Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

5.08 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 169 10 11 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

„Ширваниефть". Результаты обработки приведены в таблице 31, а кривые фонтанных скважин №№ 9 и 126 месторождения Кюровдаг соответственно представлены на рис. 32 и 33.

Приведенные здесь результаты определения пара метров фильтрации пласта описанным выше приемом хорошо соглгсуются с некоторыми ведущими парамет рами технологического режима работы фонтанных скважин, определенными на основе исследования сква жин гидродинамическими методами.

ГЛАВА IV

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ

ФОНТАННЫХ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПЕСЧАНЫЙ-МОРЕ ПУТЕМ ПОНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ

В предыдущих главах работы со всей очевидностью была показана целесообразность эксплуатации фонтан ных скважин на месторождении Песчаный-море при забойном давлении ниже давления насыщения и плас товом давлении выше давления насыщения (т. е. при

Рзаб *С Р\\ло. Рпл)-

Наряду с технологической целесообразностью при менения этого метода интересно выявить также и экономическую эффективность внедрения рассматривае мого метода интенсификации в указанных выше шести фонтанных скважинах месторождения Песчаный-море.

Ниже рассматриваются варианты определения эко номической эффективности эксплуатации фонтанных скважин при создании в залежи смешанного режима фильтрации флюида.

§ 1. Определение экономической эффективности от прироста добычи нефти

В результате применения смешанного режима экс плуатации (при Я з а 6 < Р и а с < Рпл) увеличивается количе ство добываемой нефти в единицу времени без допол нительных затрат.

fi«


Прирост		добычи		нефти	был	определен		по	указан
ным выше 6 скважинам (№№ 111,							132, 151,		174,	179,
189)	за время		их эксплуатации			на	смешанном		режиме
(с 17	октября		1962	г. по 15	марта		1963 г.). Затраты			на
добычу нефти			определялись		как	с учетом		применения
предлагаемого метода, так и без него.
Применение смешанного режима эксплуатации сква
жин	может	оказать		влияние	на	эксплуатационные				за

траты по следующим статггм калькуляции, непосредст

венно

зависящим от объема добытой нефти:

1) расходы на деэмульсацию нефти;

расходы по перекачке и хранению нефти;

расходы по

увеличению

отдачи

пласта.

Увеличение

объема

отбираемой жидкости

из

пласта

должно быть

компенсировано

соответствующей

закач

кой

пласт

рабочего

агента.

Однако

в связи

с тем,

что

наш

расчет производится по ограниченному

числу

скважин,

принимается,

что суммарная

величина

зака

чиваемого в пласт рабочего агента остается без

изме

нения. Поэтому

поправка

по

этой

статье затрат

в на

шем

расчете

не

учитывается.

Две

другие

статьи

расхода определены, исходя

из

средней

стоимости де-

эмульсацин, перекачки

и хранения 1 т нефти.

Статьи

расходов, на которые

применение

предлагае

мого

метода

не

могло

оказать

влияния,

приняты пос

тоянными

и определены на 1 отработанный

скважипо-

месяц.

ним

относятся:

зарплата

производственного

персонала и отчисления на социальное

страхование;

амортизация

скважины;

амортизация

прочих

О С Н О Е Н Ы Х

средств;

цеховые

расходы.

Подсчет суммарного экономического эффекта от внед рения рассматриваемого метода интенсификации произ

веден	по предлагаемой формуле:
где	Зт —эксплуатационные затраты при условии	рабо
	ты скважин на обычном режиме, руб.;
Зф—эксплуатационные затраты при условии		рабо
	ты скважин на смешанном режиме (при	Р з а В <
	< Л . а с < ^ п л ) , р у б . ;

Qr—теоретическая						добыча нефти при условии ра
		боты скважин на обычном						режиме, т;
Рф—фактическая						добыча	нефти	при условии			рабо
		ты	скважин			на смешанном		режиме,		т\
—1 —промысловая						себестоимость добычи				1 Щ неф-
QT
—*	ти (работа скважин на обычном режиме);'
	—промысловая себестоимость добычи 1 т нефти
<?Ф	(работа			скважин на смешанном					режиме).

В таблице			32	приведены необходимые данные для
расчета	по указанным					формулам.			Таблица		32

							Эксплуатационные затраты при
		Статьи затрат					работе		скважин, руб.

							на обычном		на смешанном
							режиме			режиме
Зарплата	производственного					персо
нала и отчисления				иа социальное
страхование							6925			6925
Амортизация		скважин					55724			55724
Амортизация		прочих		основных			30327			30327
средств
Расходы по текущему					ремонту на
земного	оборудования						4158			4158
Расходы на деэмульсацию нефти							5158			7870
Расходы	по перекачке				и хранению
нефти							2134			3257
Цеховые	расходы						10784			10784
			Всего		затрат:		115210			119045
Промысловая		себестоимость				добычи
1 т нефти,		руб.					1,29			0,88
Суммарный			экономический				эффект в		рублях		при
условии	эксплуатации					6 скважин в		течение 149 дней
и смешанном			режиме составит:

3 = [1 руб. 29 коп.—0 руб. 88 коп.] = 135696 =55635 руб.

