Диплом. Аннотация 5 Введение 7 1 Характеристика месторождения 9
 Скачать 1.54 Mb.
|
|
Наработка на отказ скважин Тальникового месторождения оборудованных УЭЦН, не отработанный гарантийный срок 365 суток в соответствие с таблицей №3. Таблица 3 – Остановки по фонду скважин.
4 Расчётная часть 4.1 Расчет газосодержание на входе в насос Тальникового месторождения имеют высокое газосодержание, вследствие чего их оборудуем газосепаратором для борьбы со свободным газом. Расчет оптимального забойного давления: Pзаб = 0,75 ∙ Pнас (1) где: Рзаб – забойное давление; Рнас – давление насыщения. Pзаб = 0,75 ∙ 15,9 = 11,9 Мпа Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости: Hдин= 𝐿скв− (Pзаб /Pсм ∙ g) (2) где: Ндин – динамический уровень; 𝐿скв – длина скважины; g – ускорение свободного падения, 9,81. Hдин = 1900 − (11,9 ∙ 106 ∙ 9,81/ 0,869) = 1370 м. Определяем давление на приеме насоса, при котором доля свободного газа на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона Pпр = (1 − Г) ∙ Pнас (3) где: Pпр – давление на входе в насос; Pнас – давление насыщения. Pпр = (1 − 0,61) ∙ 15,9 = 6,2 МПа Определяем глубину подвески насоса: L = Hдин + (Pпр/ρсм ∙ 𝑔) (4) где: L – глубина подвески насоса; Ндин – динамический уровень; Pпр – давление на приеме насоса; ρсм – плотность смеси; g – ускорение свободного падения, 9,81. L = 1370 + (6,2/0,869 ∙ 9.81) = 1439 м Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса: T = Tпл − (Pскв − L)) ∙ Gт (5) где: Tпл – пластовая температура; Pскв – давление в скважине; Gт – температурный градиент. T = 34 − (1439 − 1370) ∙ 0,011 = 33,2 С° Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос: B = b + (1 − b) ∙ (1 + (B − 1)√Pпр/Pнас) (6) где: В – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b – объемная обводненность продукции; Pпр – давление на входе в насос; Pнас – давление насыщения. B = 0,41 + (1 – 0,41) ∙ (1 + (1,12 – 1)√6,2/15,9) = 1,028 Вычисляем дебит жидкости на входе в насос: Qпр = Q ∙ B (7) где: Qпр – дебит жидкости на входе в насос; Q – расход жидкости; B – объемный коэффициент нефти. Qпр = 344 ∙ 1,028 = 334,6 м3⁄сут Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос: Gпр = G ∙ (1 − (Pпр/Pнас)) (8) где: G - газовый фактор; Pпр - давление на входе в насос; Pнас - давление насыщения. 61 (1 − (6,2/ 15,9)) = 37,2 м3⁄сут Расход газа на входе в насос: Qгпр = Gпр ∙ Q ∙ P0(Tпр + 273)/P0пт ∙ 273 (9) где: Qгпр – расход газа на входе в насос; Gпр – газовый фактор на входе в насос; Tпр – температура на входе в насос. Qгпр = 37,2 ∙ 344 ∙ 105(33,2 + 273)/6,2 ∙ 10^6 ∙ 273 = 231,5 м3⁄сут Газосодержание на входе в насос: Βвх = Qгпр/Qгпр + Qпр (10) где: βвх – газосодержание на входе в насос; Qгпр – расход газа на входе в насос; Qпр – расход на входе в насос. βвх = 231,5 / 231,5 + 37,2 = 40,9 % Исходя из полученных результатов, выбираем газосепаратор который будет эффективным в борьбе со свободным газом. 5 Экономическая часть 5.1 Расчёт экономической эффективности методов борьбы с вредным влиянием газа при внедрении газосепаратора - диспергатора вместо входного модуля УЭЦН Основным показателем, характеризующим экономическую эффективность данного мероприятия, будет увеличение межремонтного периода, а вследствие этого дополнительная добыча нефти. Расходы на проведение данного мероприятия будут складываться из единовременных затрат на покупку оборудования и эксплуатационных затрат, связанных с текущими издержками на оплату электроэнергии, добычу нефти, переработку, транспортировку, обслуживание скважины в течение года и заработную плату работников. Так как проектируемое мероприятие по установке газосепаратора-диспергатора на прием ЭЦН проводится в течение одного года и эффект от его проведения наблюдается только в текущем году, то экономическая эффективность рассчитывается без учета дисконтирования. Исходные данные для проведения расчёта приведены в таблицах 4 и 5. Таблица 4 – Показатели работы фонда эксплуатационных скважин и стоимости оборудования.
