автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Особенности эксплуатации добыващих скважин струйными насосными установками

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИНЕНИ И.И.ГУБКИНА

На правах рукописи

УДК 622.323

Особенности эксплуатации добывающих скважин струйныни насосными установками

05.15.06 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 1996 г.

Работа выполнена в Государственной Академии нефти и- газа им. И.М.Губкина и в дочерней акционерном обществе открытого типа "Нижне-вартовскнефть".

*

Научные руководители: доктор технических наук, профессор Мищенко И.Т.

кандидат технических наук, Марьенко В.П. официальные оппоненты:доктор технических наук, профессор Алиев З.С*

кандидат технических наук Салькаков Р.Г.

Ведущая организация: институт "НижневартовскНИПИнефгь"

Защита диссертации состоится 4 июня 1996 г. в 15 часов 00 минут на заседании диссертационного Совета К.053.27.08 при Государственной Академии нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 117917', Москва/ Ленинский пр., 65, ауд. 731.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан ¿0 апреля 1996 г.

.Ученый секретарь диссертационного Совета К.053.27.08, кандидат технических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время в нефтяной промышленности России существует ряд проблем, связанных с механизированной добычей нефти. Так, например, отсутствуют высокопроизводительные электроцентробежные насосы (ЭЦН) с подачей от 500 до 1000 м3/сут; не всегда существующий ряд типоразмеров ЭЦН позволяет отбирать из скважины требуеный дебит жидкости. В осложненных условиях эксплуатации скважин традиционные механизированные способы добычи (ЭЦН, штанговый насос и др.) часто оказываются малопригодными для поддержания устойчивых отборов. Наличие движущихся деталей в погружном насосе, а также сложных и уязвимых устройств для передачи энергии (станки-качалки, итанги, электрический кабель) являются основной причиной отказов при наличии агрессивных компонентов и мехпримесей з добываемой продукции, высокой вязкости, температуре и газосодержании тластовой жидкости, при работе в аномально искривленных скважинах и в сложных климатических условиях.

Поэтому большой интерес представляет изучение возможностей совер-аенствования способа эксплуатации скважин с помощью струйных насосов, соторые менее чувствительны к перечисленным неблагоприятным факторам.

Цель работы - совершенствование методов расчета струйных аппаратов, а тахже разработка элементов погружного оборудования струйных установок и технологических операций, связанных с процессами запусха, гсвоени'я и установления рабочего режима скважинного оборудования, а также экономическое обоснование эффективности применения струйных установок с наземным приводом.

Основные задачи исследования с

1. Обобщение отечественного и мирового опыта в области промышлен-юго использования скважикных струйных установок.

2. Теоретическое изучение особенностей работы струйных насосов,

«

заботающих на газожидкостных смесях.

3. Разработка погружных струйных насосов для различных компоновок :хважинного и наземного оборудования, а также соответствующей технологии их применения.

4. Промысловые испытания разработанных устройств и технологий.

5. Экономическая оценка применения струйных насосных установок с (аземиым приводом.

Научная новизна

1. На базе уравнения инпульсоа для высоко- и низконапорных струйных аппаратов получены уравнения характеристик, а также выражения для определения достижимого коэффициента инжекции "и", оптимального соотношения геометрических размеров и достижимого безразмерного параметра давления.

2. Получена зависимость для определения коэффициента инжекцик

и

струйного аппарата при содержании свободного газа в инжектируемой » рабочей жидкостях.

3. получено выражение для расчета коэффициента сепарации гандеи-ной установки "УЭЦН - струйный насос".

4. Разработана конструкция вставного струйного насоса для тандем-ной установки, а также технология вывода тандемной установки на рабочий режим (положительное решение ВНИИГПЭ о выдаче патента на изобретение от 17 октября 1995 г. по заявке N 94024654/06 "Скважинная насосна) установка и способ ее эксплуатации").

5. Предложен способ запуска струйной насосной установки с наземным приводом (положительное решение ВНИИГПЭ о выдаче патента на изоб ретение от 14 апреля 1995 г. по заявке N 94024821/06 "Способ и опрес совочное устройство для запуска насосной установки").

6Выполнено технико-зкономическое обоснование применения дву: вариантов струйных установок с наземным приводом.

