|
|
|
|
Главная Переработка нефти и газа
Примечание. Экономичный +, безразличный -, невыгодный А, вредный В, непрнемл МЫЙ Сг. менить непрерывный газлифт для эксплуатации скважины глубиной 1000 м при забойном давлении 0,5 МПа (5 кГс/см2), но из-за высокого удельного расхода газа данный способ неприемлем. Из таблицы также видно, что при применении газлифта q. „акс в значительной степени зависит от величины динамического забойного давления и глубины скважины, в то время как при глубиннонасосной добыче забойное давление почти не оказывает на него влияния. Хотя таблицы по выбору способа добычи служат только для ориентира, однако пользование ими позволяет свести число рассматриваемых способов к одному или, двум, по которым можно произвести точные расчеты. Прч:ме:р 5.1. Найти наиболее экономичный способ эксплуатации, если L = = 1800 м, (?ж=10 мсут, Ro=lO mVm, /7з.д=1,5 МПа. В продукции скважины содержится 2-3% песка, имеется склонность к отложению парафина. Из табл. 5-1 видно, что по содержанию песка можно принять непрерывный газлифт, далее использовать штанговые насосы с полыми штангами, центробежные электронасосы, акустические и мембранные насосы. Отложения парафина исключают возможность применения акустического насоса. Незначительный дебит скважины исключает применение УЭЦН, а непрерывный газлифт неэкономичен. Из табл. 5-2 видно, что мембранный насос неприемлем для глубин 1800 м. Отсюда очевидно, выбор падает на глубоконасосную установку с колонной полых штанг. По табл. 5-2 можно получить некоторое представление об экономичности различных способов добычи в зависимости от дебита скважины. В малодебитных скважинах оптимальную экономию можно получить при применении того вида оборудования, амортизационные отчисления, а также затраты на эксплуатацию и ремонт которого будут низкими, хотя удельная стоимость электроэнергии может быть сравнительно высокой. При экономическом сопоставлении приемлемости, того или иного вида оборудования необходимо исходить из так называемых прямых удельных затрат {k, в руб/т). В статьях, составляющих ежегодные прямые затраты, учитываются амортизация эксплуатационного оборудования А, эксплуатационные и ремонтные расходы В и стоимость электроэнергии с. Затраты, не зависимые от вида применяемого эксплуатационного оборудования (стоимость бурения, накладиые расходы, заработная плата персонала, стоимость текущего и капитального ремонта скважин и т. д.), не учитываются. Статьи прямых затрат А и В почти не зависят от объема добычи, в то время как стоимость электроэнергии с является почти линейной функцией от него. Пусть удельная стоимость электроэнергии составит с руб/т; тогда стоимость электроэнергии при объеме добычи в год г = 365 q составит с qr руб/т. Ежегодные прямые затраты составят К, = {АВ)+сд,. Разделив обе части уравнения на qr, получим k=J<=±tlc. (5.1)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 [ 119 ] 120 121 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
 |
 |
