Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев
 Скачать 1.57 Mb.
|
Р мощ = 12* Рпотр * ЦквтЦквт – стоимость 1 квт потребляемой мощности, руб/мес . (принимается равным 188,6 руб /месяц). Так как потребляемая мощность при периодическом режиме эксплуатации, как правило, выше и режим откачки исследуемых скважин таков, что они эксплуатируются и в пиковой зоне (в «ручном» режиме – 100 % таких скважин, в автоматическом – 45 % скважин), то мы имеем увеличение платы за мощность при периодическом режиме скважин. Основным отрицательным фактором, сопутствующим периодической откачке являются потери добычи нефти (к примеру, по НГДУ «АН» потери нефти составили от 0,1 т/сут. до 1,18 т/сут в зависимости от исходного дебита и правильного выбора режима периодической откачки). В расчетах учитывалось снижение затрат на добычу нефти в результате её потерь. К таким затратам отнесены условно-переменные затраты на ППД, подготовку нефти, сбор и транспорт нефти. В качестве дополнительных затрат учитывались затраты на оборудование скважин набором технических средств (контроллеры периодической откачки, программное реле времени). Возможное изменение межремонтного периода не учитывалось в расчётах из-за отсутствия достоверной информации и ограниченности сроков проведения экспериментальных работ. Результаты расчётов эффективности периодической откачки приведены в таблице 7. Таблица 7.
На основании данных, представленных в табл. 7, и результатов расчётов выявлено следующее: годовое снижение затрат на электроэнергию при периодической эксплуатации составит не более 27,2 тыс.руб (скв. № 10748 НГДУ «БН»). В среднем по 17-ти скважинам экономия электроэнергии на «автоматическом» режиме составит 8,8 тыс.руб/год и на «ручном» - 6,6 тыс.руб/год; годовое снижение выручки на периодическом режиме эксплуатации в результате потерь нефти составит от 82 до 1219 тыс.руб, в т.ч. в среднем на «автоматическом» режиме - 297 тыс.руб и на «ручном» - 436,3 тыс.руб (при средней цене реализации нефти 2833 руб/т); снижение переменных затрат на добычу нефти без учёта электроэнергии составит от 6 до 269 тыс.руб/год; в результате перевода скважин на периодическую откачку наблюдается значительное уменьшение годовой чистой прибыли, так например, на скважине №2348 снижение составило 949,1 тыс.руб/год. Таким образом, на основании вышесказанного можно утверждать о неэффективности перевода малодебитных скважин на периодическую откачку. Нецелесообразность периодического режима эксплуатации обусловлена, в первую очередь, убытками от недоборов нефти, компенсировать которые снижением эксплуатационных затрат при данной экономической ситуации невозможно. 4.Выводы За период с 1999 г. по 01.11.03 г. количество скважин малодебитного фонда снизилось с 7796 до 7464 (на 4,3 %), в т.ч. девонского – уменьшилось на 388 (10,2 %), а сернистого – увеличилось на 56 (1,4 %). По состоянию на 01.11.03г. доля малодебитных скважин по отношению к эксплуатационному фонду ОАО «Татнефть» составляет 34,7 %, а по отношению к действующему – 33,4 %. За 10 месяцев 2003 г. малодебитным фондом скважин добыто 12,3 % всей нефти и 3,9 % от всей добываемой жидкости. За этот период средний по ОАО «Татнефть» дебит малодебитных скважин составил 2,4 м3/сут по жидкости и 1,3 т/сут по нефти. Доля малодебитных скважин, эксплуатирующихся в периодическом режиме, по отношению ко всему действующему фонду составляет в различных НГДУ от 2,1 % до 11,7 % и в среднем по ОАО «Татнефть» - 6,3 % (1191 скважина). Малодебитный фонд скважин, в т.ч. эксплуатирующийся в периодическом режиме, обладает существенным потенциалом по повышению эффективности его эксплуатации, так как средняя обводнённость этих скважин в 2 раза ниже, а средний коэффициент подачи насосов в 1,4 раза меньше, чем на всём остальном фонде. Переход на периодический режим эксплуатации ведёт к потерям по нефти. При периодической эксплуатации, в сравнении с непрерывной, средние потери по нефти составят в зависимости от горизонта около 65 т/год – для сернистых скважин и около 160 т/год – для девонских. Потери дебита на «ручном» режиме в среднем в 1,4 раза выше, чем на «автоматическом». Годовое снижение выручки на периодическом режиме эксплуатации в результате потерь нефти составит в среднем на «автоматическом» режиме - 297 тыс.руб и на «ручном» - 436,3 тыс.руб (при средней цене реализации нефти 2833 руб/т). Средние затраты электроэнергии на добычу нефти малодебитными скважинами составляют от 15,6 до 33,7 руб/т или 1,0 ÷ 2,0 % в структуре себестоимости (по ценам 2003 г.). Экономия энергозатрат в случае эксплуатации малодебитных скважин на периодическом режиме снижается с увеличением дебита, как по активной, так и по реактивной электроэнергии. При этом эффективность периодической эксплуатации скважин угленосного горизонта значительно ниже, чем девонского. При периодическом режиме эксплуатации скважин возможное снижение затрат по электроэнергии в среднем на одну скважину девонского фонда составит около 11,0 тыс.