Практическая ценность. Проведенные исследования позволили разра ботагь методику расчета тандемных установок и технологию их эксплуа тации, а также создать комплекс погружного оборудования. Прокысловы испытания тандемных установок на протяжении 1990 - 1995 гг. проведен более чем на 50 скважинах различных месторождений Нижневартовског нефтяного района и показали его высокую эффективность.

Апробация работы. Работа докладывалась на семинарах кафедры раз работки и эксплуатации нефтяных месторождений ГАНГ им. И.М.Губкина, также опубликована в виде монографии "Струйные насосы для добычи неф ти.

Публикации. По теме диссертации опубликована монография, получен 2 положительных решения ВНИИГПЭ на выдачу патента на изобретение.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4-х глав, огневки», выводов и приложений. Общий объем работы составляет 131 страницу, включая 95 страниц машинописного текста, 10 рисунков, 26 таблиц, список литературы из 28 наименований и приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе проведено теоретическое изучение особенностей работы струйных аппаратов на основе уравнений импульсов, составленного для камеры смешения. Для высоконапорных струйных аппаратов уравнение импульсов записано в виде:

Рр22ирг + Рнг3нгин2 + РзОзмз - РзГз + ?тр " р2^з< (1)

Ррг< Рнг " соответственно платности рабочего и инжектируемого потоков на входе в камеру смешения;

рз - плотность смешанного потока на выходе камеры смешения;

<2? г , 0^2 - соответственно расходы рабочего и инжектируемого потоков на входе в камеру смешения;

<23 - расход смешанного потока в выходном сечении камеры

смешения;

ИР2< ИН2 " соответственно скорости рабочего и инжектируемого потоков на входе в камеру смешения; - скорость смешанного потока з выходном сечении камеры смешения;

Рг » Рз' " соответственно давления на входе и выходе камеры смешения

, - площадь сечения камеры смешения;

Г1р - сила трения по длине камеры смешения.

Для низконапорных струйных аппаратов уравнение импульсов записано в виде:

Ррггург + Рнг0нг"нг + Рз<2з"3 - Рз^з " Рн^рг - Рг^нг + гтр , (2)

где ГР2,£к2 - соответственно площадь сечения рабочего и инжектируемого потоков во входном сечении камеры смешения;

Рн' - давление инжектируемой жидкости на приеме струйного на-

соса.

- б -

Исходя -.о указанных уравнений (1) и (2), получены характеристик! для обоих типов струйных аппаратов, а также выражения, позволявшие оп ределигь достижимый коэффициент инжекции "и" и оптимальное соотношени< площади сечения камеры смешения и площади сечения рабочего сопл. Гр, (основной геометрический параметр Г3/Гр]).

Для высоконапорного струйного аппарата (Г34 < 4) указанные вы ражения имеет следующий вид.

Уравнение характеристики:

Дрс Гр 1 1 РР 1 РР1'ГР1 ГР1 РР1

-------[2----+2Цг---П - (1+и)2----X

ДРр Гэ (1+£с) Рр г *>г Рнг'*з ^з ~ Рз

Дрк

х --.

(3

ДрР

где

АРК Рр 2

— = /[— • (1 + Хс) + п ■ -

*>2 V ДРр Рр 3

И

Др,

'к

Дрр г3

Рр 1

и2'-----

РК2 <1 + )

/Дрк рРг

'[- • (1 + Хс) + 1] ---

ДРр - Рр|

(5

(6

п

ДРС - РС-РН. (7)

: ДРр = РР-РН. (3)

Дрк=р„-рг, (9)

Рр, Рц - соответственно давления рабочего и инжектируемого потоков на входе в струйный аппарат;

Рс - давление смешанного потока на выходе из струйного аппарата;

рр1 -плотность рабочего потока на срезе.рабочего сопла; ^сЛвхЛтрДл ~ соответственно коэффициенты гидравлических сопро-' тивлений рабочего сопла, входа в камеру смешения, собственно камеры смешения и диффузора. Достижимый коэффициент инкекции:

(10)

1 - -

а

РР2

где т ---(1л+1тр+1), (11)

Рз

Ррг

е 2 • - • п, (12)

Рнг

ДРк

ДРР ♦ 1

ь . - , (13)

Дрк Дрс Дрр ДРр

Дрк

Дрр (1 -с!)-{1 +

(14)

