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

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

струйными насосными установками

05.15.06 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

I О ¡ЛАП ¡>''¿-'-2

На правах рукописи УДК 622.323

ГУМЕРСКИЙ ХАКИМ ХАСАНОВИЧ

Особенности эксплуатации добывающих скважин

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 Сальканов Р.Г.

Ведущая организация: институт "НижневартовсхНИПИнефть"

Защита диссертации состоится 4 июня 1996 г. в Ц> 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 10 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 существувх рчд проблем, связанных с механизированной добычей нефти. Так, напримео отсутствуют высокопроизводительные электроцентробежные насоса (ЭЦН) с подачей от 500 до 1000 м3/сут; не всегда существующий ряд типоразмероа ЭЦН позволяет отбирать из скважины требуемый дебит жидкости. Б ос^ож-' ненных условиях эксплуатации скважин традиционные механизированны* 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, штанги, электрический кабель) являются основной причиной отказов при наличии агрессивных компонентов и мехпримесей в добываемой продукции, высокой вязкости, температуре и газосодержании пластовой жидкости, при работе в аномально искривленных.скважинах и з сложных климатических условиях.

Поэтому большой интерес представляет изучение возможностей совершенствования способа эксплуатации скважин с помощью струйных насосов, которые менее чувствительны к перечисленным неблагоприятным факторам.

Цель работы - совершенствование нетодов расчета струйных аппаратов, а также разработка элементов погружного оборудования струйных ус -тановок и технологических операций, связанных с процессами запуска, освоения и установления рабочего режима скважинного оборудования, > также экономическое обоснование эффективности применения струйных ус -тановок с наземным приводом.

Основные задачи исследования <~

1. Обобщение отечественного и мирового опыта в области промышлен • ного использования скважинных струйных установок.

2. Теоретическое изучение особенностей работы струйных насосов, работающих на газожидкостных смесях.

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

4. Промысловые испытания разработанных устройств и технологий.

5. Экономическая оценка применения струйных насосных установок с наземным приводом.

Научная новизна

1. На базе уравнения импульсов 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 инжекции струйного аппарата при содержании свободного газа в инжектируемой и рабочей жидкостях.

3. Получено выражение для расчета коэффициента сепарации тандем-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 насосная установка и способ ее эксплуатации").

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

6.- выполнено технико-экономическое обоснование применения двух вариантов струйных установок с наземным приводом.

Практическая ценность. Проведенные исследования позволили разработать методику расчета тандемных установок и технологию их эксплуатации, а также создать комплекс погружного оборудования. Промысловые испытания тандемных установок на протяжении 1990 - 1995 гг. проведены более чем на 50 скважинах различных месторождений Нижневартовского нефтяного района и показали его высокую эффективность.

Апробация работы. Работа докладывалась на семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ГАНГ им. И.Н.Губкина, а также опубликована в виде монографии "Струйные насосы для добычи нефти .

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

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4-х глав. ¿:нсгии> выводов и приложений. Общий объем работы составляет 1.31 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:

Ррг0р2"рг + Рнг0н2инг + Рз0зиз " РзГз + Гтр - рг*з- (1)

рр2, рнг - соответственно плотности рабочего и инжектируемого потоков на входе в камеру смешения;

рЗ - плотность смешанного потока на выходе камеры смешения;

<2Р 2 , 0ц2 - соответственно расходы рабочего и инжектируемого потоков на входе в камеру смешения;

<23 - расход смешанного потока в выходном сечении камеры

смешения;

Ир2, кн2 - соответственно скорости рабочего и инжектируемого потоков на входе в камеру смешения;

н3 - скорость смешанного потока в выходном сечении камеры

смешения;

р2 > рз » " соответственно давления на входе и выходе камеры смешения

f■¡, - площадь сечения камеры смешения;

Г1р - сила трения по длине камеры смешения.

Для низконапорных струйных аппаратов уравнение импульсов записано в виде:

Рр 2 Ф 2 МР 2 + Рн 2 Он 2 ^Н 2 + Рз<2з"з " ?3 13 " РН ГР 2 " Р2*Н2 + Гтр ' (2)

где £р2Дн2 ~ соответственно площадь сечения рабочего и инжектируемого потоков во входном сечении камеры смешения;

Рн' - давление инжектируемой жидкости на приеме струйного на-

соса.

