Скважинная добыча нефти

выбирают по напору и производительности из условия: Нн>Нн

при Qн=Q и максимальном КПД

где: Нн напор насоса, м.ст.воды

               г

       Нн требуемый напор насоса, м.ст.воды

       Qн – производительность насоса, т/сут

       Q – планируемый дебит, т/сут

       ηмах – КПД максимальный, %

                                 1300м.ст.воды>540м.ст.воды

 

4.5.2.10.   ВЫБОР   ОБОРУДОВАНИЯ

 

Остальное оборудование выбирают согласно комплектности поставки установки:

• Двигатель ПЭД 32-103
• Гидрозащита П-92Д
• Кабель КПБПЗ х 16к46
• Трансформатор ТМПН 100
• Станция управления ШГС-5805 УХЛ-3

 

4.5.2.11.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ   МОЩНОСТИ

 

Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки. Для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя:

Nдв>Np

                                                                                   m

Np=Q·Hн· ρсм·q·103/86400· ηн,      (6)

где:  Q – заданный дебит, т/сут

               m

        Hн – требуемый напор насоса, м.ст.воды

        ρсм – плотность смеси, кг/м3

        ηн – КПД насоса =43

Np=56,28·540·853·9,81·103/86400·43=6,8 кВт

Nдв=32кВт     23кВт>6,2кВт

 

4.5.2.12.   ДЛИНА   КАБЕЛЯ

 

Определяют минимально необходимую длину кабеля по формуле:

Lк=Lн+l       (7)

где: Lк – глубина спуска насоса, м

        l – расстояние от устья скважины до СУ, м =32

Lк=1553+32=1585

 

4.5.2.13.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ   ГАБАРИТОВ   АГРЕГАТА

 

Проверяют возможность спуска агрегата в скважину, для чего определяют максимальные габариты агрегата и сравнивают их внутренним диаметром эксплуатационной колонной:

Диаметр насоса 112 мм

Двигатель, его диаметр 103 мм

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 130 мм

Составляют таблицу выбранного оборудования

Дебит т/сут	Требуемый напор, м.ст.воды	Насос	Кабель плоский	Гидрозащита	Двигатель	Трансформатор	Станция управления
56,28	540	Э-50-1300	КРБК 1 6	П-92Д	ПЭД 32-103	ТМПН 100	ШГС-5805 УХЛ-3

Производимый расчет по подбору оборудования предназначен для вертикальных скважин. Поэтому согласно приложенной инклинограмме по скважине №1081 принимаем глубину спуска насоса L-1553 метра, что соответствует данным по кривизне ствола. В данном диапазоне глубины 1500-1580 метров угол наклона скважины практически не изменился.

Так как максимальный угол наклона искривления в скважине находится на глубине 200 метров и равен он 19,500 .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.6.   РЕКОМЕНДАЦИИ   ПО   УВЕЛИЧЕНИЮ   МРП   НА   СКВАЖИНАХ   С   УЭЦН

 

1. Замена нерегулируемых  электроприводов с асинхронными  двигателями. Экономичным способом  регулирования подачи насосов  является изменение скорости  с помощью регулируемого электропривода. Современные регулируемые электроприводы позволяют плавно менять скорость практически любых типов электродвигателей (постоянного тока, асинхронных, вертикальных, синхронных и др.)

2.  Использование струйного  насоса с целью увеличения  дебита скважин, снижения скин-эффекта. Тип насоса УЭИП-1 – приводимого в действие путем прокачки через него рабочего агента-технической воды. Обеспечивает достаточно высокое качество освоения скважин и интенсификации притока за счет глубокого дренирования призабойной зоны пласта и ее очистки от продуктов загрязнения.

3.   Расчет и подбор  оборудования в наклонно-направленных  скважинах в зависимости от  конфигурации кривизны ствола. Осевые  и изгибающие усилия изменяются  нерегулярно, в связи с этим, расчет  и подбор в таком случае надо производить индивидуально по каждой скважине. Для этого определяются нагрузки по отдельным ступеням колоны, осуществляется дальнейший их анализ, комбинированный подбор числа штанг в каждой колонне и выбор наилучшей конструкции.

4.   Применение хвостовиков для выноса воды, оставшейся после глушения скважины. Эффективность их использования ограничивается обводненностью 60%.