Рр 2

и2--- (1 +

РН2

где (3 = -. (15)

'з

(— -1)2-грг

Оптимальный геометрический параметр:

fз -Ь + ]/ьг - 4 ас

I-Зопт----(16)

ГР2 2а

Рр г Рр г где Ь = - [1 + (1+и)г---(^д+1тр+1) - 2и2--], (17)

Рз . Рнг

а = 1, (18)

Рр2

- (1 +и)2---(ХдЧтр+1)' (19>

Рз

гз Рр 1 Рр 1 *рг Рр г

[-)опт - [(1+и)г---(^дЧтр+1) " гиг---п]----. (20)

Рз Рнг *Р1 Рр1

<1

ж

С

Для низконапорного аппарата (Г3/ГР1> 4) получены следующие основ-ые выражения.

Уравнение характеристики:

Дрс гр1 рР1 гр1 Рр I 1

- =--[2 +Ц2----"I " (1-^вх --X

ЛРр Риг Ь Рз^з

1

(1дЧтр+1)]----(21)

(1+1,с)

ГзАц

где П!= -. (22)

(ГзАп»"1

Достижимый коэффициент инжекции:

С 1

(1 - -)•(!--) " 1

В ДАВ

и « -, (22)

С

1 - -В

А = 1 + Хс' <24>

РР1

В---аЧдЧтрЬ (25)

Рз РР1

с.--лга-Хвх). (2б>

Рнг

Дрс

л * -• (27)

Дрр

Оптимальный геометрический параметр:

г3 РР1 РР1

[-Зонт - ---(1ЧдЧтр) " ^--П1-(1ЧвхЬ (28)

Рз Рнг

При инжектировании газированной жидкости свободный газ на приеме снижает производительность струйного аппарата по жидкости. В результате теоретических исследований получены выражения для определения коэффициента инжекции струйного аппарата по жидкости для двух возможных вариантов рабочего агента.

1) рабочий агент - жидкость

(1 " ГН)

иж « и—:-:-, - (29)

Рг

1- Гц (1--)

Рн

где их - коэффициент инжекции по жидкости;

Гн - газосодержание инжектируемого потока; ■ ри, Рг - соответственно плотности жидкой и газовой фаз инжектируемого потока на приеме струйного аппарата;

2) рабочий агент - газожидкостная смесь

Рг •

(1 - Гц ) • I Гр • (— - 1) + 1] рр

и, = - -и, (30)

Рг

(1 - Гр) - сгн (--1) + 13

Рн

где ГР - газосодержание рабочей жидкости в термобарических условиях приема камеры струйного аппарата; рр - плотность жидкой фазы рабочей жидкости в термобарических условиях приемной камеры струйного аппарата.

На рис. 1 представлена схема тандемной установки "УЭЦН - струйный насос". Особенностью тандемной установки является деление восходящего газожидкостного потока на поток, попадающий в прием ЭЦН и на поток, попадающий в прием струйного насоса. Очевидно, что процесс сепарации свободного газа на приеме ЭЦН в этом случае должен отличаться от аналогичного процесса при эксплуатации скважин с помощью только УЭЦН.

Схема движения потока газожидкостной смеси в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной скважины и ЭЦН может быть представлена следующим образом. Ниже приемной сетки ЭЦН выделяем кольцевой объем жидхости, ограниченный с внутренней стороны поверхностью ЭЦН, а с внешней стороны - условной цилиндрической поверхностью диаметром Д^. Считаем, что в этом интервале движется газожидкостная смесь, попадающая в ЭЦН, а сепарация газа из этого объема происходит на площади, ограниченной указанными поверхностями.

'В объеме жидкости, ограниченном условной цилиндрической поверхностью и эксплуатационной колонной диаметром Дэ.к,, происходит движение газожидкостной смеси к струйному насосу и сепарации свободного газа не происходит. При этом скорости газожидкостной смеси в обоих выделенных объемах равны так как 'являются составными одного потока, движущегося от забоя к приему ЭЦН.