И^ом уклэаиныу уравнений (1) и (2), получены характеристики дгг, сбсих типов струйных аппаратов, а также выражения, позволяющие оп-;еделить достижимы1} коэффициент инжекции "и" и оптимальное соотношение площади сечения камеры смешения Г3 и площади сечения рабочего сопла íf, (основной геометрический параметр

Для высоконапорного струйного аппарата (Гз/ГР1< 4) указанные выражения имеют следующий вид.

Уравнение характеристики:

РР1 • РР1 " ^р1 . [2----+2иг--

РР1

-п - (1+и)

г ..

Дрр 13 (1+^с) Рр£ *рг Рнг'Гз

*з' Рз

Дрк

х (1лЧтр+1)]--.

ДрР

(3)

где

ГР1 /ДРк Рр 2

--» / [- ' (1 + 1С) + ' -

Ьг У ¿Рр Рр 1

ДР.

'к

ДрР г3 'и

и2

РР I (1'+1вх.)

Рн2 (1 + Хс)

/Дрк Рр 2

'[- • (1 + Хс) + 1] ---

ДрР Рр1

(5)

х

Ар г п » -

Ч/Ьг - 1

Дрс - Рс-Рн. (7)

: ДрР = Рр-Рн- (3)

ДРК=Р„-Р2, (9)

РР , Рн - 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; ^сЛвхЛтр'^д ~ соответственно коэффициенты гидравлических сопро-" тивлений рабочего сопла, входа в камеру смешения, собственно камеры смешения и диффузора. Достижимый коэффициент инжекции:

ДРР + 1

ДРК ДРс ДРР ДРР

(10)

Рр 2

где т ---(ХдЧтр+1). (11)

Рз

рр2

е =■ 2 • - • п, (12)

Рнг

ДРк

(13)

ДРк

ДрР (1 + £с>

Ррг

'Чд-Чтр-1

Рз

t3 Рр 1 Рр 1 гр г Рр г

[-1 опт - е с1+и>2---(1дЧтр+1) - ги2---п]----.

£р1 Рз Рн 2 ^р i Рр 1

Рр 2

и2---(1 + £вх)

РН2

где а = -. (15)

ч

(— - 1)г-ГР2

Оптимальный геометрический параметр:

Г3 -Ь + |/Ъ2 - 4ас

I-]опт----. (16)

Íf2 2а

Рр 2 Рр 2

где Ь = - [1 + (1+и)2---(1дЧтр+1) ~ 2и2--], (17)

Рз . Рн 2

а » 1, (18)

с = (1+и)2---адЧтр+1>' <19>

а

Для ниэконапорного аппарата (f3/fP1> 4) получены следующие основные выражения. -Уравнение характеристики:

ДРС fPl Рр 1 fPl Ppi'fpi

- =--[2 +U2----nt • (l-tBX)-(l+U)2--x

Лрр *з Paz 'з Рз ^з

1

U4e> f3/fpi

где П] ■

(f3/fP1 )-l достижимый коэффициент инжекции:

U =

С 1

- (1 - -)•(!--)

В ДАВ

С

1 - -

В

- 1

(21)

(22)

(22)

А = 1 + Çc ,

(24)

Рр 1

в > —аЧд^трЬ Рз

(25)

Ppi

с =--Л, -{l-tix).