В результате исследований можно предположить, что рассматриваемые скважины смогли работать на установ ленном смешанном режиме еще 87 дней. Приняв это

время в расчет, определим дополнительную эконо мическую эффективность—31593 руб. Общая эффек тивность составит 87228 руб.

§2. Определение экономической эффективности

от сокращения сроков разработки залежи

Применение смешанного режима эксплуатации сква

жин в	значительной	степени	сокращает	сроки	разра
ботки	залежи.
Пои составлении		проекта	разработки	IX и X	гори
зонтов	балаханской	свиты месторождения Песчаный-

море предусматривалось извлечь запасы нефти в тече ние 27,7 лет [57, 58].

Разработка этих горизонтов ведется уже 6,5	лет.
На сснове анализа геолого-эксплуатационной	харак

теристики и материалов исследования указанных выше скважин было установлено, что эксплуатация 6 скважин

на этих горизонтах при смешанном режиме в

6—9

ме

сяцев

сократит срок разработки залежи

в целом на

2,2

года

(19

лет

вместо

оставшихся

21,2

года).

Следова

тельно,

запроектированная

добыча

нефти будет обес

печена

при

значительно

меньших

эксплуатационных

затратах.

Ниже приводится расчет экономии

эксплуатационных

затрат в

связи

сокращением срока

разработки IX и

X горизонтов

балаханской

свиты.

При

подсчете,

эксплуатационных

затрат

использо

вались данные

проекта разработки указанных

горизон

тов.

Подсчет

был

произведен на

оставшиеся

21,2

года

эксплуатации,

а затем

на

Шлет

в случае

эксплуатации

6 скважин

в течение 6—9

месяцев

на

смешанном

ре

жиме.

Скважино-годы, отработанные эксплуатационными

скважинами

за

19 лет,

были определены,

исходя из

скважино-лет, отработанных

по проекту, и

среднесуточ

ной добычи

нефти.

Расходы по статьям: а) зарплата

производственного

персонала; б)

амортизация

прочих

основных

средств;

в) текущий ремонт; г) цеховые расходы

определялись

пропорционально

отработанным скважино-годам.

Амортизация на реновацию взята из проекта разработ ки, а амортизация отчисления на капитальный ремонт и амортизация оборудования определены, исходя из сред негодовой нормы за весь срок работы скважин и из первоначальной балансовой стоимости.

					Таблица		33
		Показатели			По проекту	При смешан
		Показатели			1962 г.	ном	режиме
						эксплуатации
Срок	разработки				21,2		19
Число	скважин:
	эксплуатационных				103		103
	нагнетательных				34		34
		В с е г о			137		137
•Отработано скважино-лет эксплуатацион
ных	скважин				896		819
Добыча		нефти, тыс. т			32387,243	32387,243
Зарплата		производственного персонала,
тыс. руб.					1482,0	1355,0
Амортизация на реновацию, тыс. руб.:
	эксплуатационных			скважин	17978,4	17978,4
	нагнетательных		скважин		6335,9	6335,9
Амортизация иа капитальный ремонт,
тыс. руб.:
	эксплуатационных			скважин	5483		50,4
	нагнетательных		скважин		4701	4213
Амортизация оборудования:
	эксплуатационных			скважин	1364	1247
	нагнетательных		скважин		1227	1100		'
Амортизация прочих			основные средств		29876	27306		'
Текущий		ремонт			1968	1799		1
Закачка		воды			10602	10602
Перекачка и хранение					11336	11336
Цеховые		расходы			3136	2866		"1
Итого эксплуатационных расходов, тыс. $					95489,3	91172,3
руб.					95489,3	91172,3
Себестоимость 1 т нефти, руб.					2,95		2,78


Расходы		по перекачке и хранению				нефти,	а	такж
по закачке воды определены				пропорционально			объему
извлекаемых		запасов нефти.
На	основании		пересчета	эксплуатационных				затрат
была	выявлена		себестоимость		1 т нефти при эксплу
атации	IX и X		горизонтез	в	течение	21,2 часа		и на

случай, когда будет применяться смешанный режим эксплуатации по 6 скважинам этих горизонтов.

[— На этой основе определено, что себестоимость 1 т нефти при сроке разработки 19 лет снизится на 17 коп. (таблица 33).

I Суммарная экономия от прироста добычи нефти н сокращения сроков разработки залежей составит 4 317 ООО'

руб.