В результате проведенной схематизации на основе формулы И.Т.Мищенко получено выражение для определения коэффициента сепарации свободного газа на приеме ЭЦН тандемной установки:

1

Ксгп = -:-, (31)

30эцн

г + -

(Дэ.к.2 - Дэцн2) --

и-Ротн * 1

производительность злектроцентробежного насоса; соответственно внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр ЭЦН; относительная скорость газовых пузырьков:

где Оэцн

Дэ.к. - Азцн "

"о

Рис. 1. Схема движения гаюжил-костных потоков на приеме тан-леммой установки "УЭЦН + струйный насос":

/ I — струйный насос; 2 — электро-

центробежный насос: 3 — колонне носссно-ксллпрессорных труб: 4 — эксплуатационная колонна

Рэцн

рогн =

Рс т р

Рэцн- Рстр " соответственно плотность инжектируемого и рабочего потока при термобарических условиях на приеме струйного насоса.

Во" второй главе с использованием вышеуказанных зависимостей разработаны теоретические основы расчета тандемной установки, в т.ч. методика и алгоритм расчета глубины спуска тандемной установки' (ЭЦН и струйного насоса), а также методика и алгоритм расчета подачи Тандемной установки. Расчет физических свойств флюидов в процессе разгазиро-вания проводился с использованием зависимостей Мищенко И.Т. и Дунютки-на И.И.

Эффективная эксплуатация скважин тандемными установками "УЭЦН -струйный насос" может быть достигнута в случае согласования работы погружного центробежного [приводного) и струйного насосов при их работе на оптимальных режимах. Определение давлений на входе и выходе из струйного насоса проводится путем расчета гидродинамических характеристик соответствующих участков системы, а именно: "Забой - прием ЭЦН", "прием ЭЦН - прием струйного насоса" (кольцевое пространство), "выкид ЭЦН - рабочее сопло струйного насоса", "выкид струйного насоса - устье' скважины", "прием струйного насоса - динамический уровень" (кольцевое пространство).

Основной целью методики расчета тандемной установки является нахождение оптимальной глубины ее спуска, которая обеспечивает максимальную подачу струйного насоса для заданного типо-разнера ЭЦН, работающего в оптимальном режиме.

Третья глава посвящена разработке погружного оборудования тандемной установхи "УЭЦН - струйный насос" и струйной насосной установки с наземным силовым приводом. На рис. 2 представлена схема тандемной установки при запуске (освоении скважины), на рис. 3 - при эксплуатации скважины.

Основные операции, предшествующие установившемуся режиму тандемной установки, следующие.

После определения оптимальной глубины спусха корпуса струйного насоса спускают в схважину погружное оборудование, включающее в себя ЭЦН 2, 'корпус 3 струйного насоса со съемной втулкой 8 и фиксирующим ее замковым устройством 11, колонну подъемных труб 1.

Рис. 2. Схема погружного оборудования тандемной установки "УЭЦН+ струйный насос" при запуске скважины:

I — колонна насосно-компрес-сорных груб; 2 — электроцентробежный насос: 3 — корпус струйного насоса; 4. 5 — соответственно верхний и нижний посадочные узлы; 6 — каналы подвода инжектируемой среды: 7 — кольцевая канавка; б — съемная втулка; 9. 10 — верхний и нижний уплотнительные элементы:

II — корпус замкового устройство: 12 — отверстия замкового устройства: 13 —пазы замкового устройства: 14 — стопорная головка; 15 — патрубок; 16 — упругий элемент; 17 — фиксатор: 18 — ловильная головка

Рис. 3. Схема погружного оборудования тандемяои установки "УЭЦН + струйный насос" при эксплуатации скважины:

I — колонна насосно-компрес-сорных груб: 2 — электроценг-робежный насос; 3 — корпус струйного насоса: 4. 5 — соответственно верхний и нижний посадочные узлы; 6 — каналы подвода инжектируемой средьс 7 — кольцевая канавка; 8 — вставной струйный насос; 9 — фильтр; 10. 18 — верхний и нижний уплотнительные элементы:

II — корпус замкового уст-" ройсгва: 12 — отверстия залпового устройства: 13 — пазы замкового устройства: М—комеро смешения: 15 —' диффузор: 16 — упругий элемент: 17 — фиксатор; 19 — отверстия длГ подвода инжектируемой жидкости: 20 — активное сопло

С помощью ЭЦН 2 производят освоение скважины до получения установившегося режима работы, т.е. получение двух-трех устойчивых замеров дебита и динамического уровня в течение четырех-шести часов.