Рнг

(26)

Дрс

л . —• <«>

ДРр

Оптимальный геометрический параметр:

г з Рр 1 Рр 1

[-Зопт - (1+и)2---(КлЧтр) - и2--П^аЧвх). (28)

1 Рз Рнг

При инжектировании газированной жидкости свободный газ на приеме снижает производительность струйного аппарата по жидхости. 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;

Гц - газосодержание инжектируемого потока; ' Рн' Рг ~ соответственно плотности жидкой и газовой фаз инжектируемого потока на приеме струйного аппарата;

2) рабочий агент - газожидкостная смесь

Рг

(1 - Гц )' [ Гр • (--1) ♦ 1]

Рр

и, = - -и, (30)

• Рг

(1 - ГР }- [ГН(--1) + 1]

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 жидкости, ограниченный с внутренней стороны поверхностью эцн, а с внешней стороны - условной цилиндрической поверхностью диаметром . 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

ксел = -:-, (31)

ЗОэцн ^ 1 + -

(Дэ.к. Дзцн ) --

И'Ротн + 1

где

ОэцН - производительность электроцентробежного насоса;

Дэ к , Дэцн - соответственно внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр ЭЦН;

К0 - относительная скорость газовых пузырьков;

Рис. 1. Схема движения газожидкостных потоков на приеме тан-демной установки "УЭЦН + струйный насос":

1 — струйный насос; 2 — электро-иентробежный насос: 3 — колонна насосно-компрессорных труб: 4 — эксплуатационная колонна

Рэцн

Ротн = -(32)

Рстр

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 Дунюшкй-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-размера 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 спуска корпуса струйного насоса спускают в скважину 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 труб: 2 — электроцентробежный насос: 3 — корпус струйного насоса; 4. 5 — соответственно верхний и нижний посадочные узлы: 6 — каналы подвода инжектируемой среды: 7 — кольцевая канавка: 8 — сьемная втулка; Р. 10 — верхний и нижний уплотнительные элементы:

II — корпус замкового устройства; 12 — отверстия замкового устройства: 13 — пазы замкового устройства: 14 — стопорная головка; )5 — патрубок; 16 — упругий элемент; 17 — фиксатор; 18 —ловильная головка

fue. 3. Схема погружного оборудования тандемнои установки ^ЭЦН + струйный насос" при эксплуатации скважины:

I — колонна насосно-компрес-сорных труб: 2 — электроцентробежный насос; 3 — корпус струйного насоса; 4. S — соответственно верхний и нижиий посадочные узлы; 6 — каналы подвода инжектируемой среды: 7 — кольцевая канавка: 8 — вставной струйный носос; 9 — фильтр; 10. 18 — верхний и нижний уплотнительные элементы:

II — корпус замкового уст-" ройства: 12 — отверстия замкового устройства: 13 — пазы замкового устройства: М — камера смешения: 15 —' диффузор: 16 — упругий элемент: 17 — фиксатор; 19 — отверстия дм 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 зч 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 танденных установок "УЭЦН - струйный насос" на некоторых скважинах Са-мотлорского и Покачевского 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 при опрессавке покера сверху: I — колонна насосно-коллпрес(:ор-ных груб: 2 — корпус струйного насоса: 3 — пакер: 4 — приемный патрубок; 5—радиальный канал: 6 — посадочное гнездо; 7 — канал подвода инжектируемой среды; 8 — диффузор; 9 — отверстие; 10 — сердечник; 11 — подъемный узел: 12 — уплотнительный узел: 13 — кольцевая проточка: 14 — радиальное отверстие; 15 — центральный канал сердечника; 16 — осевой канал подье/лного узла; 17 — фильтр: 18 — ловильная головка: 19 — центратор; 20 — разъемное 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; 8 — 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 ремонтами 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 малодебитных месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы.

Оценка эффективности применения СНУ проводилась на примере куста из 20 добывающих скважин. Рассматривалось два варианта комплектации СНУ, отличающихся стойкостью 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-"невартовсхнефть". ' ' ' "■ " ' """

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 суммы 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 вложений, направляемых на приобретение и монтаж оборудования,

- окупаемость капвложений определяется количеством лет, по истечении которых начальные отрицательные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются последующими '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./т) 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 24,7% в общем объеме эксплуатационных затрат, а в базовом варианте расходы по обслуживанию и подземному ремонту добывающих скважин занимают 32Х.