ГЛАВА V

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ СИЛЬНО ОБВОДНЕННЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СКВАЖИН

С ПОМОЩЬЮ КОМБИНИРОВАННОГО ВОЗДУШНОГО ПОДЪЕМНИКА С ЭЦН

В настоящее время горизонт VIII балахаиской свиты площади Зых, на котором расположен промысел № 2 НГДУ им. Серебровского, разрабатывается в поздней стадии компрессорным способом с большим содержанием воды в струе добываемой жидкости на режиме форси рованного отбора. Это условие в известной мере оха рактеризовало состояние эксплуатации компрессорных скважин, которые ныне работают на техническом пре


деле	в	связи	с	отсутствием	возможности		увеличения
отбора		добываемой продукции путем				снижения забой
ного давления (увеличения депрессии).
Анализируя				состояние	эксплуатации		компрессор
ных	скважин		с	дебитом жидкости		200, 300, 400 т и

более в сутки, нетрудно прийти к выводу, что во всех случаях эти скважины работают с исчерпанными возмож ностями эрлифта и с большим удельным расходом ра бочего агента, что, в свою очередь, в значительной степени способствует увеличению себестоимости до бываемой нефти.

В нестоящее время для улучшения системы разра ботки и эксплуатации рассматриваемых залежей и сква жин необходимо в дальнейшем поэтапно увеличивать количество добываемой жидкости как из пласта в це лом, так и из скважин в отдельности. Однако сущест

ва


вующие условия эксплуатации		не позволяют произво
дить поэтапную форсировку жидкости			ввиду указанных
выше причин. Поэтому	представляет		большой научный
и практический интерес	вопрос	перевода группы ком

прессорных скважин промысла № 2 НГДУ им. Сереб-


ровского на эксплуатацию			их	погружными			центробеж
ными насосами существующих				типов и модификаций.
Поскольку состояние техники и технологии							эксплуата
ции ЭЦН таково, что при			установке их			можно макси
мально	отбирать из скважин			пластовую			жидкость		в
количестве		до 700 M:\cym	(но		при	этом	напор		у
насосов	не	соответствует	напору		скважины),			дела
ется попытка обоснозать впервые в „Азнефтн"								возмож

ность применения комбинированного воздушного подъ

емника,	сочетания	работы ЭЦН с эрлифтом (метод
Шоу [60]).
При	расчете и	обосновании работы комбинирован

ного подъемника для рассматриваемых в депрессии сква жин была использована работа АзНИИ ДН под назва нием „Усовершенствование технологии разработки нефтяных месторождений Азербайджана", выполненная институтом под руководством профессора А. М. Пирвердяна и кандидата технических наук А. Б. Листекгартека [61 ] .

§ 1. Обоснование перевода компрессорных

скважин на эксплуатацию с применением ЭЦН

Для выявления возможности перевода сильно обвод ненных компрессорных скважин на эксплуатацию с помощью электроцентробежного нгсоса сначала соста вим условную характеристику скважины, как это реко мендуется по методике, описанной в работе [62]. Под этой характеристикой понимают зависимость между суточным дебитом скважины и напором Нс, который расходуется на подъем жидкости из скважины и на транспортирование ее до трапа или мерника. Как извест но, напор /Yc составляет:

Нс	= Лс т + Д h + hxp	+ hT + 1ц,	(43)
где Ад„п = /гс т +	А А—динамический уровень от устья, м\
	Д к—депрессия,	т. е. понижение	уровня
	жидкости	в скважине при	ее экс-

плуатации на установившемся ре жиме, м \

Лт р —напор, идущий на трение и мест ные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до трапа, м;

Лг —разность геодезических отметок уровня жидкости в трапе й устье скважины, и;

Лт —избыточное давление в трапе, вы раженное высотой столба жидко сти, м, т. е.

					Д h == /гД Ш 1 -			/гс т .	(44)
Так		как на устье				скважины		может	быть штуцер,
при	определении				Лт р	пользуемся		формулой:
							<?г-Чтр		(45)
							745-10"		(45)
							745-10"
	IS								0.8<>
		1-	т	к"		2"j	гну		0.86
		1-				2"j			№
									№
I	I	'							з"
									з"
		-							\0,92 Щ
е-		-							\0,9* *Ч
									\О.ЗВ V
	г								4"
	г
	1		щ	2оо	зао	то т	sou	w №	1.00
			щ	2оо	зао	то т	sou	w №	SOP
						£etf<m>	Q » г	сцп>

Рис. 34. Кривые потерь напора в насосных труоах различ ных диаметров

Если же на устье штуцер отсутствует и подача не регу

лируется закрытием задвижки, то местные		сопротивле
ния	не учитываются. Тогда Лт р определяем	по следую
щей	формуле:
	/ г т р = 1,08-10* 1{L^J)Q\	(46)
где	X.—коэффициент трения.

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 169 10 11 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