДО) является интенсификация использования производственных мощностей и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов путем применения высокозатратных и быстроокупаемых ГТМ. При падении цен на нефть интенсивность добычи нефти снижается за счет увеличения ГТМ, направленных на восстановление и поддержание в работоспособном состоянии добывающего фонда скважин.

За рубежом предложения подрядных фирм по проведению ГТМ во много раз превышают спрос на обслуживание со стороны нефтедобывающих фирм. Поэтому нефтяные фирмы выбирают гибкую стратегию по срокам контракта и стоимости работ по обслуживанию. Одна из стратегий заключена в выборе очередности скважин на проведение ГТМ таким образом, чтобы максимизировать объем дополнительной добычи за время контракта. Другая стратегия предполагает выполнение наибольшего количества ГТМ за время контракта.

Для определения оптимального времени проведения ремонта скважин (ГТМ) нами предложена формула расчета среднесуточной прибыли для каждой скважины

, (3)

где Rj(n) – среднесуточная прибыль для j-ой скважины, руб/сут; Ц – корпоративная цена 1 т нефти, руб/т; Зн, Зв и Зр – себестоимость одной т нефти, затраты на утилизацию 1 т воды и затраты на ремонт, руб; – суммарный объем добычи нефти и воды за n суток, т; n – число суток работы j-ой скважины, сут.

Сравнивая значения среднесуточной прибыли за n и n + 1 сутки для каждой j-ой скважины определяется оптимальное время остановки скважины для проведения ГТМ. Если разность , то n – оптимальное время остановки, т.к. при дальнейшей эксплуатации скважины среднесуточная прибыль будет снижаться. Поэтому при планировании проведения ГТМ необходимо иметь полную информацию о состоянии всего фонда добывающих скважин, для которых с учетом приоритета, который определяется из соотношения

, (4)

где q'j – ожидаемый дебит после ГТМ; qj – дебит скважины до ГТМ; t – длительность ГТМ.

Такой подход максимизирует дополнительную добычу за время контракта и увеличивает число ремонтов за то же время.

Разработанная система определения времени и очередности проведения ГТМ дает возможность выявить скважину с низкой среднесуточной прибылью и поставить вопрос о ее переводе в нагнетательную или в бездействующий фонд.

Для математической постановки задач необходимо записать уравнения изменения (движения) фонда скважин. В простейшем случае динамику изменения состояния скважин можно описать как марковский процесс с непрерывным временем с дискретным числом состояний.

Граф-схема изменения состояний скважин и ремонтных бригад приведена на рисунке.

 Рисунок – Граф-схема изменения состояния скважин На рисунке введены следующие-17

Рисунок – Граф-схема изменения состояния скважин

На рисунке введены следующие обозначения: , , – количество скважин, находящихся в состояниях нормальной эксплуатации, ожидающих ремонта и находящихся в ремонте, шт.; – интенсивность ввода новых скважин, шт/сут.; – число подрядных бригад по ремонту скважин, шт.; , – интенсивности перехода скважин из состояния нормальной эксплуатации в состояние ожидания ремонта и интенсивность ремонта скважин соответственно, 1/сут.; – интенсивность перехода скважин из состояния ожидания ремонта в состояние ремонта, 1/сут.

В общем виде задачу оптимального планирования можно сформулировать в двух вариантах:

1. При заданном плане добычи нефти определить объемы ввода новых скважин и ремонтных работ при минимальных затратах на реализацию плана добычи нефти.

2. При заданных ограничениях на объем финансирования определить оптимальные объемы ввода новых скважин и ремонтных работ, обеспечивающих выполнение плана.

Управляющими переменными являются интенсивность ввода новых скважин и число бригад .

Предложенная нами в двух вариантах процедура планирования и управления добычей нефти дает более широкие возможности оптимизации годового плана. Для оперативного управления объемами добычи нефти в зависимости от конъюктуры цен на мировом рынке на нефть и наём подрядных организаций достаточно, используя контрольные карты и результаты решения задачи, увеличить или снизить объемы добываемой нефти в рамках заданного поля допустимых отклонений.

В четвертой главе дается экономическое обоснование внедрения погружных винтовых насосов и оценка эффективности методов борьбы с АСПО в ООО «РН-Краснодарнефтегаз».

В последние годы основной прирост объемов добычи нефти во многих регионах образуется за счет методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи пластов. Приоритетным направлением деятельности здесь для ДО является снижение удельных совокупных затрат на единицу готовой продукции.

Сказанное в полной мере относится к ООО «РН – Краснодарнефтегаз», в эксплуатационном фонде которого находится большое количество низко и среднедебитных скважин с высоковязкой извлекаемой продукцией. Возникает необходимость перехода к эффективным, дешевым, малозатратным в эксплуатации техническим средствам для добычи скважинной продукции. Наибольший эффект, по нашему мнению, для скважин, продуцирующих вязкими и высоковязкими пластовыми жидкостями, дают одновинтовые насосы (ВНО), насосы винтовые сдвоенного типа (ЭВН5) и насосы плунжерно-диафрагменного типа (ПДН).

В настоящее время в ООО «РН – Краснодарнефтегаз» осложненный фонд скважин с вязкой (до 30 сСт 3010-6 м2/с) и высоковязкой (более 30 сСт) составляет порядка 300 скважин. С целью внедрения ЭВН нами были проанализированы 16 скважин на различных месторождениях и способах эксплуатации.

При проведении анализа фонда с целью внедрения УЭВН основными критериями были выделены следующие показатели: фактический режим работы скважины (QЖ, QН, % воды, Рзаб.); внутренний диаметр эксплуатационной колонны; динамический уровень; геологический потенциал скважины (QЖ, QН).

В соответствии с выделенными критериями были отобраны 16 скважин Абино-Украинского, Ахтырско-Бугундырского, Зыбза Глубокий Яр, Курчанского, Северо- Крымского месторождений.

Результаты проведения опытно-промышленных испытаний приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Результаты опытно-промышленных испытаний винтовых

насосов

№ Скв. СЭ до спуска ЭВН5А Режим работы до испытаний СНО, сут. Режим работы УЭВН СНО,сут. Ув. СНО, раз Прирост добычи Qж мЗ/сут
Qж, м3/сут Qводы, % Qн, м3/сут Qж, м3/сут Qводы, % Qн, м3/сут
1 ЭЦН 18,6 1 18 136 29,0 1 27,4 213 2 10,4
2 ШГН 34,0 10 29 67 39,7 4 36,5 258 4 5,7
3 ФОН 8,7 3 8 73 10,0 3 9,2 215 3 1,3
4 ЭЦН 34,0 34 21 84 36,3 26 25,6 66 1 2,3


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.