Анализ методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин на
 Скачать 2.54 Mb.
|
|
–Потеря напора при подъеме жидкости на 100 м для различных типов НКТ Дебит через насос, м 3 /сут Потеря напора на 100 метров, м НКТ 60 мм НКТ 1 73 мм НКТ 2 73 мм НКТ 89 мм НКТ 102 мм 80 3,4 1,6 1,2 0,5 0,2 120 7,0 3,2 2,6 1,0 0,5 160 11,7 5,4 4,3 1,6 0,8 180 14,4 6,7 5,3 2,0 1,0 200 17,5 8,1 6,4 2,4 1,2 250 26,1 12,1 9,6 3,6 1,7 90 Продолжение таблицы 13 280 32,0 14,9 11,7 4,4 2,1 320 40,7 18,9 14,9 5,6 2,7 400 60,8 28,3 22,3 8,4 4,0 540 104,4 48,5 38,3 14,5 6,9 640 141,7 65,9 51,9 19,7 9,4 820 221,4 103,0 81,1 30,7 14,6 Примечание: заштрихованными полями отмечено превышение допустимых потерь напора. При правильном выборе диаметра НКТ потери напора не должны превышать 15 м на 100 м длины (15%). При дебите жидкости через насос более 820 м 3 /сут. применять НКТ с условным диаметром 102мм и выше. Определив экономические аспекты использования НКТ для добычи нефти, разработана рекомендация по определению диаметра НКТ в зависимости от дебита скважин и прочностных характеристик труб (табл.14). Таблица 14–Таблица рекомендуемых диаметров НКТ в зависимости от дебита жидкости Q ж , м 3 /сут <130 130…450 >450 D НКТ внутр. 0,050 0,062 0,076 Основные принципы подбора ПЭД: 1. Выбор мощности электродвигателя для установки осуществляется исходя из условия: 0,7 <= N нас+г/c+гз /N ПЭД номинал <=0,9, (13) где N нас+г/c+гз – суммарная мощность, потребляемая насосом, газосепаратороми, гидрозащитой; N ПЭД номинал – номинальная 91 мощность ПЭД, то есть загрузка выбранного ПЭД должна быть в пределах 70-90%. 2. Из имеющегося в наличии и подходящего под конкретные условия эксплуатации типоразмерного ряда двигателей необходимо выбрать ПЭД с максимально возможным напряжением и минимальным током. 3. Габарит ПЭД должен позволить монтаж УЭЦН в скважину в соответствии с требованиями Технологического регламента. При этом необходимо выбрать ПЭД в том габарите, который при прочих равных технических характеристиках обладает максимальным КПД. 4. При недостаточной скорости охлаждения ПЭД следует перейти на использование ПЭД большего диаметра или, если позволяет диаметр эксплуатационной обсадной колонны, применить кожух охлаждения. Минимально допустимые дебиты жидкости для различных типоразмеров ПЭД приведены в таблице15. 5. Установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме освоения в течение всего периода освоения скважины (иногда 10-15 суток) со среднесуточным дебитом не ниже минимального, показанного в таблице 15 Таблица 15–Алгоритм работы погружного электродвигателя при недостаточном притоке Типоразмер ПЭД Время контроля Примечание УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт. включительно В течение 2-х часов работы + 1,5 часа охлаждения Контроль производиться до момента перевода УЭЦН на постоянной режим работы УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт., до 45 кВт. включительно В течение 1 часа работы + 1,5 часа охлаждения УЭЦН с ПЭД мощностью свыше 45 кВт. В течение 0,5 часа работы + 1,5 часа охлаждения 6. Выбор группы исполнения ПЭД производится на основании расчетного 92 температурного режима его работы согласно требованиям Методических указаний Компании «Единые технические требования к УЭЦН, ШСНУ, НКТ и другому оборудованию для добычи нефти» №П1-01.05 М-0005 (первая группа для температуры пластовой жидкости до 120 градусов Цельсия, вторая - до 150, третья до 170). 7. Решение о применении ПЭД с защитным покрытием или с корпусом, изготовленным из нержавеющей стали, должно приниматься на основании статистических данных по коррозионным и эрозионным разрушениям. 8. Использование гидрозащиты лабиринтного типа ограниченно зенитным углом в интервале подвески насоса 40 градусов. Это необходимо учитывать при подборе оборудования. При подборе силового кабеля, необходимо руководствоваться следующими критериями: обеспечение достаточного зазора (не менее 8мм) между внутренней стенкой эксплуатационной колонны и ЭЦН с удлинителем, НКТ (муфты НКТ) с кабелем; обеспечение работы с номинальными параметрами при расчетном рабочем токе и напряжении, то есть оптимальное сечение кабеля; обеспечение длительного срока работы при расчетной температуре при определенных скважинных условиях (давление, температура, газовый фактор, коррозионная среда); Оптимальное сечение жилы кабеля выбирается