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 базовой 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, чем 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 лет) 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 СНУ, увеличивавших отбор жидкости _по сравнению с базовым вариантом._

an» ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТЫ

Базо -ни С применением СНУ

1 2

1. Добыча нефти, тыс.т. 35 70 70

2. Фонд скважин, хол. 20 20 20

3. Дополнительные капитальные вложения на приобретение и монтаж уст. ,тыс.долл. — 1742 916

4. Эксплуатационные затраты, с учетом амортизационных отчислений, млрд.руб. (л m 9,9 9,5

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

6. Чистая прибыль от реализации нефти, млрд.руб. 2,6 6,1 6,5

7. То же на 1 т, тыс.руб. 76 87,6 92,6

8. Налоги и платежи, млрд.руб. 5,6 7,75 -j со 1

Таблица 2

Основные технико-экономические показатели применения СНУ при отсутствии прироста отбора жидкости по сравнению с базовым __вариантом _

JVWft Варианты

п/п ПОКАЗАТЕЛИ Базовый С применением СНУ

1 2

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

2. Фонд скважин, кол. 20 20 20

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

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

- с выплатой всех налогов 233 24,7 23

- с отменой 3-х налогов 16,2 17,4 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 прибыло, от реализации нефти (дисконтированная), млрд.руб. 1

- с выплатой всех налогов 9,4 8,6 9,5

- с отменой 3-х налогов 13,6 12Д) 13,7

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

- с выплатой всех налогов — 5,1 8,1

- с отменой 3-х налогов ' — 94 12,3

8. Окупаемость капитальных вложений, годы

- с выплатой всех налогов — ^ 1,4

- с отменой 3-х налогов — li8 1,0

Примечание: Показатели, приведенные в п.п. 4-7, являются

средними за 4-летний период.

ОСНОВНЫЕ 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 смешения, которые используются при расчете струйных аппаратов для конкретных скважин.

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

3. Для предложенной схемы разделения потоков на приеме тандемной установки "У ЭЦН - 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 саного 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 чей 50 скважин Самотлорского месторождения добыто около 200 тысяч тонн нефти. 1

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 казенным приводом'-, при эксплуатации мало-дебитных скважин на примере куста из 20 схважин, ранее эксплуатировавшихся с помощью ШГН, показавшее, что при реальном увеличении добычи нефти по сравнению с ШГН, струйные установки позволяют существенно снизить себестоимость добываемой нефти (в среднем на 20 тысяч рублей за тонну). При равенстве отборов (отсутствии дополнительной добычи) срок окупаемости струйкой 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 ВШШГЯЭ о выдаче патента на изобретение от 17 октября 1995 г. Х.Х.Гумерский, В.П.Марьенко, Л.Х.Рем.

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

I

Заказ 50д

Тирах МОШ

Типография игдательсгза "Нефть и газ"

Введение

1. Некоторые особенности расчета струйных аппаратов для эксплуатации нефтяных скважин

1.1 Расчетная схема

1.2. Уравнение характеристики высоконапорного струйного аппарата

1.3. Уравнение характеристики низконапорного струйного аппарата

1.4. Исследование влияния свободного газа на коэффициент инжекции струйного насоса

1.5. Расчет коэффициента сепарации свободного газа у приема скважинной тандемной установки

2. Теоретические основы расчета тандемной установки

2.1. Методика и алгоритм расчета глубины спуска тандемной установки

2.2. Методика и алгоритм расчета подачи тандемной установки

2.3. Методика расчета физических свойств флюидов в процессе разгазирования

2.4. Методика расчета основных расходных характеристик газожидкостного потока и суммарного градиента давления

3. Разработка технических средств и технологии эксплуатации струйных насосных установок

3.1. Тандемная установка "УЭЦН - струйный насос"

3.2. Струйная насосная установка

4. Результаты промышленного использования тандемных установок и экономическая оценка применения струйных насосных установок

4.1. Анализ технологической эффективности применения тандемных установок

4.2. Экономическая оценка эффективности применения струйных насосных установок на месторождениях Западной Сибири

