Курсовая Сажин-Паршаков. 2 Геологическая часть 5 1 Основные сведения о месторождении 5
 Скачать 2.26 Mb.
|
Техническая частьСкважина является малодебитной, если дебит данной скважины составляет до 5 м3/сут. На данный момент фонд скважин Гондыревского месторождения составляет 99 скважин, из них 18 скважин является малодебитными. 6 скважин оборудованны нагревателем АЛСН-1, 1 с дебитом 4.6 м3/сут. Малодебитные скважины, как правило, являются низкообводненными. Малодебитные скважины с дебитом по жидкости менее 1 - 5 м3 / сут эксплуатируется непрерывно или периодически. Для реализации непрерывного режима добычи используют плунжерные насосы малого диаметра, устанавливают минимальные значения длины хода и числа качаний головки балансира станка-качалки. Чтобы поддерживать непрерывный режим откачки, число ходов стандартных насосов приходится снижать до 1 - 4 в минуту путем переоборудования передаточного механизма или использования тихоходного привода. Периодическая откачка требует эффективной системы автоматического пуска и остановки скважины при достижении расчетного уровня жидкости в затрубном пространстве. При периодической эксплуатации скважин период простоя может колебаться в широких пределах — от 30 мин до 2 ч и дольше и зависит от коэффициента продуктивности скважины. Применяется на поздней стадии разработки месторождений, когда поступление нефти из пласта происходит крайне медленно. В этом случае осуществляют: штанговую скважинную насосную эксплуатацию в основном в неглубоких скважинах (до 1500 м) с низким коэффициентом продуктивности (до 2 т/сутки•МПа) и малыми дебитами (до 3-5 т/сутки) Основные причины и осложнения при эксплуатации скважинОсновной причиной бездействия скважин являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции. Коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования. Высокий газовый фактор. Образование песчаных пробок. Искривление скважины. Обводненность продукции. Конструктивные недоработки составных частей насоса. Низкие забойные давления. Расчет эффективности применения нагревательной кабельной линии ( анализ )На Гондыревском месторождении ООО «Лукойл-Пермь» присутствует проблема интенсивного отложения АСПО на внутренних стенках НКТ, что происходит в следствие уменьшения температуры и понижения давления при подъеме жидкости в трубах НКТ. Для решения данной проблемы на скважинах Гондыревского месторождения применяют различное оборудование: УБПР, МАС, АСЛН-1 и др. Для расчета экономической эффективности было выбрано оборудование АСЛН-1. Стоймость установки АСЛН-1 входит в стоймость ТРС. Монтажом, спуском граеющего кабеля АСЛН-1 занимается бригада ТКРС подрядной организации. В данной работе произведен расчет экономической эффективности применения АСЛН -1 на Гондыревском месторождении на скважинах №63, 455, 477. За счет использования АСЛН-1 увеличивается МОП и наработка на отказ. Для расчета экономической эффективности используются фактические данные тех.режима добывающих скважин на декабрь 2018 года ( приложение А ). Составляется таблица исходных данных, необходимых для расчета экономической эффективности ( Таблица 1 ) и таблица цен, необходимых для расчета экономической эффективности ( Таблица 2 ). Таблица 1 – исходные данные для расчета экономической эффективности.