Определяют фактическую рабочую характеристику ЭЦН в скважинных условиях и индикаторную диаграмму схважины, на основе которых выбирают рабочую характеристику струйного насоса.

Извлекают полую втулку из корпуса струйного насоса. Производят спуск и фиксацию вставного струйного насоса в корпусе 3.

Запускают тандемную установку в работу. Струйный насос может быть ' повторно извлечен и посажен при необходимости изменения рабочей характеристики или ремонта с помощью описанных операций.

При эксплуатации струйных насосных установок (СНУ) с наземным приводом одной из главных задач является обеспечение надежного контроля зг> герметичностью основных элементов погружного оборудования. Проблема заключается в том, что в ряде случаев требуется раздельная опрес-совка НКТ и пакера, причем способ опрессовки пакера зависит от наличия или отсутствия приемистости продуктивного пласта.

На рис. 4 и 5 представлены соответственно компоновки погружного оборудования при опрессовке НКТ и пакера (опрессовка пакера сверху) и при эксплуатации скважины.

Разработанные схемы установок со струйными насосами нашли достаточно широкое применение при эксплуатации скважин различных месторождений Западной Сибири.

В четвертой главе рассмотрены результаты промыслового внедрения тандемных установок "УЭЦН - струйный насос" на некоторых скважинах Са-мотлорского и Покачевсхого месторождений. Для скважин,, эксплуатируемых тандемной установкой "УЭЦН-500-800 - струйный насос" дополнительная добыча жидкости (по сравнению с УЭЦН-500-800) составила в среднем 126м3./сут, нефти - 10 т/сут на одну скважину.

Тандемная установка "УЭЦН-400-950 - струйный насос" позволила увеличить отборы из скважин в среднем на 105 м3/сут, увеличение добычи нефти при этом 9 т/сут на скважину.

В этой же главе проведена экономическая оценка эффективности применения СНУ с наземным приводом на скважинах с осложненными условиями эксплуатации. Базовым вариантом выбран способ добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН).

Рис. 4. Схема погружного оборудования струйной насосной установки яри опрессонсе покера сверху: I — колонна касосно-компрессор-ных труб; 2 — корпус струйного насоса; 3 — пакер; 4 — приемный патрубок; 5—радиальный канал; <5— посадочное гнездо; 7 — канал подвода инжектируемой среды; 8 — диффузор; 9 — отверстие; 10 — сердечник; II — подъемный узел; 12 — уплотнительный узел; 13 — кольцевая проточка; 14 — радиальное отверстие; 15 — центральный канал сердечника; 16 — осевой канал подъемного узла; 17 — фильтр; 18 — ловильная головка; 19 — центратор; 20 — разьемное соединение; 21 — съемная заглушка

Рис.5. Схема погружного оборудования струйной насосной установки при эксплуатации скважины:

I — колонна насосно-компрессор-ных труб: 2 — корпус струйного насоса: 3 — пакер: 4 — приемный патрубок; 5 — радиальный канал: 6 — посадочное гнездо; 7 — канал подвода инжектируемой среды; в — диффузор: 9 — отверстие; 10 — вставная часть струйного насоса:

II — подъемный узел: 12 — начальный участок диффузора: 13 — радиальное отверстие: 14 — кольцевая проточка: 15 — активное сопло: 16 — осевой канал подъемного узла: 17 — фильтр; 18 — ловильная головка; 19 — центратор; 20 — разъемное соединение; 21 — камера смешения

Рассмотрено два возможных результата применения СНУ. Первый -увеличение добычи нефти по сравнению с базовым вариантом за счет устранения негативных факторов, влияющих на работу ШГН (например, низкие динамические уровни: высокий газовый фактор, наличие мехпримесей, простои, связанные с частыми ренонтами и др.). В этом случае расчетный период для сравнения принят равным одному году.

Второй - одинаковые уровни добычи нефти для СНУ и ШГН. В этом случае расчетный период принят равным четырем годам. При этом, в первом случае оценка проводилась с учетом выплаты всех налогов, предусмотренных действующим законодательством, во втором - с отменой трех налогов, а именно: акцизного сбора, платы за недра, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Основанием для отмены указанных налогов является "Закон о недрах", предусматривающий стимулирование освоения малодебитиых месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы.

