Для наглядности рассмотрим работу скважины на конкретном примере. На рис. 2 приведена характеристика скважины 713 УКПГ-1. Скважина работает с дебитом по газу 95 тыс. м в сутки и при этом выносит 5 м3 пластовой воды (точка А на рис. 2). Давление на устье составляет 35 кг/см2, длина шлейфа 2980 м. Расчетное
93
забойное давление в этом случае составит 45 кг/см2. Если добычу воды осуществлять при помощи винтового насоса по НКТ 2 3/8", а добычу газа по НКТ 5", то при давлении на БВН 30 кг/см2 зависимость забойного давления в скважине от дебита будет пунктирная кривая на рис. 2. Если сохранить имеющееся давление на устье скважины - 35 кг/см2, то зависимость забойного давления от дебита будет сплошная линия (рис. 2).
|
|
|
ХарактеристикасистемыБВН-забоискважины |
Расход газа, тыс. м /сут Рис. 2. Характеристика скважины 713, УКПГ-1
По данным тех. режимов отношение среднего дебита скважин к средней депрессии в зоне УКПГ-1 составляет 9,95 тыс. м3/сут на 1 кг/см2. Исходя из этого, на рис. 2 построена характеристика пласта для скважины 713, т.е. зависимость между давлением на забое и притоком газа к скважине.
Пересечение характеристики пласта и характеристики системы БВН - забой скважины есть рабочая точка всей системы [пласт] - [скважина] - [шлейф] для заданного давления на БВН (точка Б), в нашем случае это 30 кг/см2. При этом, давление на забое составит 41 кг/см2, а дебит - 133 тыс. м3/сут. Если устьевое давление скважины оставить 35 кг/см2, то забойное давление составит 44 кг/см2, а дебит ~ 108 тыс. м3/сут (точка В).
94
Аналогичные расчеты выполнены для 29 скважин, в продукции которых есть вода (УКГТГ-1, 2 и 3). На основании этих расчетов выполнена оценка экономической эффективности применения механизированной добычи воды из обводненных газовых скважин ОНГКМ.
В расчетах сделаны следующие допущения:
1. Оценка эффективности проводится по
приросту добычи га
за, который при равном темпе падения в базовом и расчетном вари
анте остается постоянным.
2. Не учитываются также
затраты по подготовке пластовой
воды и
утилизации газов дегазации. Предполагается, что добывае
мая пластовая вода либо будет использоваться для осуществления
ППД на
нефтяных залежах ОНГКМ, и затраты на ее подготовку
должны
быть отнесены на добычу нефти, либо будет утилизиро
ваться
по существующей ныне схеме.
3. Срок окупаемости
мероприятия принят не более пяти лет,
себестоимость
добываемой продукции не должна быть более су
ществующей.
Дополнительный дебит скважины, тыс. м /сут
Рис. 3. Зависимость срока окупаемости от дополнительного дебита скважины (по реализации товарного газа на ОГПЗ)
95
Сроком окупаемости капитальных вложений является момент перехода значения нарастающего потока наличности от отрицательных к положительным значениям.
Расчеты проводились по условиям реализации газа после ОГПЗ.
На рис. 3 показана зависимость срока окупаемости реконструкции скважины от дополнительного дебита скважины (прироста суточной добычи газа). При этом, для окупаемости реконструкции за 5 лет необходимо получить дополнительный дебит скважины на уровне 20 тыс. м3 в сутки.
Необходимо добавить, что переоборудование только работающих обводненных скважин достаточно для получения прибыли, часть которой можно направить на работу с простаивающим обводненным фондом.
© В.А.Толстов
ОПЫТ РАБОТЫ СЕПАРАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В
КОМПРЕССОРНЫЙ ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЕГО
ДАЛЬНЕЙШЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
Толстое В.А. (ДАО "ЦКБН")
Особенностью работы сепарационного оборудования в компрессорный период эксплуатации месторождений является постоянно меняющееся (в сторону уменьшения) рабочее давление. Кроме того, увеличивается вынос из скважины пластовой воды с повышенным содержанием солей, что, при некачественной работе узлов сепарации, приводит к значительному ухудшению показателей работы нагнетателей, абсорбера и установки регенерации ДЭГ.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