в зависимости от значений рабочего тока. Выбор материала изоляции кабеля, а также максимально допустимый ток в зависимости от температуры окружающей среды для длительной эксплуатации необходимо выбирать согласно требованиям 93 Методических указаний Компании «Единые технические требования к УЭЦН, ШСН, НКТ и другому оборудованию для добычи нефти" №П1- 01.05М-0005. После выбора сечения кабеля необходимо произвести расчеты по допустимым зазорам(зазор общий, то есть равен сумме зазоров на сторону) для каждого критического сечения установки. Наружные размеры ПЭД, насоса и гидрозащиты должны учитывать и включать толщину специального покрытия (если таковое имеется). Минимально рекомендуемый зазор между оборудованием с удлинителем плоского кабеля и внутренней стенкой эксплуатационной колонны 8 мм. При уменьшении зазора резко возрастет вероятность повреждения удлинителя кабеля при спуске установки. В случае если при подборе оборудования расчетный зазор менее рекомендуемого, дальнейшее решение о монтаже оборудования принимает работник ОРМФ, ответственный за эксплуатацию механизированного фонда Общества. Для защиты удлинителя при малом зазоре необходимо предусмотреть применение протектолайзеров. В случае невозможности использования протектолайзеров необходимо рассмотреть возможность использования УЭЦН меньшего габаритного диаметра. При выборе кабеля необходимо учитывать его паспортное рабочее напряжение и конструктивное исполнение (плоский, круглый). Круглый кабель лучше использовать при достаточном зазоре между обсадной колонной и стенкой скважины. Плоский кабель должен использоваться при недостаточном зазоре между эксплуатационной колонной и стенкой НКТ. Плоский кабель не способен рассеивать тепло 94 также эффективно, как круглый, что приводит к потенциальному дисбалансу напряжения и сильному току. Необходимо выбрать типоразмер кабеля, способного работать при максимально длительном допустимом напряжении на устье скважины, которое равняется сумме напряжения клеммы электродвигателя и потерь в кабеле. Номинальное напряжение кабеля должно превышать максимальное расчетное напряжение на устье скважины для предупреждения отказа кабеля в результате всплесков напряжения. Всплески могут быть вызваны колебаниями в сетевом напряжении (неисправности сети или запуск другого оборудования), перебоем питания, ударом молнии или гармоническими колебаниями в ЧРП без фильтра. Величины длительно допустимого тока при различной температуре окружающей среды предоставляются заводом-изготовителем. Параметры должны быть не ниже, чем оговоренные в Методических указаниях Компании «Единые технические требования к УЭЦН, ШСНУ, НКТ и другому оборудованию для добычи нефти» №П1-01.05 М-0005для конкретной группы исполнения кабеля. Сращивание кабеля должно выполняться по технологии предлагаемой заводом-изготовителем в зависимости от материалов и конструктивных особенностей. При сращивании кабелей разновеликих сечений поперечный размер сростки контролируется по кабелю большего сечения. Длина удлинителя кабельной линии должна соответствовать общей длине компоновки УЭЦН для исключения попадания сростка удлинителя с термовставкой или основной длиной кабельной линии на корпус оборудования УЭЦН. Спуск УЭЦН по возможности всегда следует производить в прямолинейный участок эксплуатационной колонны, не допуская прогиба 95 установки с учетом достижения целевого забойного давления. Согласно Методическим указаниям Компании «Единые технические требования к УЭЦН, ШГН, НКТ и другому оборудованию для добычи нефти» № П1-01.05 М-0005все ЭЦН должны работать без снижения характеристик и повышенного износа узлов: 1. в зоне работы отклонения ствола скважины от вертикали до 60°. (по дополнительному требованию до 90°); 2. в зоне спуска ЭЦН(В) интенсивность набора кривизны до 2° на 10м; 3. в зоне работы ЭЦН(В) интенсивность набора кривизны до 0,25° на 20м. При превышении данных показателей выбор габаритного диаметра и длины спускаемой установки, а также решение о необходимости использования протекторов и протектолайзеров кабеля, необходимо принимать индивидуально, на основе статистики повреждения кабеля и случаев разгерметизации ПЭД при спуске. На практике необходимо стремиться спускать УЭЦН в точку с минимальным искривлением ствола скважины. Расчет нулевого изгиба установки в интервале спуска может быть выполнен с помощью рекомендованных