Таблица 5 – Исходные данные для расчета экономических показателей
* по данным на 2018 год ** средневзвешенный за 2018 год 5.1.1 Расчет экономического эффекта мероприятия Экономический эффект при технико-экономическом обосновании внедрения газосепаратора-диспергатора вместо входного модуля УЭЦН определяется по формуле: Эффект = ∆Э/ (С+  ×К) ×100% (11)где: ∆Э – выручка от реализации продукции, руб.; С – текущие годовые затраты (  ), руб.; – нормативный коэффициент эффективности равен 0,15;К – капитальные вложения (  + средняя стоимость одного ТРС), руб.∆Э = ∆Q *  (12)∆Э = 95,58 * 0,1364 * 70,01 * 62,71 = 57237,19 руб. – оптовая цена предприятия за единицу продукции. Для расчета были использованы средневзвешенные данные за 2018 год. Стоимость 1 барреля нефти принималась равной 70,01$. 1 баррель ≈ 0,1364 т, курс доллара: 1$ =62,71 руб.  Снижение себестоимости одной тонны нефти определяем по формуле:  (13) где:  – себестоимость на добычу нефти до внедрения мероприятия, руб./т; – себестоимость одной тонны нефти после внедрения мероприятия, руб./т. Объем выручки определяется от реализации продукции на внешнем и внутреннем рынках. При реализации на экспорт выручка определяется с учетом доли продукции, реализуемой на экспорт по соответствующей цене в твердой валюте, с переводом ее в рублевый эквивалент по принятому курсу. Выручка от реализации нефти на внешнем рынке:  (14) = 95,58 * 0,1364 * 0,6 * 70,01 * 62,71 = 34342,31 руб.Выручка от реализации нефти на внутреннем рынке:  =  * (1 − X) × (15) = 95,58 * (1 − 0.6) * 25749,79 = 984466 руб.После расчета выручки определяется величина уплачиваемых налогов. Налог на добычу полезных ископаемых в части нефти определяется по формуле: НДПИ =  * 919 −  , (16)где: 919 рублей – ставка НДПИ в период с 1 января по 31 декабря 2018 года за 1 тонну добытой нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной (Бс). = (17)где: Ц – цена нефти на мировом рынке, долл./барр.;  – базовая цена нефти (15 долл./барр.); P – курс доллара; =  * * (1 −  *  *  *  *  ) (18) = 559 руб./т на период с 1 января по 31 декабря 2018 года; – коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов участка; – коэффициент, характеризующий величину запасов участка; – коэффициент, характеризующий сложность добычи нефти; – коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов залежи; – коэффициент, характеризующий регион добычи и свойств нефти; Значения коэффициентов , , , , равны 0,3; 1; 1; 0,3; 1 соответственно.НДПИ =  (19)Производим расчёт НДПИ по формуле с учетом имеющихся коэффициентов: НДПИ =  где:  – ставка НДПИ, 919 руб./т. Таможенная пошлина: ТП = ∆ * X * * 𝑃 (20)где: – размер таможенной пошлины на 1 т. нефти, долл. США/т. ТП = 95,58 × 0,1364 × 0,6 × 30 × 62,71 = 14716,03 руб. Налог на прибыль: НП = П * , (21)где:  – ставка налога на прибыль (20%); П – валовая прибыль, руб. Валовая прибыль: П=  +∆Вэ−∆ − − − − − − −НДПИ−ТП; (16)П= 984466 + 34342,3 – 6117,1 – 29973,9 – 29476,9 – 48363,5 + 1448472 − 60000 −30000 – 518352,8 – 14716,03 = 1730290 руб. НП = 1730290 * 0,2 = 346058 руб. Чистая прибыль: ЧП = П – НП (22) ЧП= 1730290 − 346058 = 1384232 руб. На основании анализа, проведенного по расчёту экономической эффективности методов борьбы с вредным влиянием газа при различных способах эксплуатации добывающих скважин можно заключить, что установка газосепаратора–диспергатора является эффективным методом. Из расчетов видно, что после установки оборудования добыча нефти увеличилась на 95,58 т/год. Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 1384232 руб. 5.1.2 Расчёт эксплуатационных затрат При расчете эксплуатационных затрат на дополнительную добычу нефти необходимо учитывать только переменные затраты, зависящие от объема добычи нефти. Затраты включают в себя текущие издержки на добычу дополнительной нефти и затраты на закачку реагента (при необходимости). Дополнительным капитальным вложением будет являться покупка газосепаратора – диспергатора. Расчет себестоимости одной тонны нефти до установки ГСНД5– 250 на прием насоса: Энергетические затраты:  (23)где:  – удельные затраты на электроэнергию для добычи нефти механизированным способом, руб./т. = 3650 * 64 = 233600руб.Сбор и транспорт нефти:  (24)где:  –удельные затраты на сбор и транспорт нефти, руб./т.  = 3650 * 313,6 = 1144640 руб. Технологическая подготовка нефти:  (25)где:  –удельные затраты на подготовку нефти, руб./т.  = 3650 * 308,4 = 1125660 руб.Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти:  (26)где:  – удельные затраты на транспорт экспортируемой нефти, руб./т; X – доля нефти на экспорт, %.  = 3650 * 0,5 * 1012 = 1846900 руб.Прочие расходы, связанные с оплатой труда на одну скважину:  (27)где:  – удельные затраты на оплату труда за одну скважину в год, тыс.руб./скв.; n – количество скважин.  = 1 * 923600 = 923600 руб.