4.2.1.Общие положения

4.2.2.Показатели экономической оценки

4.2.3.Результаты экономической оценки

Применение струйных насосов в нефтяной промышленности СССР началось в 1958 году в Азербайджане. Для промывки песчаных пробок в нефтяных скважинах был создан передвижной комплекс наземного и погружного оборудования, основными элементами которого были струйный насос с гидромониторной насадкой и двухрядный лифт. Методика расчета струйного насоса для размыва песчаной пробки и подъема пульпы разработана З.С.Помазковой на основе эмпирических зависимостей, справедливых только для одного соотношения давлений РР и Рн соответственно рабочей и инжектируемой жидкостей на входе в струйный насос (РР/Рн=26,3). Указанное соотношение имело место при проведении работ в большинстве пес-кообразующих скважин, поэтому методика расчета удовлетворяла требованиям практики [1]. Необходимо отметить, что проблема выноса твердой фазы из скважины с помощью струйных насосов является актуальной и в настоящее время.

В 1968 году в МИНХ и ГП им. И.М.Губкина И.Т.Мищенко предложена схема тандемной установки "УЭЦН + струйный насос", предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа [2].

В конце 70-х годов в институте "Гипротюменнефтегаз" под руководством Ю.А.Цепляева начались работы по исследованию возможностей применения струйных аппаратов для эксплуатации нефтяных скважин [3,4,5,6]. Первые . промысловые испытания водоструйных насосов, проведенные в 1969-1971 г.г. на месторождениях Западной Сибири (на 4-х нефтяных скважинах), показали принципиальную возможность осуществления поставленной цели. В 1973-74 г.г. развернулось широкое внедрение водоструйных насосов конструкции "Гипротюменнефтегаза", предназначенных для подъема воды из водяных скважин для нужд системы поддержания пластового давления (ППД). Струйные насосы, установленные на сравнительно небольших глубинах - порядка 250^-430 м - работали с коэффициентом инжек-ции U= 6+8 и межремонтным периодом 7^8 месяцев, обеспечивая среднесуточный отбор на одну скважину порядка 2800-4000 м3/сут. В качестве рабочего агента использовалась вода высокого давления из системы ППД.

•В 1974 г. в НГДУ "Юганскнефть" испытана установка струйного насоса с глубинным приводом, в качестве которого использовался ЭЦН. Испытания показали высокую эффективность указанной установки для подъема жидкости из высокодебитных нефтяных скважин. Одновременно в "Гипротю-меннефтегаз" велись работы по созданию наземных индивидуальных силовых установок, предназначенных для привода одного или нескольких струйных насосов с использованием в качестве рабочего агента добываемой жидкости .

В результате предварительных промысловых испытаний указанной установки, проведенных в 1979-1981 г.г. на Усть-Балыкском месторождении, получен значительный межремонтный период работы (570 суток) при отсутствии постоянного обслуживающего персонала.

Методика расчета Ю.А.Цепляева, разработанная на основе теории П.Н.Каменева, впервые в СССР позволила достаточно надежно проектировать струйные установки для различных условий эксплуатации скважин при отсутствии газовой фазы в рабочей и инжектируемой жидкостях.

В начале 80-х годов в МИНХ и ГП им. И.М.Губкина И.Т.Мищенко и С.Д.Мироновым проведены теоретические и экспериментальные исследования работоспособности струйных аппаратов при,инжектировании газожидкостных и трехфазных (в присутствии твердой фазы) смесей, а также высоковязких жидкостей [7,8 ]. Установлены границы вязкости инжектируемой жидкости, при которой характеристика струйного аппарата остается неизменной, а также предельная вязкость, при которой процесс инжектирования еще возможен (примерно 11 Па-с при использовании воды в качестве рабочей жидкости).

Получена эмпирическая зависимость для определения коэффициента инжекции струйного аппарата по жидкости при инжектировании газожидкостных смесей, надежно подтверждающаяся во всем диапазоне газосодержания инжектируемой среды. На ее основе с применением теории Е.Я.Соколова- Н.М.Зингера И.Т.Мищенко получено уравнение характеристики струйных аппаратов, перекачивающих как газожидкостные смеси, так и смеси с твердой фазой [9].