1.Определяем годовые затраты на произведение промывок горячей водой с реагентом ПАН ( ПГВ+ПАН ) по формуле 1: Зпр1=Цпр x Кпр Где Зпр – затраты на проведение промывок ( ПГВ+ПАН ), руб. Цпр – стоймость одной промывки горячей водой с реагентом, руб. Кпр – количество промывок До внедрения оборудования: Скв63 Зпр1= не проводилась Скв455 Зпр1=34309*1=34309 руб. Скв477 Зпр1=34309*1=34309 руб. После внедрения оборудования: Скв63 Зпр1=не проводилась Скв455 Зпр1=не проводилась Скв477 Зпр1=34309*1=не проводилась 2.Определяем годовые затраты на произведение промывок горячей нефтью ПГН по формуле 2: Зпр2=Цпр x Кпр Где Зпр2 – затраты на проведение промывок ПГН, руб Цпр – стоймость одной промывки горячей нефтью, руб. Кпр – количество промывок До внедрения оборудования: Скв63 Зпр2=28960*2=57920 руб. Скв455 Зпр2=28960*2=57920 руб. Скв477 Зпр2=28960*3=86880 руб. После внедрения оборудования: Скв63 Зпр2=28960*1=28960 руб. Скв455 Зпр2=28960*1=28960 руб. Скв477 Зпр2=28960*1=28960 руб. 3.Определяем годовые затраты на проведение промывок ( ПВГ+ПАН и ПНГ ) по формуле 3: Зпр=Зпр1+Зпр2 Где Зрп - затраты на проведение промывок, руб. Зпр1 - затраты на проведение промывок ( ПГВ+ПАН ), руб. Зпр2 – затраты на проведение промывок ( ПНГ ), руб. До внедрения оборудования: Скв63 Зпр=0+57920=57920 руб. Скв455 Зпр=34309+57920=92229 руб. Скв477 Зпр=34309+86880=121189 руб. После внедрения оборудования: Скв63 Зпр=0+28960=28960 руб. Скв455 Зпр=0+28960=28960 руб. Скв477 Зпр=0+28960=28960 руб. 4.Определяем годовые затраты на проведение ТРС по формуле 4. Зтрс=Цтрс*Ктрс Где Зтрс - затраты на проведение ТРС, руб. Цтрс – стоймость проведения ТРС, руб Ктрс – Количество ТРС До внедрения оборудования: Скв63 Зтрс=260000*2=520000 руб. Скв455 Зтрс=260000*3=780000 руб. Скв477 Зтрс=260000*4=1040000 руб. После внедрения оборудования: Скв63 Зтрс=260000*1=260000 руб. Скв455 Зтрс=260000*1=260000 руб. Скв477 Зтрс=260000*1=260000 руб. 5. Определяем годовые затраты на проведение промывок и ТРС по формуле 5: Зобщ=Зпр+Зтрс Где Зобщ - годовые затраты на проведение промыок и ТРС, в руб. Зпр – затраты на проведение промывок, руб. Зтрс – затраты на проведение ТРС, руб. До внедрения оборудования: Скв63 Зобщ=57920+520000=577920 руб. Скв455 Зобщ=92229+780000=872229 руб. Скв477 Зобщ=121189+1040000=1661189 руб. После внедрения оборудования: Скв63 Зобщ=28960+260000=288960 руб. Скв455 Зобщ=28960+260000=288960 руб. Скв477 Зобщ=28960+260000=288960 руб. 6. Определяем годовую добычу нефти по формуле 6: Qгод=Qн*n*0.95 Где Qгод – годовая добыча нефти. т. Qн – дебит нефти, т/сут n-количество суток в году 0,95 – коэффициент эксплуатации скважин Скв63 Qгод=10,6*365*0,95=3675,55 т. Скв455 Qгод=8,9*365*0,95= 3086,75 т. Скв477 Qгод=1,5*365*0,95=520,125 т. 7. Определяем условные затраты на работу э\нергетиков при внедрении АСЛН-1 по формуле 7: Зэ=Цэ+Км Где Зэ – затраты на энергетиков при внедрении АСЛН-1, руб. Цэ – цена 1 метра прокладываемого кабеля, руб. Кэ – условная протяженность кабеля, м. Скв63 Зэ=500*120=600000 руб Скв455 Зэ=500*120=600000 руб. Скв477 Зэ=500*120=600000 руб. 8. Определяем затраты на внедрение АСЛН-1 по формуле 8: Звн=Зо+Зтрс+Зэ Где Звн – затраты на внедрение АСЛН-1, руб. Зо – затраты на оборудование, руб. Зтрс – затраты на проведение ТРС, руб. Зэ – затраты на энергетиков, руб. Скв63 Звн=570000+260000+600000=1430000 руб. Скв455 Звн=570000+260000+600000=1430000 руб. Скв477 Звн=570000+260000+600000=1430000 руб. 9. Определяем годовые затраты на электроэнергию АСЛН-1 по формуле 9: Зэ/э=Ц*Пэ/э*n1*n2 Где Зэ/э – затраты на электроэнергию АСЛН-1, руб. Ц – цена за потребление электроэнергии 1 кВт/ч, руб. Пэ/э – потребление электроэнергии установки, кВт/ч N1 - количество часов в сутках N2 – количество суток в году Скв63 Зэ/э=2,6*38,39*24*365=870370,64 руб. Скв455 Зэ\э=2,6*55,6*24*365=1226345,6 руб. Скв477 Зэ\э=2,6*54,18*24*365=1234003,68 руб. 10. Определяем годовой экономический эффект от внедрения АСЛН-1 по формуле 10: Э= ( ( С1-С2 )*Qгод - Ен*Звн )-Зэ\э Где С1, С2 – себестоймость нефти до и после внедрения оборудования, руб. Qгод – годовая добыча нефти, т. Ен – нормативный документ эффективности капитальных вложений=0,15 Звн – затраты на внедрение оборудования, руб. Зэ\э – затраты на электроэнергию, руб. Э63=( ( 6000-2000 )*3675,55 – 0,15*1430000 )-70370,64=14417329,36 руб. Э455=( ( 6000-2000 )*3086,75 – 0,15*1430000 )-1226345,6=10906154,4 руб. Э477=( ( 6000-2000 )*520,125 – 0,15*1430000 )-1234003,68=631996,32 руб. 11. Определяем срок окупаемости оборудования по формуле 11: Скв63 Токуп=  Где Токуп –срок окупаемости от внедрения оборудования, мес. Звн – затраты на внедрение, руб. ∆С – экономия эксплуатационных затрат, руб. Скв63 Токуп=  года≈2 месСкв455 Токуп=  года≈2 месСкв477 Токуп=  года≈1год 2 мес12. Определяем экономию эксплуатационных затрат по формуле 12: ∆С= ( ( С1-С2 )*Qгод) - Зэ\э Где ∆С – экономия эксплуатационных затрат, руб. С1-С2 – себестоймость нефти до и после внедрения оборудования, руб. Qгод- годовая добыча нефти, т. Ээ\э – затраты на электроэнергию, руб. Скв63 ∆С=( ( 6000-2000 )*3675,55) - 870370,64=13831829,36 руб Скв63 ∆С=( ( 6000-2000 )*3086,75) - 1226345,6=11120654,4 руб Скв63 ∆С=( ( 4000 )*520,125) - 1234003,68=846496,32 руб Таблица 3 – Сводная таблица годовых технико-экономических показателей после внедрения АСЛН-1
 Рисунок 1 – Годовой экономический эффект от внедрения АСЛН-1, тыс.руб. Анализ показателей показывает, что наибольший годовой экономический эффект от внедрения АСЛН-1 составил на скв №63-13831,829 тыс.руб, а наименьший на скв №477-846,496 тыс.руб. Спец.вопрос: Анализ добывных возможностейОпределение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока.   Qф. – дебит скважины (м3/сут.);Рпл. и Рзаб. – соответственно пластовое и забойное давление (МПа).
Определение максимального забойного давления из условия: Рмах.доп.= 0,75 · Рнас. (если nв>50%) (МПа); Рмах.доп.= 0,3 · Рнас. (если nв< 50%) (МПа); Где Рнас. – давление насыщения (МПа); nв– обводненность продукции ( % ).
Определение максимального допустимого дебита скважин Qмах.доп.= К· (Рпл.- Рмах.доп.) (м3/МПа·сут.)  максимально допустимый дебит скважины; коэффициент продуктивности; пластовое давление;
Определение разности дебитов    разность между максимальным и фактическим дебитами; максимально допустимый дебит скважины; фактическая подача;
Вывод: На скважинах разница между максимально допустимым и фактическим дебитом, имеют отрицательные значения, то это может привести к разрушению пласта и выносу песка, к быстрому росту газового фактора и обводнённости скважинной продукции. Поэтому необходимо уменьшить отбор жидкости, для чего надо изменить длину хода полированного штока или число качаний в сторону их уменьшения. Но так как нет отрицательных значений, значит все скважины работают в оптимальном режиме. Коэффициент продуктивности на скважинах №65, 465, 718, 417, 433 меньше единицы, что говорит о возможном загрязнении призабойной зоны пласта, которое может быть после подземных ремонтов, отложение АСПО, солей, механических примесей, нарушение перфорационных каналов. Для повышения коэффициента продуктивности необходимо провести: ОПЗ, КГРП, перфорационные работы. Внедрение новых технологий | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Q