руб/год, угленосного – 4,0 тыс.руб/год. Средняя величина потерь холостого хода электродвигателей по выбранным малодебитным скважинам составляет 45,5 %, мощность при холостом ходе – 1,05 кВт, при загрузке электродвигателей – 2,31 кВт. При этом величина потерь холостого хода для одного и того же типа электродвигателей может различаться более чем в 2 раза и зависит, в первую очередь, от их наработки и технического состояния (центровка, состояние подшипниковых узлов и наличие смазки, уровень вибрации и т.д.). Замена электродвигателей СК на двигатели меньшей мощности может при определённых условиях снизить энергопотребление на 25%, однако этот вопрос требует дополнительного изучения, т.к. в настоящее время мониторинг потребления электроэнергии двигателями при полной нагрузке и на холостом ходе практически не проводится. Исследованиями установлено, что пробы, отобранные при эксплуатации скважин на постоянном режиме, по сравнению с периодическим, имеют меньший «разброс» значений, являются более стабильными и предпочтительнее для составления геолого-технологического режима работы скважин. Накопленный опыт эксплуатации скважин на периодическом режиме выявил ряд дополнительных серьёзных недостатков: неконтролируемость технологического режима (затруднён замер фактического дебита, забойного давления, обводнённости скважин) и, как следствие, проведение дополнительных гидродинамических исследований; увеличение подземных ремонтов (примерно на 10 - 20%) из-за возможности запарафинивания ГНО (преимущественно на девонском фонде скважин); дополнительные «вредные» пусковые нагрузки на редуктор и электродвигатель во время частых запусков снижают ресурс их работы; возможность замерзания устьевого оборудования и выкидной линии в зимнее время; невозможность качественного уравновешивания СК. С учётом ТЭО и выявленных отрицательных факторов периодической эксплуатации перевод скважин с постоянного режима работы на периодический нецелесообразен. 5.Рекомендации Геолого-технологическим службам всех НГДУ: разработать мероприятия по оптимизации работы периодического фонда скважин, в первую очередь рентабельного, с целью его перевода на постоянный режим эксплуатации; для обеспечения эксплуатации малодебитного фонда скважин с УШГН, осложнённого формированием АСПО, на постоянном режиме при минимальной длине хода СК (L = 0,9 ÷ 1,2 м) предусмотреть внедрение на данном фонде скважин штанг с минимально необходимым количеством скребков-центраторов на штанге (8 – 9 штук); изучить с целью дальнейшего использования опыт НГДУ «АН» по применению насосов без всасывающего клапана; усилить контроль за внесением в базы данных ПК «АРМИТС» достоверных сведений по таким показателям как: параметры работы СК (число качаний, длина хода); время эксплуатации (дни работы, часы работы); установленному на скважине электрооборудованию (тип электродвигателя, его мощность, скорость вращения, диаметр шкива). Энергетическим службам всех НГДУ: наладить учёт движения и технического состояния электродвигателей (тип, год выпуска, срок наработки, даты капитальных ремонтов, состояние подшипниковых узлов, уровень вибрации, сопротивление изоляции обмотки и т.д.); соблюдать установленную периодичность технического обслуживания электродвигателей (не реже двух раз в год); разработать мероприятия поэтапного охвата всего действующего фонда скважин замерами фактического потребления электроэнергии и степени уравновешенности СК; для определения величин потерь холостого хода электродвигателей организовать производство замеров потребляемой мощности электродвигателями СК при полной нагрузке и без нагрузки с определением энергетических характеристик (Ракт, Рреакт, Рхх, cos φ, КПД). Данные работы могут быть выполнены во время проведения гидродинамических исследований (КВУ); совместно с технологическими службами ЦДНГ заполнить в ПК «АРМИТС» необходимую информацию по установленному на скважине электрооборудованию. 3.Группе «АРМИТС» рассмотреть вопрос внесения сведений о фактической потребляемой мощности скважинными установками в электронную базу данных. Литература 1.«Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть» (РД 153-39.1-252-02). 2.Отчёт института «ТатНИПИнефть» по теме «Анализ целесообразности периодической эксплуатации фонда скважин, оборудованных УШГН» (договор № 95.878.97). 3. А.Ф.Закиров. Эксплуатация малодебитных скважин, в кн. «Как выжить в условиях кризиса. Технологии НГДУ «Альметьевнефть». Москва, ОАО ВНИИОЭНГ, 1999 г. 4. Добыча нефти штанговыми насосами /А.К. Мухаметзянов и др. – М., Недра, 1993 г. 5. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 г. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||