В начале 90-х годов в ЦНИЛ "Укрнефть" под руководством В.П.Марь-енко ' проведен комплекс работ, включающий проектирование погружного оборудования струйных установок, стендовые испытания струйных насосов и их промышленное использование на 25 скважинах различных месторождений Украины. В качестве рабочего агента использовались вода высокого давления из системы поддержания пластового давления, а также газ высокого давления из системы газлифта. Методика расчета струйных аппаратов Марьенко В.П. представляет собой симбиоз теорий Е.Я.Соколова Н.М.Зингера и Л.Г.Подвидза - Л.Г.Кириловского и содержит зависимости для расчета коэффициентов скорости камеры смешения и диффузора, которые ранее задавались ориентировочно на основе результатов стендовых испытаний [10,11].

•В этот же период в Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р.С.Яремийчука разрабатывались оборудование и технологии для освоения скважин и отработок призабойной зоны с применением струйных насосов, которые получили определенное распространение на месторождениях СССР. Для расчета струйных насосов использовалась теория Е.Я.Соколова - Н.М. Зингера [12].

В настоящее время в ГАНГ им. И.М.Губкина под руководством И.Т.Мищенко продолжаются работы по совершенствованию тандемных установок типа "УЭЦН + струйный насос" и технологии их применения для эксплуатации скважин, выходящих из бурения, или скважин, которые плохо осваиваются после подземного (капитального) ремонта [13,14]. Фирма "Инжектор" совместно с ДАООТ "Нижневартовскнефть" под научным руководством И.Т.Мищенко применяет тандемные установки для форсированного отбора жидкости, а также струйные насосные установки с наземным приводом для подъема жидкости из скважин в осложненных условиях эксплуатации (низкие динамические уровни, высокий газовый фактор, наличие мехпримесей в добываемой жидкости, гидратообразование) [15,16]. В качестве рабочего агента для струйных насосных установок используется вода высокого давления из системы поддержания пластового давления.

В США первая публикация о применении струйных насосов для подъема жидкости из нефтяных скважин появилась в 1933 году, однако первые испытания проведены лишь в 1970 году на 5 скважинах в Техасе компанией Kobe Inc. [21]. В двух из них в качестве рабочей жидкости использова лась нефть, в остальных трех - вода. Глубина спуска струйных насосов при этом была в диапазоне от 580 до 2900 метров, а добыча жидкости составляла от 13 до 160 м3/сут. К 1975 году в скважинах уже работало около 200 струйных насосов.

В настоящее время фирмы США применяют струйные насосы при опробовании пластов и освоении скважин ("Trico Industries"), при добыче нефти с высоким газовым фактором и мехпримесями ("Trico Industries", "Dresser Industries", "National Supplay" и др.) [22], при эксплуатации горизонтальных скважин с применением непрерывной колонны труб ("Jet Production Systems") для подъема тяжелых нефтей на морских месторождениях [23], для эксплуатации отдаленных скважин с большим содержанием сероводорода в продукции, для очистки скважин от песчаных пробок ("Nowsco")[24]. Фирма "Tenneco Oil" на месторождении Мэйн Пасс перешла с газлифтного способа эксплуатации на струйные насосы, после того как началось обводнение продукции. Это позволило увеличить депрессию на пласт свыше 2,4 МПа, увеличить отборы жидкости по скважине до 320 о м /сут, что не удавалось при газлифтном способе эксплуатации из-за низкого пластового давления и большого искривления скважин [25].

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют дороги, линии энергопередач и возможности осуществления бескомпрессорного газлифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин. Так, например, для подъема 150 м3/сут суммарного объема жидкости из 10 скважин, эксплуатируемых струйными установками с групповым приводом, требуется при мерно 2200 м3/сут газа с теплотворной способностью 42,6 МДж/м3. Это обеспечит работу двух газовых двигателей мощностью 186,5 кВт, а средняя высота подъема жидкости при этом составляет 1000 м [26].

Наземное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы (куста) скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от мехпримесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в специальной сепарационной емкости (установка "Есо-nodraulic" фирмы Dresser Industries) [27], либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости (установка "Tri-codraulic") [28]. В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит подпорный насос, который производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двухрядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб).

Устье скважины оборудуется 4-х ходовым клапаном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спуске или подъеме вставного струйного насоса.

