Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

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

На рис. 5.1 даны кривые, построенные с помощью уравнения (5.1) для двух различных типов эксплуатационного оборудования. В одном случае оно характеризуется Л-ЬБ = 3500 руб./год и с = 0,5 руб./т, в другом -

3 ¥ 5 6 8 /0

2 3 4 S 6 7 8910

Рис. 5.1. Зависимость прямых удельных затрат от двух различных типов эксплуатационного оборудования

Л-f 5 = 575 руб./год и с = 3 руб./т. Оборудование первого типа более экономично при производительности выше 3 т/сутки и наоборот. Соотношения показывают, что при низких производительностях газлифт, например, более экономичен, чем глубиннонасосная добыча.

С помощью уравнения (5.1) можно сравнить стоимость двух видов оборудования. В реальных условиях такое сравнение можно сделать при помощи рис. 5.2. Кривые 1, 2 и 3 на рис. 5,2, а построены в билогарифмической системе координат. Кривые 1 я 2 характеризуют эксплуатацию с помощью штанговых насосов с приводом от станков-качалок, а кривая 3 - периодический газлифт. Разница между значениями ординат кривых 1 и 3 составляет определенную долю затрат. Если доля затрат израсходована на компримирование нагнетаемого газа, количество которого достаточно для обеспечения заданной добычи, удельные затраты на добычу нефти этими способами равны. Разделив разницу значений ординат кривых 1-3 (долю затрат) на соответствующие удельные затраты на компримирование (с учетом потерь), получим удельный расход газа Ягм- На рис. 5.2,6 дана зависимость Rr.m от q- в пределах дебитов от 1-5 т/сут (кривая 4). Построим в этой же системе координат фактические или планируемые удельные расходы газа в зависимости от дебита (кривая 5). Разница значений ординат между кривыми 4 и 5 при различных объемах добычи показывает экономию нагнетае-

h. руб/т 30,68

гз,01

15,34

7,68 6,14 4S0 3,07

гзо

l,5i

D,n 0,61 D4S

0,31 0,23

0,15

3068 3451,5 3835

4602

Рис. 5.2. Экономия эксплуатационных затрат в зависимости от дебита скважины при эксплуатации штанговыми насосами и периодическим газлифтом (Силаш, 1957)

мого газа в на каждую 1 т нефти при гипотетической газлифтной эксплуатации, равной по затратам эксплуатации глубинными штанговыми насосами. Умножив эту гипотетическую экономию на соответствующие объем годовой добычи Qr и удельные затраты на компримирование и определив результирующие значения, получим кривую ежегодной экономии затрат в зависимости от суточного объема добычи (кривая 6). В случае, принятом на графике, периодическая газлифтная эксплуатация скважин более экономична при дебитах ниже 8,6 т/сут, а при больших дебитах экономична добыча с помощью штанговых глубинных насосов. В скважине с дебитом 2 т/сут при переходе от эксплуатации с применением штангового насоса к периодическому газлифту экономия составляет 3500 руб./год. Если при планировании добычи, нефти используют рис. 5.2, необходимо учитывать глубины скважин.