Расходы, связанные с обслуживанием скважин (ремонт насоса после срыва подачи): = n *  (28)где: – удельные затраты на ремонт одной скважины в год, руб.; n – количество ремонтов. =  * Т. (29)где: – стоимость 1 часа работы бригады ТРС, руб./час; T–средняя продолжительность ремонта, час. = 6312,8 * 130 = 820664 руб. = 3,38 * 820664= 2773844,32 руб.Себестоимость одной тонны нефти до установки ГСНД5-250:  (30)где:  – общие эксплуатационные затраты до внедрения мероприятия, руб.;  – объем добычи нефти до внедрения мероприятия, т. =8048244,32 /3650 = 2205 руб/тРасчет себестоимости одной тонны нефти после установки ГСНД5– 250: Энергетические затраты: = 3745,58 * 64 = 239717,1 руб.Сбор и транспорт нефти: = 3745,58 * 313,6 = 1174613,9 руб.Технологическая подготовка нефти: = 3745,58 * 308,4 = 1155136,87 руб.Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти: = 3745,58 * 0,5 * 1012 = 1895263 рубПрочие расходы, связанные с оплатой труда на одну скважину: = 1 * 923600 = 923600 руб.Расходы, связанные с обслуживанием скважин (ремонт насоса после срыва подачи): = 1,615 * 820664 = 1325372,4 руб.Себестоимость одной тонны нефти после установки ГСНД5-250 определяется по формуле:  (31)где: ∆Q – изменение объема добычи нефти после внедрения мероприятия, т.  = 6713703,72/ 3650+95,58 = 1792,4 руб/т.1. Технико-экономическая оценка предложенного мероприятия показала, что установка газосепаратора - диспергатора вместо входного модуля увеличивает среднюю наработку на отказ, что положительно влияет на стоимость одной тонны добытой нефти. Так же увеличивается и количество добытой нефти на одну скважину (на 2,7%). После проведения технологического мероприятия на скважине дополнительная добыча нефти предположительно составляет 95,58 тонн. 2. В результате расчета экономический эффект составляет 4,05 %. Чистая прибыль от реализации дополнительно добытой нефти составит 1384232 рубля. Так как данное технологическое решение имеет положительный экономический эффект, его применение является рациональным и рентабельным. 6 Охрана труда, промышленная и противопожарная безопасность, защита окружающей среды Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственности административно-технического персонала по охране труда и технике безопасности на объектах систем сбора и внутри промыслового транспорта нефти, газа и воды определяются следующими документами: “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности”, “Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности” и “Единой системой работ по созданию безопасных условий труда”. Основным направлением работ по охране труда должно быть планомерное осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержания порядка на производстве. Общее руководство по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии в целом по НГДУ возлагается на начальника и главного инженера управления. Во всех подразделениях, занимающихся эксплуатацией и ремонтом трубопроводов, руководство по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии возлагаются на руководителей этих подразделений. Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им участков должны обеспечить выполнение организационных и технических мероприятий для создания безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инструкциями, а рабочие места - необходимыми плакатами. Организация работ по охране труда и контроль за состоянием трубопроводов осуществляются работниками службы охраны труда и техники безопасности НГДУ. При организации и производстве работ на объектах системы сбора и внутри промыслового транспорта нефти, газа и воды должна учитываться специфика производства, определяемая опасными свойствами транспортируемых компонентов: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью и т.д. Все работники систем сбора и внутри промыслового транспорта нефти, газа обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей правила техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности. Каждый работник и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента, утечках нефти и газа, нарушениях правил техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности. Работники цехов и участков должны быть обеспечены, согласно установленным перечням и нормам, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецпитанием, мылом и другими средствами; ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия и контроль за их использованием возлагаются на заместителя начальника НГДУ по общим вопросам, а также на руководителей объектов, цехов и участков. В каждом цехе, на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню. Весь производственный персонал должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях. Весь персонал должен иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве. Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на руководителя предприятия. Для рассмотрения вопросов охраны труда, осуществления плановых проверок состояния условий труда на объектах, в цехах создаются постоянно действующие комиссии (ПДК) по безопасности труда. ПДК предприятия организуется приказом по предприятию под председательством главного инженера. В состав комиссии включаются заместители начальника, главные специалисты, начальники отделов, служб, председатель профсоюзного комитета, председатель комиссии охраны труда. ПДК по безопасности труда НГДУ не реже одного раза в квартал осуществляют выборочную проверку состояния условий труда. Результаты проверок оформляются актом. При необходимости по результатам проверок издается приказ. На предприятии по каждому объекту должен быть разработан перечень работ повышенной опасности, в котором раздельно должны быть указаны работы, выполняемые с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с регистрацией последних перед их началом в специальном журнале, что вызвано необходимостью ликвидации аварийных ситуаций и аварий. На выполнение работ повышенной опасности оформляется наряд-допуск в двух экземплярах и хранится в течение одного года у руководителя работ и руководителя, разрешившего работы. На проведение огневых работ оформляется разрешение по форме, утвержденной вышестоящей организацией; наряд-допуск не оформляется. На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за состоянием воздушной среды, который должен осуществляться согласно “Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности” ИБТВ 1-087-81. Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора. Заключение В ходе рассмотрения результатов экспериментальных исследований влияния газосодержания у приема насоса на его работу было установлено, что большое количество свободного газа на входе в насос негативно сказывается на его напорно – расходных и энергетических характеристиках, вследствие смещения режима работы насосы от оптимальной области влево по напорной кривой, приводя к снижению его эксплуатационных и технических характеристик. Появление газовых каверн в рабочих органах насоса может приводить к срыву подачи насоса и в дальнейшем к его отказу. В результате анализа современных методов борьбы с вредным влиянием газа было выявлено, что включение дополнительного оборудования (газосепараторы, диспергаторы, мультифазные насосы) в конструкцию УЭЦН является наиболее эффективным способ борьбы с высоким газосодержанием на входе насоса. Другие рассмотренные методы в связи с политикой интенсификации добычи нефти, проводимой нефтегазодобывающими компаниями в России, в настоящее время являются малоэффективными. Для обеспечения нормального функционирования добывающих скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях высокого газового фактора на Тальниках, было предложено применение сдвоенных газосепараторов, комбинаций газосепаратор+диспергатор и газосепаратор+мультифазный насос+диспергатор. Рациональный и точный подбор оборудования УЭЦН в скважинах, осложненных наличием большого количества газа, ведет к обеспечению стабильности их работы, повышению МРП и наработки на отказ, что повышает экономическую рентабельность разработки. Также в работе был рассчитан экономический эффект от внедрения газосепаратора-диспергатора на примере Тальникового месторождения. В связи с положительным экономическим эффектом его применение на данном месторождении является рентабельным. Перечень листов графической документации Карта текущего состояния разработки Тальникового месторождения Схема газосепаратора Схема газопесочного якоря Схема осложнения, возникающие при работе насосного оборудования в скважинах с высоким газовым фактором Перечень принятых сокращений ЦДНГ – цех/промысел добычи нефти и газа ТПП – территориально-производственное предприятие ГТМ – геолого-техническое мероприятия ДНС – дожимная насосная станция ПБ – правила безопасности АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка КИН – коэффициент извлечения нефтеотдачи ПЗП – призабойная зона пласта ГНО – глубинно-насосное оборудование КРС – капитальный ремонт скважин ППД – поддержание пластового давления ГИС – геофизические исследования скважины НКТ – насосно-компрессорные трубы ПЗП – призабойная зона пласта ТКРС – текущий и капитальный ремонт скважин УЭЦН – установка электроцентробежного насоса ЦИО – центр интегрированных операций ЦИТС – центральная инженерно-технологическая служба ЦКРС – цех капитального ремонта скважин ЭК – эксплуатационная колонна скважины МРП – межремонтный период; СНО – средняя наработка на отказ; ТМС – термоманометрическая системы; МФН – мульти фазный насос; СИЗ – средства индивидуальной защиты; ПАВ – поверхностно-активные вещества; ГЖС - газожидкостная смесь; | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||