Компания "Trico Industries" предлагает также устройства, регулирующие расход и давление воды, предназначенной для заводнения пластов, с тем, чтобы использовать ее в качестве рабочего агента для струйных насосов [28].

В настоящей работе рассматриваются вопросы теории струйных аппаратов, перекачивающих газожидкостные смеси. Приводятся методики расчета скважинных тандемных установок типа "УЭЦН + струйный насос", выполненные с учетом изменяющихся физических свойств флюидов. Рассмотрены варианты конструкций вставных струйных насосов для тандемной установки и струйной насосной установки с наземным приводом, а также основные особенности их эксплуатации. Проведен анализ технологической эффективности применения тандемных установок, а также выполнена экономическая оценка применения струйных насосных установок с наземным приводом для двух вариантов комплектации оборудования с одинаковыми рабочими характеристиками, но различной стоимостью.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

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

2. Исследован вопрос инжектирования газожидкостных смесей для случаев, когда рабочий агент представлен жидкостью или газожидкостной смесью,- 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 приводом при эксплуатации мало-дебитных скважин на примере куста из 20 скважин, ранее эксплуатировавшихся с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН), показавшее, что при реальном увеличении добычи нефти по сравнению с ШГН, струйные установки позволяют существенно снизить себестоимость добываемой нефти (в среднем на 20 тысяч рублей за тонну). При равенстве отборов (отсутствии дополнительной добычи) срок окупаемости струйной установки в среднем составляет 2 года, а себестоимость нефти, добываемой струйной установкой, при рассмотрении 4-летнего периода оказывается ниже по сравнению с базовым вариантом (ШГН).

1. Помазкова З.С. Расчет струйных насосов к установкам для нефтяных скважин. - М: ЦБТИ, 1961.- 66 с.

2. Диффузорное устройство. Авторское свидетельство на изобретение СССР N 324379.

3. Цепляев Ю.А. О струйном способе подъема жидкостей из скважин. Труды "Гипротюменнефтегаза", вып.23, Тюмень: 1971, с.22-26.

4. Цепляев Ю.А., Бячков А.Н. Струйные насосы в проектировании добычи воды для систем поддержания пластового давления. Научно-технический сборник "Нефть и газ Тюмени" вып.13, 1972, с.47-49.

5. Цепляев Ю.А. О коэффициенте полезного действия в погружных струйных насосах. Труды "Гипротюменнефтегаза", вып.34, Тюмень: 1972, с.107-111.

6. Цепляев Ю.А.,Захарченко Н.П., Каган Я.М. Применение струйных насосов для добычи нефти. Нефтяное хозяйство. 1982, N 9, с.34-36.

7. Мищенко И.Т., Миронов С.Д. Влияние свободного газа на работу струйного насоса. Депонированные рукописи N 7, (105), ВНИИОЭНГ, 1980.

8. Мищенко И.Т.,Миронов С.Д. Исследование работы струйного насоса при откачке сверхвязкой нефти. Труды МИНХ и ГП, вып.165, М., 1983.

9. Мищенко И.Т.Докторская диссертация Теория и практика механизированной эксплуатации скважин с вязкими и многофазными флюидами, МИНХ и ГП, 1984.

10. Марьенко В.П. Кандидатская диссертация Разработка способа эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками. МИНХ и ГП, 1986.

11. Марьенко В.П., Миронов С.Д., Мищенко И.Т., Цепляев Ю.А. Применениеструйных насосов для подъема продукции скважин. Обзорная информация ВНИИ0ЭНГ. Выпуск 14 (21), М., 1986.

12. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вища школа, 1982 - 152 с.

13. Устройство для подъема газированной жидкости из скважин. Патент СССР. N 1825544, 1992.

14. Дроздов А.Н., Демьянова Л.А. Исследование процесса эжектирования струйного аппарата при истечении через сопло газожидкостной смеси. Нефтяное хозяйство, N 3, 1995.

15. Скважинная насосная установка и способ ее эксплуатации. Положительное решение о выдаче патента на изобретение по заявке N 94024654, 1995.