Оценка эффективности применения СНУ проводилась на примере куста из 20 добывающих скважин. Рассматривалось два варианта комплектации СНУ, отличающихся стоимостью поставляемого оборудования, но имеющих одинаковые рабочие характеристики. Первый вариант представлен полным комплектом оборудования фирмы "Dresser Industries", второй вариант СНУ комплектуется силовым модулем фирмы "Dresser industries" и погружным оборудованием фирмы "Инжектор", разработанным совместно с ДАООТ "Ниж-"невартовскнефть". ... ,

В качестве основного экономического показателя, характеризующего эффективность использования нового оборудования для добычи нефти в данном расчете принята чистая прибыль - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением амортизационных отчислений и общей сумны налогов, отчисляемых в государственный бюджет.

В качестве основных экономических показателей, характеризующих эффективность варианта 2 комплектации СНУ, кроме показателя чистая прибыль в данном расчете использованы:

- дисконтированный потох денежной наличности - сумма чистой прибыли и -амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капитальных вложёний, направляемых на приобретение и монтаж оборудования,

- окупаемость капвложений определяется количеством лет, по истечении которых начальные отрицательные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются последующим^ ее положительными

значениями.

Результаты экономической оценки следующие и представлены в таблицах 1 и 2.

По базовому варианту эксплуатационные затраты на добычу нефти составляют 5.6 млрд.руб., а себестоимость добычи 1 т нефти составляют 159 тыс.руб. Сбыт этой нефти на внутреннем рынке позволит предприятию получить прибыль в размере 2.6 млрд.руб. Для принятого уровня дополнительной добычи нефти 35 тыс.т/год оба варианта комплектации СНУ позволяют существенно снизить себестоимость добываемой нефти (соответственно 141 и 135 тыс.руб./г) и увеличить чистую прибыль (соответственно 6,1 и 6,5 млрд .руб.) (таблица 1). Доля затрат, связанных с обслуживанием добывающих скважин и подготовительными работами по запуску СНУ, составляют 24,7Х в общем объеме эксплуатационных затрат, а в базовом варианте расходы по обслуживанию и подземному ремонту добывающих скважин занимают 32%.

Результаты экономической оценки вариантов применения СНУ, не дающих дополнительной нефти, приведены в таблице 2. Из нее следует, что за 4-х летний срок эксплуатации месторождения при одном и том же отборе нефти применение второго варианта комплектации оборудования СНУ более эффективно по сравнению с базовым вариантом. При этом среднегодовая себестоимость добычи нефти составит 164,6 тыс.руб., а в базовом варианте ее величина равна 167,6 тыс.руб. Причем, если посмотреть на этот показатель в динамике, то видно, что только в первом году его уровень в варианте с использованием нового оборудования выше, чей в базовом. Это объясняется довольно высокими затратами на работы, связанные с запуском насосов (1440 млн.руб). В последующие годы наблюдается экономия затрат, связанных с ежегодным капитальным ремонтом скважин (капремонт с использованием струйного насоса потребуется <только через пять лег) и их обслуживанием (затраты на обслуживание скважин снизятся почти на 20%).

Срок окупаемости капиталовложений по 2-му варианту составляет 1,4 года. При налоговых льготах срок окупаемости снижается до 1 года, а остальные экономические показатели значительно улучшаются.

Таблица 1

Основные технико-экономические показатели применения СБУ, увеличивающих отбор жидкости _по сравнению с базовым вариантом._

ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТЫ

Базо -111К С применением СНУ

1 2

1. Добыча нефти, тыс.т. 35 70 70

2. Фонд скважин, кол. 20 20 20

3. Дополнительные капитальные вложения на приобретение и ионтаж ус?.,тыс. долл. 1742 916

4. Эксплуатационные затраты, с учетом амортизационных отчислений, млрд.руб. 5,6 9,9 9,5

5. Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс.руб. 159 141 135

б. Чистая прибыль от реализации нефти, млрд.руб. 2,6 «Д 6,5

7. То же на 1 », тыс.руб. 75 87,6 92,6

8. Налоги и платежи, млрд.руб. 5,6 7,75 7,84

Таблица 2

Основные ?еэвшхо-эхономичаские показатели применения СНУ при отсутствии прироста отбора жидкости по сравнению с базовик __вариантом _

ЛИ« Варианты

п1п ПОКАЗАТЕЛИ Базовый С применением СНУ

1 2

1. Головая добыча нефти, тыс.т. 35 35 35

2. Фонд скважин, кол. 20 20 20

3. Дополнительные капитальные вложенш на приобретение и монтаж установок, млн.руб. — 7839 4122

4. Эксплуатационные затраты, с учетом амортизационных отчислений, млрд.руб.