5.      Монотонное  возрастание зенитного угла или  монотонное убывание и если  при этом не изменяется азимут  то, не происходит поломок УЭЦН. При знакопеременном изменении зенитного угла, которое при абсолютной величине менее 10/10м в каждой точке отрицательно сказывается на происхождении УЭЦН в эксплуатационной колонне. При монотонно увеличивающемся или уменьшающемся угле - контакт установки с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны – минимальны, силы трения относительно невелики. При случаях знакопеременного угла – образующая установки находится под углом к оси, контакт с колонной происходит как бы по плоскости. Силы трения и механические напряжения кратно возрастают, что приводит к авариям при СПО. Может возникнуть разгерметизация установки, остаточные деформации корпуса и другие осложнения, резко снижающие работоспособность установки.

При выявлении опасных участков траектории ствола скважины можно применить следующие методы:

а)  калибровка и шаблонировка эксплуатационных колоны;

б) выбор тип размера УЭЦН минимального поперечного габарита;

в) контроль за нагрузками и скоростью спуска УЭЦН при помощи гидравлического индикатора веса со вторичным самопишущим прибором;

г)  повышение жесткости низа колонны за счет замены двух – трех труб большого диаметра;

е)  применение мягких прокладок (конструкций ОКББН) или демпфирующих вставок (например конструкции ВНИИТ нефти) между секциями УЭЦН.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.    ЭКОНОМИЧЕСКАЯ    ЧАСТЬ

 

5.1.   РАСЧЕТ   ЗАТРАТ   НА   ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

 

 

Определяем затраты на электроэнергию по извлечению жидкости из одной скважины ЭЦН.

Сж=N·Кэ·а·t·Ки,       (1)

где: N – мощность используемого электродвигателя N=17 кВт

       Кэ – коэффициент эксплуатации=0,957

       а –  стоимость 1 кВат/час электроэнергии=0,79 руб

       t – время рабочее (час) годовое

       Ки – коэффициент использования мощности=0,52

Сж=17·0,957·82·24·365·0,52=6076901,0016

 Определяем расходы  на энергию по извлечении жидкости  из всех скважин ЭЦН

Сж=Сэл·n,     (2)

где: n – количество ЭЦН

Сж=6076900,9·82=498305870,0 руб

Определяем расходы на электроэнергию по извлечению 1 тонны нефти

С1т=Сж/Q,    (3)

где: Q – годовая добыча нефти

Определения добычи нефти по цеху

Q=q·Kэ·n·t,           (4)

где: q – средний, дебит нефти ≈15,08

        Kэ=0,95%

        Qн=15,08·0,957·82·365=431936,59 тонн

        С1т=498305870/431936,59=415,4 руб

 

5.2.    РАСЧЕТ   ЗАТРАТ   НА   ППД

 

Рассчитываем объем добываемой жидкости, обводненность составляет 45% воды для ЭЦН.

 

Qв=431936,59∙45/55=353402,18

Qж=431936,59+353402,18=785338,77

 

Объем закачиваемой воды рассчитываем по формуле:

Qзак= Qж∙Ккопм ;  (5)

где: Ккопм – коэффициент компенсации 124,1%

 

Qзак=785338,77∙124,1/100=974605,41

 

Затраты по ППД

Qзак в тоннах переводим в м3

 

Qзак= Qзак/ρн;     (6)

где: ρн = 0,85 т/м3

Qзак=974605,41/985=1146594,6 м3

 

Затраты по ППД

Qзак∙с/с зак;   (7)

где:  с/с зак – себестоимость зак 1м3 воды =  6730 руб

 

Зn=1146594,6∙6730=7716581,6 тыс. руб

 

Себестоимость 1 тонны нефти по ППД

 

с/с 1т=ЗППД/Qн;       (8)

 

с/с 1т=7716581,6/431936,59=17865,1 руб

 

5.3.    РАСЧЕТ   АМОРТИЗАЦИИ    СКВАЖИН

 

Годовая норма амортизации составляет 6,7%

 

А=n∙С1скв∙Н;      (9)

где: n – число скважин;

       С1скв – средняя стоимость 1 скважины = 1815000000;

                   Н – норма амортизации

 

А=82∙1815000000∙6,7/100=9971610000 руб

 

5.4.   ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ   СБОР   НЕФТИ

 

рассчитываем по формуле

Зn=Qq2∙с/сn;       (10)

где: Зn – затраты по перекачке нефти тыс. руб

                   Qq2 – годовой объем добычи нефти тыс. руб

                   с/сn – себестоимость перекачки 1 тонны нефти

Зn=431936,59∙1915,3=827288181 т. Руб

5.5.   РАСХОДЫ   ПО   ПОДГОТОВКЕ   НЕФТИ

 