16. Способ и устройство для запуска скважинной установки. Положительное решение о выдаче патента на изобретение по заявке N 94024821, 1995.

17. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М., Энергоатомиз-дат, 1989.

18. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти М., Недра, 1989.

19. Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. Учебное пособие. М.: ГАНГ, 1993.

20. Динков В.А., Ганиуллин З.Т., Подкопаев А.П. Расчет коэффициентов сжимаемости углеводородных газов и их смесей. М. Недра, 1984.

21. Wilson P.M. Jet free pump A progress report on two years of field performance. Proceeding of the South-western Petroleum Short Course, (April 1973), pg.165.

22. Petrie H.L., Wilson P.M., Smart E.E. Jet pumping oil wells World Oil, November 1983, December 1983, January 1984, Houston.

23. New tools/techniques upgrade drilling and production practices. World Oil, June, 1995.

24. Sas-Jaworsky II A., Tell M.E. Coiled turbing 1995 update. Production applications. World Oil, June, 1995.

25. New technology for offshore fields Ocean Industry. N 12, 1988.

26. Tjodrodiputro В., Gaul R.B., Gover G.H. Hydraulic jet pumping in a remote location World Oil, December 1986.

27. Guiberson Division of Dresser Industries. Catalog 1992-1993, USA.

28. Trico Industries, Inc. Catalog 1992-1993, USA.

29. Пример расчета скважинной тандемной установки на ЭВМ (исходные данные и основные рабочие параметры)

30. Исходные данные для расчетов:

31. Дебит по жидкости в стандартных условиях,т/сут 570.00

32. Обводненность,доли ед. 0.50

33. Плотность дегазированной нефти (в стандартных условиях),кг/куб.м 850.00

34. Плотность пластовой нефти,кг/куб.м 820.00

35. Плотность воды (в стандартных условиях),кг/куб.м 1014.00

36. Вязкость дегазированной нефти при температуре Т* ,мПа-с 16.00

37. Вязкость дегазированной нефти при 50°С,мПас 6.00

38. Вязкость пластовой нефти,мПас 3.90

39. Пластовая температура,°С 67.00

40. Пластовое давление,Мпа 20.00

41. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре,МПа 10.00

42. Газонасыщенность пластовой нефти, куб.м/т 70.00

43. Молярная доля азота в газе однократного разгазирования,доли ед. 0.06

44. Молярная доля метана в газе однократного разгазирования,доли ед. 0.56

45. Плотность газа однократного разгазирования,кг/куб.м 1.30 Давление на устье затрубного пространства,Мпа 0.80

46. Давление на устье буферного пространства,Мпа 0.70

47. Глубина скв ажины,м 2100.00

48. Горизонтальное смещение забоя скважины,м 100.00

49. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны,мм 130.001. Наружный диаметр,мм 73.00

50. Внутр.диаметр НКТ в интервале "Ьэцн-Ъстр.нас",мм 62.00

51. Внутр.диаметр НКТ в интервале "устье -Ьстр.нас",мм 73.00 Коэффициент продуктивности скважины, мЗ/МПа-сут 250.00

52. Глубина нейтрального слоя,м 30.00

53. Температура нейтрального слоя,°С Теплоемкость нефти,кДж/ (кг-°С) Теплоемкость воды,кДж/ (кг-°С)

54. Коэффициент растворимости газа в нефти,куб.м/т Коэффициент сепарации ЭЦН Коэффициент сепарации струйного насоса Коэффициент гидравлического сопротивленияактивкого сопла 0.10

55. Коэффициент гидравлического сопротивлениявхода в камеру смешения 0.17

56. Коэффициент гидравлического сопротивлениякамеры смешения 0.05

57. Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления диффузора 0.19

58. Глубина спуска ЭЦН,м 1300.005 , 2 4 , 3, 0. 000 10 19 00 60 60

59. Диаметр (мм) -рабочего сопла- камеры смешения40300 500.00 903.001100 9 . 34 20.34 3.81 6.551637 13.00 5 . 3569900 851.001300.00 556.00 3.25 0.3055 0.80737 . 6615.38