- с выплатой всех налогов 23.5 24,7 23

- с отменой 3-х налогов 16,2 17т4 15,7

5. Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс.руб.

• с выплатой всех налогов 167,7 176,6 164,6

- с отменой 3-х налогов 115,5 124,3 112,4

6. Чистая прибыль от реализации цефтн (дисконтированная), млрд.руб. 1

- с выплатой всех налогов 9,4 8,6 9,5

- с отменой 3-х налогов 13,6 12,8 13,7

7. Суммарный поток денежной наличности, (дисконтированной), млрд.руб.

- а выплатой всех налогов — 5,1 8,1

- с отменой 3-х налогов • — V 12,3

& Окупаемость капитальных вложений, толы

- с вышитой всех налогов — V ¥

- с отменой 3-х налогов — и 1,0

Примечание: Показатели, приведенные в п.п. ' 4-7, является

средними за 4-летний период.

ОСНОВНЫЙ ВЫВОДЫ

1. В результате проведенных теоретических исследований получены уравнения характеристик для высоко- и низконапорных струйных аппаратов, а также зависимости для определения достижимого коэффициента ин-жекции и оптимальных геометрических параметров рабочего сопла и камеры смещения, которые используется при расчете струйных аппаратов для конкретных скважин.

2. Исследован вопрос инжектирования газожидкостных смесей для случаев, когда рабочий агент представлен жидкостью или газожидкостной смесь»,' и получены зависимости для определения коэффициента инжекции по жидкости.

3. Для предложенной схемы разделения потоков на приеме тандемной установки "УЭЦН - струйный насос" получено выражение для определения коэффициента сепарации свободного газа на приеме ЭЦН, используемые в алгоритме расчета струйных установок.

4. На основе вышеупомянутых теоретических зависимостей разработаны основы расчета тандемной установки, включающие методику и алгоритм расчета не только самого струйного насоса, но и глубины спуска ЭЦН и струйного насоса, а также подачи тандемной установки.

5. Разработана и испытана конструкция погружного струйного насоса для тандемной установки, а также технология ее запуска и оптимизации рабочего режима, с помощью указанного способа за период 1990 - 1995 гг. из более чем 50 скважин Самотлорского месторождения добыто около 200 тысяч тонн нефти. '

6.' Разработана технология запуска струйной насосной установки с наземным приводом и устройство для ее осуществления, которая позволяет повысить надежность эксплуатации добывающих скважин.

7. Проведено изучение экономической эффективности применения струйных насосных установок с наземным приводок'-.при эксплуатации кало-дебитных скважин на примере куста из 20 скважин, ранее эксплуатировавшихся с помощьо ШГН, показавшее, что при реальном увеличении добычи нефти по сравнение с ШГН, струйные установки позволяет существенно снизить себестоимость добываемой нефти (в средней на 20 тысяч рублей за тонну). При равенстве отборов (отсутствии дополнительной добычи) срок окупаемости струйной установки в среднем составляет 2 года, а се-

бестоимость нефти, добываемой струйной установкой, при рассмотрении 4-летнего периода оказывается ниже по сравнение с базовым вариантом (ШГН).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. струйные насосы для добычи нефти. И.Т. Мищенко, Х.Х.Гумерский, В.П.Марьенко Москва, "Нефть и газ", 1996 г.

2. "Скважинная насосная установка и способ ее эксплуатации". Заявка на изобретение N 94024654/06. Положительное решение ВНИИГПЭ о выдаче патента на изобретение от 17 октября 1995 г. Х.Х.Гумерский, В.П.Марьенко, Л.Х.Рем.

3. "Способ и опресссвовчное устройство для запуска насосной установки". Заявка на изобретение N 9402482/06. Положительное реяекие ВНИИГПЭ о выдаче патента на изобретение от 14 апреля 1995 г. Х.Х.Гумерский, В.П.Марьенко, Л.Х.Рем.