Определяем по формуле:

Зпод=Q2∙с/спод;      (11)

где: Зпод – расходы на подготовку нефти;

                   с/спод – себестоимость технологической подготовки нефти

 

Зпод=431936,59∙5988,47=2586639311,1 руб

 

5.6.    РАСХОДЫ  ПО  СОДЕРЖАНИЮ   И   ЭКСПЛУАТАЦИИ   ОБОРУДОВАНИЯ

 

Определяем по формуле:

Зс.э.о=N∙с/с1скв;       (12)

где: N – средний фонд скважин;

       с/с1скв – затраты на 1 скважину = 107700000

Зс.э.о=82∙107700000=8831460000 руб

 

5.7.   ЦЕХОВЫЕ    РАСХОДЫ

 

Определяем по формуле:

Цр=20%∙(Зэ/э+Зп.в.п+Зобщ+Qс/с+А2+Зn+Зпод+Зс.э.о);     (13)

 

Цр=0,2∙(498305870,0+7716581,6+52902500+19573925+997160000+827288151+

+2586639311,1+8831400000)=0,2∙22795436832,7=4559087267,74

 

5.8.   ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ   СЕБЕСТОИМОСТЬ

 

Производственная себестоимость определяется сумма ранее рассчитанных статей затрат и прочих производственных расходов:

 

с/спр=ΣЗ+Рпр;         (14)

где: Рпр – прочие производственные расходы;

                   Рпр = 10% от суммы всех расходов;

       Рпр=0,1∙22795436338,7=2279543633,87

 

с/спр=2279543633,87+22795436338,87+4559087267=37324504615 руб

 

5.9.   ВНЕПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ   РАСХОДЫ

 

Определяем по формуле:

Рвн=5-7%∙с/спр;         (15)

где: 5-7% - внепроизводственные расходы

Рвн=0,05∙37324504615=1866225230,75 руб

 

5.10.   ПОЛНАЯ   СЕБЕСТОИМОСТЬ

 

Определяем по формуле:

с/спол=с/спр+ ρвн;       (16)

с/спол=37324504615+1866225230,75=39190729845,7 руб

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.   ОХРАНА   НЕДР   И   ОКРУЖАЮЩЕЙ   СРЕДЫ

 

6.1.   ОХРАНА   НЕДР

 

Под охраной недр понимают осуществление комплекса мероприятий, предотвращающих открытое фонтанирование; грифонообразование и обвалы стволов скважин; потери нефти из-за низкого качества вскрытия бурением продуктивных пластов и преждевременного обводнения или дегазации их в процессе разработки; предусматривающих изоляцию друг от друга нефтяных, газовых и водоносных пластов; обеспечение герметичности колон и высокого качества их первичного цементования; поддержание скважин в хорошем техническом состоянии в процессе их эксплуатации путем своевременного и качественного проведения ремонтных работ.

В процессе эксплуатации месторождений длительное закачивание воды в продуктивные пласты для поддержания пластового давления приводит к заметному уменьшению минерализации пластовой воды и концентрации хлоридов и увеличению концентрации сульфатов.

Закачивание в пласт пресных, промысловых, сточных и морских вод их смешение изменяют химический состав пластовых вод.

Основные источники загрязнения наземных и подземных пресных вод в районах добычи нефти: сброс промысловых сточных вод на поля испарения; сброс сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки; разливы промысловых сточных вод при прорывах водоводов; попадание поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; переток высокоминерализированных вод глубинных горизонтов в пресноводные горизонты из-за не герметичности колон скважины, попадание вод в пресноводные горизонты при нарушении герметичности нагнетательных  скважин.

Мероприятия по охране недр должны обеспечивать, прежде всего, надежную изоляцию продуктивных и водоносных горизонтов в процессе цементирования.

Большую работу необходимо проводить по охране недр при ремонтах и обработках скважин. Например, при ремонтно-изоляционных работах с применением тампонажных растворов, необходимо предотвращать попадание различных химических продуктов через не герметичности колон в верхние водоносные горизонты. Для предотвращения этого предварительно колону опрессовывают и, при необходимости производят работы по ликвидации не герметичности. Для предотвращения перетоков технологических жидкостей в не запланированные горизонты по не герметичному цементному кольцу перед ремонтом или обработкой призабойной зоны производят геофизические исследования и устанавливают направление и объем перетока.    Затем проводят ремонт цементного кольца.