специализированных п/оили по формуле: α = 2arcsin(40*S/(4*S 2 +L 2 )), (14) где S – зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и максимальным габаритом установки, м;L – длина установки, м. При необходимости спуска установки в участок ствола скважины с зенитным углом более 60 градусов, необходимо в обязательном порядке выполнить следующее: провести расчеты по возможности безаварийного прохода установки в колонне до расчетной глубины спуска; 96 ЭЦН, ПЭД и гидрозащита должны иметь конструкцию, допускающую эксплуатацию в горизонтальном положении. В связи с выявленным преимуществом применения двух обратных клапанов в составе компоновки УЭЦН, снижающих риск негерметичности лифта НКТ в 2-6 раз при планировании компоновок спускаемого оборудования необходимо руководствоваться следующими параметрами: на периодическом фонде скважин УЭЦН планировать 2 обратных клапана; на фонде скважин с углом менее 45 град. - обратные клапана прямого + дифференциального воздействия; на фонде скважин с углом более 45 град. - 2 обратных клапана дифференциального воздействия; на скважинах ВНС и после ГТМ (ЗБС, ГРП) использовать в составе компоновки шламоуловитель с длиной трубы не менее 7метров. В случае если по скважине ожидается значительный вынос механических примесей, работа скважины с низким динамическим уровнем и при большом газовом факторе (600 м 3 /м 3 и более), а так же, при спуске ЭЦН с пакером, без возможности вывода газа из-под пакерного пространства, допускается спускать УЭЦН без обратного клапана для возможности последующей промывки насоса через НКТ (данное решение принимает начальник ОРМФ, учитывая возможные осложнения при выводе скважины на режим). [8] 97 3 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение при производстве операций по спуску УЭЦН 3.1 Производимые работы и время их выполнения Нормы по времени производства операций по спуску УЭЦН определены согласно ЕНиР (единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы), а также ПРИЛОЖЕНИЮ 3 к Нормативам ОАО "Томскнефть" ВНК "Нормы времени и типовые наряд задания на капитальный (текущий) ремонт скважин" №П2-05.01 Н-0002 ЮЛ-098. Работу производит бригада ПРС в составе оператора 5 разряда и оператора 4 разряда с использованием подъемника АПРС-40. Все работы подразделяются условно на 4 этапа: 1. Подготовительные работы 10ч. 2. Подъем оборудования из скважины 30ч. 3. Монтаж нового оборудования от 5ч. 4. Спуск смонтированного оборудования-36ч. Подготовительные работы. К месту проведения доставляется необходимое оборудование. Чтобы начать работу по подъему НКТ необходимо произвести глушение скважин раствором, ρ=1,03 г/см3. Глушение производит специализированное звено в составе оператора 5 разряда и машиниста ЦА-320. Для глушения потребуется около 30 т раствора, для доставки которого используется цистерна ЦР-10. На весь объём подготовительных работ затрачено 10 часов рабочего времени. 98 Подъем оборудования из скважины. После окончания глушения и выдержки времени, необходимого для стекания раствора, приступают к подъемным работам, они включают в себя следующие основные операции: 1. Монтаж АПРС-4. 2. Демонтаж СУСГ. 3. Демонтаж фонтанной арматуры. 4. Подъем НКТ с помощью подъемника АПРС-40, замер длины НКТ, укладка на мостки. Все работы производит ПРС в количестве двух человек 5 и 4 разрядов и подъемника АПРС- 40. Продолжительность работ 30ч. Работы ведутся в 2 смены. Монтаж нового оборудования проводится силами монтажной бригады. Продолжительность работ 5 часов. Спуск нового оборудования. Бригада ПРС производит спуск установки. Продолжительность работ 36 часов. Заключительные работы. После монтажа оборудования производится уборка территории, увозят излишки НКТ, погрузку производит звено стропальщиков с помощью крана, производится пропарка устьевой арматуры, рабочей площадки, инструментов ППУ, производится опрессовка скважинного оборудования на 60 кг*с/см3. После заключительных работ, мастер ПРС сдает скважину оператору и мастеру цеха добычи нефти. На весь объем работ уходит 3 часа. Общее время перевода 81 час. 99 Согласно информации, приведённой выше, строится график Ганта: Рисунок 17– график Ганта 3.2 Используемые машины и оборудование Таблица 16 – используемые машины и оборудование и их балансовая стоимость № Кол- Наименование оборудования Балансовая стоимость ед-цы п/п во оборудования, руб. (с