Файл: Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 24.07.2024
Просмотров: 132
Скачиваний: 0
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 |
с |
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. |
|
|||||||||||||
86
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 |
||||
|
|
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. |
|
|
|
|
|
|||
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 |
||
87
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- |
30
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" |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
IS |
|
|
|
|
|
|
0.8<> |
|
|
|
1- |
т |
к" |
|
2"j |
гну |
0.86 |
|
|
|
|
№ |
||||||
|
|
|
|
|
|||||
I |
I |
' |
|
|
|
|
|
|
з" |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
\0,92 Щ |
е- |
|
|
|
|
|
|
\0,9* *Ч |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
\О.ЗВ V |
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
4" |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
щ |
2оо |
зао |
то т |
sou |
w № |
1.00 |
|
|
|
|
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. |
|
91