Смекни!
smekni.com

Южно-Ягунское нефтяное месторождение (стр. 17 из 24)

15. Увеличиваем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение P.

P = (dP/dH) ·H. (63)

17. Возвращаемся к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем до тех пор пока текущая глубина достигнет значения Lскв. Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

Таблица 5.15 Мероприятия по увеличению добычи нефти по фонду скважин Южно –Ягунского месторождения ЦДНГ-1

Куст скв Насос НДин Р дин м3\с % т\с Мероприятия м3\с % т\с Прирост
121 5060 Э-50 665 6 30 10 23 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 100 42 50 27
121 5059 Э-50 602 6 87 1 74 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 97 4 80 6
132 1478 Э-50 516 14 70 78 8 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 118 81 19 11
127 5020 ТД450 611 1 45 3 37 см.ТД450*Э-60пром.забоя 88 4 72 35
127 5021 Э-50 608 14 87 71 22 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 108 67 30 8
133 1452 НВ29 461 2 4 56 1 см.НВ29*НН44,пром.забоя 17 89 2 1
236 5099 FS950 998 0,2 150 2 126 см.FS950*Э-160,пром.забоя 182 4 149 23
24 465 Э-25 184 1 34 81 5 см.Э-25*Э-50,пром.забоя 75 83 11 6

Продолжение таблицы 5.15

120 5056 ТД750 950 23 106 58 38 см.ТД750*Э125,пром.забоя 153 56 58 20
120 5072 Э-50 501 7 70 41 35 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 113 44 54 19
133 1508 Э-50 788 19 77 14 57 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 119 7 95 38
240 5128 НН44 643 0,3 8 18 6 см.НН44*Э-25,пром.забоя 28 23 18 12
135 437 Э-50 715 4 60 93 3 см.Э-50*Э-80,пром.забоя 97 91 7 4
129 1456 Э-80 0 8 125 46 57 см.Э-80*Э-125,пром.забоя 135 46 62 5
140 1539 Э-25 1538 32 21 43 10 см.Э-25*Э-50,пром.забоя 56 43 27 17
120 5070 ТД280 497 12 38 75 8 см.ТД280*Э-60,пром.забоя 70 75 15 7
Технологический расчет на внедрение УЭЦН
на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я
Исходные данные
Пластовое давление, Р пл. атм. 212
Давление насыщения, Р нас. атм. 14
Давление коллектора, Р кол. атм. 23
Верхняя точка перфорации Н перф, м 2505
Глубина верхней точки перфорации по вертикали Н кр, м 2360
Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут. 75
Обводненность В,% 10
Удельный вес нефти н,г/см3 0,85
Удельный вес воды в,г/см3 1,014
Удельный вес пластовой жидкости ж,г/см3 0,87
Динамический уровень Н дин, м 886
Затрубное давление Р затр, атм 14
Глубина спуска насоса Н учт., м 1820
Проектируемый отбор жидкости Q пр, м3/сут. 110
Потери напора в НКТ h тр, м 100

ВЫВОД

1 Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м3/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м3/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

- старение оборудования;

- увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

- рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рисунка 5.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

- обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений и применение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

- применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

- применение механических скребков для борьбы с

парафиноотложениями.

4. Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима оптимизация режимов их работы. Анализ этих режимов показал, что по большинству скважин наблюдаются завышенные глубины спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы скважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты расчета показали, что только за счет оптимизации режимов работы этой скважин можно получить увеличение дебита нефти и за счет уменьшения глубины спуска ЭЦН сэкономить НКТ и кабель.


6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

6.1 Оптимизация режима работы скважин

Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение рекомендаций.

Критериями оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦН с меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1 было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем - 12 месяцев 2003 года.

Таблица 6.1 Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС.

№ п/п Показатели Ед. измерения Абсолютныезначения
1. Объем внедрения Скважина 1
2. Дополнительная добыча нефти Тыс. тонн 13,87
3. Цена нефти (за 1т.) Руб. 1468
4. Стоимость одного ремонта Тыс. руб. 105
6. Условно-переменные затраты на добычу 1т нефти % 42
7. Себестоимость добычи 1тонны нефти Руб. 835
8. Налог на прибыль % 24
9. Коэффициент инфляции % 14
10. Ставка дисконта % 10

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

Основным показателем оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потока денежной наличности на всех этапах мероприятия определяется по формуле:

ΔПДНt =ΔВt-ΔИt-Кt-ΔНt., ( 6.1 )

где ΔВt– прирост выручки от проведения мероприятий в t-ом году, тыс.руб.

ΔИt – прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.руб.

К t– капитальные затраты в t-ом году связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

ΔНt – прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна:

ΔВ(Q)t= ΔQt* Цt, ( 6.2 )

где Цt – цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

ΔИt– текущие издержки в году t,

ΔИt= Идопt + Имерt, ( 6.3 )

где Идопt– текущие затраты на дополнительную добычу,тыс.руб.

Имерt– текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

Имерt= Ср *n, ( 6.4 )

где Ср – стоимость одного ремонта

n – количество оптимизаций.

Идопt= ΔQt* Упер., ( 6.5 )

где Упер. – условно-переменные затраты, тыс.р/т.,

К – капитальные затраты за расчетный период,т.руб.(К=0)

Все затраты и результаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году ( tр ), в качестве которого берется год,предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования:

tр – t

d=( 1+Ен.п. ), ( 6.6 )

где Ен.п. – нормативный коэффициент приведения.