НДС) 1 ЦА-320 1 4975000 2 АЦ-10 1 309700 3 АПРС-40 1 8900000 4 Приёмные мостки 1 95460 5 КМУ «Синегорец-210» 1 5500000 Итого: 19780160 100 3.3 Расходы на амортизацию оборудования Расчёт ведётся линейным способом согласно классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, представленной в ред. Постановления Правительства РФ от 07.07.2016 N 640 (коды ОКОФ: 330.28.1, 330.28.22.18, 330.28.92.1 ): Таблица 17 – расходы на амортизацию оборудования Оборудование Амортизация год. Амортизация факт. ЦА-320 497500 576 АЦ-10 103233 120 АПРС-40 890000 8344 Приёмные мостки 19092 179 КМУ «Синегорец-210» 550000 509 Итого: 9728 A 1 =4975000/10=497500р/год или 58 р/ч A 2 =309700/3=103233р/год или 12 р/ч A 3 =8900000/10=890000р/год или 103 р/ч A 4 =95460/5=19092р/год или 2,2 р/ч A 5 =5500000/10=550000р/год или 64 р/ч ƩA=2059825р/год или р/ч 239,2 р/ч 3.4 Материалы и сырьё Таблица 18 – расходы на материалы и сырьё № п/п Наименование материала Единицы измерения Количество Цена за единицу материала Общая стоимость материала в руб. 1 Раствор глушения т 30 250 7500 101 3.5 Аренда оборудования Компания АО "Томскнефть" ВНК получает установки электроцентробежных насосов, а также комплекс сервисных услуг по ним в рамках арендного соглашения с компанией "Новомет" (г.Пермь). Согласно данному соглашению аренда единицы УЭЦН (серийного производства) вместе с сервисным обслуживанием обходится компании АО "Томскнефть" ВНК порядка 12000 руб/сут. 3.6 Расчет заработной платы При отсутствии необходимых данных в нормативных документах количество рабочих определяются по фактическим условиям эксплуатации. При расчёте суммы, начисленной по тарифным ставкам, должностным окладам, сдельным расценкам или в процентах от выручки от реализации продукции (работ, услуг) в соответствии с принятыми на предприятии (организации) формами и системами оплаты труда на заданное количество основных и вспомогательных рабочих составляется ведомость, в которой учитываются профессия работника, количество часов, затрачиваемое им на выполнение необходимых операций, часовая тарифная ставка, установленная в отношении каждого из работников согласно трудовому договору, а также районный коэффициент и северная надбавка. Данная ведомость представлена в таблице 19. Таблица 19 – зарплатная ведомость № п/ п Профессия Коли- чество Затраты времени, час Часовая тарифная ставка, руб Район- ныйкоэ ф-т Северная надбавка Сумма з/п, руб 1 Мастер ЦПРС 1 22 115,45 1,5 1,5 5714,8 102 Продолжение таблицы 19 2 Мастер ЦДНГ 1 3 117,95 1,5 1,5 796,2 3 Оператор ПРС 1 81 92,25 1,5 1,5 16813 4 Оператор глуш. 1 10 98,58 1,5 1,5 2218 5 ОператорДНГ 1 3 98,58 1,5 1,5 665,4 6 Стропальщик 1 8 84,56 1,5 1,5 1522 7 Электромон- тажник 1 6 94,92 1,5 1,5 1281,4 Итого: 29011 Доп. з/п (7,9%) 2292 Соц. отчисления (30,2%) 9454 Также при расчёте заработной платы необходимо учитывать затраты на страховые взносы в пенсионный фонд, фонд социального страхования, фонд обязательного медицинского страхования и обязательного социального страхования от несчастных случаев на производстве. Для расчёта затрат на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний выбираем согласно [Y] класс I с тарифом 0,2 для предоставления услуг связанных с добычей нефти и газа (код по ОКВЭД - 11.20.4). 3.7 Расчет суммарных затрат Составляем таблицу 20, где учитываем все приведённые выше расходы: Таблица 20 – Затраты на проведение мероприятия Статьи расходов Сумма, руб. 1. Основнаязаработнаяплата 29011 2. Дополнительнаязаработнаяплата 2292 3. Отчислениянасоц.нужды 9454 4. Материалы 7500 5. Оборудование 19780160 6. Амортизацияосновныхфондов 9728 103 Продолжение таблицы 20 7. Аренда 4320000 8. Прочиерасходы (10% отвсего) 2415815 Итого: 26573960 104 4 Социальная ответственность Социальная ответственность – ответственность перед людьми и данными им обещаниями, когда организация учитывает интересы коллектива и общества, возлагая на себя ответственность за влияние их деятельности на заказчиков, поставщиков, работников, акционеров. На месторождении X в АО «Томскнефть» ВНК уделяется исключительно большое внимание экологическим аспектам и проблемам, возникающим при добыче нефти, соблюдению техники безопасности при проведении работ предотвращению разливов нефти и порывов трубопроводов. Ежегодно более 100 млн. руб. выделяется на рекультивацию нефтезагрязненных земель и мониторинг окружающей среды. |