Файл: 2 Геологическая часть 5 1 Основные сведения о месторождении 5.docx

Техническая часть

1. Общие сведения о малодебитном фонде

Скважина является малодебитной, если дебит данной скважины составляет до 5 м3/сут. На данный момент фонд скважин Гондыревского месторождения составляет 99 скважин, из них 18 скважин является малодебитными. 6 скважин оборудованны нагревателем АЛСН-1, 1 с дебитом 4.6 м3/сут. Малодебитные скважины, как правило, являются низкообводненными. Малодебитные скважины с дебитом по жидкости менее 1 - 5 м3 / сут эксплуатируется непрерывно или периодически. Для реализации непрерывного режима добычи используют плунжерные насосы малого диаметра, устанавливают минимальные значения длины хода и числа качаний головки балансира станка-качалки. Чтобы поддерживать непрерывный режим откачки, число ходов стандартных насосов приходится снижать до 1 - 4 в минуту путем переоборудования передаточного механизма или использования тихоходного привода. Периодическая откачка требует эффективной системы автоматического пуска и остановки скважины при достижении расчетного уровня жидкости в затрубном пространстве. При периодической эксплуатации скважин период простоя может колебаться в широких пределах — от 30 мин до 2 ч и дольше и зависит от коэффициента продуктивности скважины. Применяется на поздней стадии разработки месторождений, когда поступление нефти из пласта происходит крайне медленно. В этом случае осуществляют: штанговую скважинную насосную эксплуатацию в основном в неглубоких скважинах (до 1500 м) с низким коэффициентом продуктивности (до 2 т/сутки•МПа) и малыми дебитами (до 3-5 т/сутки)

2. Основные причины и осложнения при эксплуатации скважин

Основной причиной бездействия скважин являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это

---

приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции. Коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования. Высокий газовый фактор. Образование песчаных пробок. Искривление скважины. Обводненность продукции. Конструктивные недоработки составных частей насоса. Низкие забойные давления.

3. Расчет эффективности применения нагревательной кабельной линии ( анализ )

На Гондыревском месторождении ООО «Лукойл-Пермь» присутствует проблема интенсивного отложения АСПО на внутренних стенках НКТ, что происходит в следствие уменьшения температуры и понижения давления при подъеме жидкости в трубах НКТ. Для решения данной проблемы на скважинах Гондыревского месторождения применяют различное оборудование: УБПР, МАС, АСЛН-1 и др. Для расчета экономической эффективности было выбрано оборудование АСЛН-1.

Стоймость установки АСЛН-1 входит в стоймость ТРС. Монтажом, спуском граеющего кабеля АСЛН-1 занимается бригада ТКРС подрядной организации.

В данной работе произведен расчет экономической эффективности применения АСЛН -1 на Гондыревском месторождении на скважинах №63, 455, 477.

За счет использования АСЛН-1 увеличивается МОП и наработка на отказ.

Для расчета экономической эффективности используются фактические данные тех.режима добывающих скважин на декабрь 2018 года ( приложение А ). Составляется таблица исходных данных, необходимых для расчета экономической эффективности ( Таблица 1 ) и таблица цен, необходимых для расчета экономической эффективности ( Таблица 2 ).
Таблица 1 – исходные данные для расчета экономической эффективности.

---

№ скв			63		455		477
До внедрения	Кол-во ТРС			2		3		4
	Наработка ГНО на отказ			82		87		104
	Кол-во Промывок	ПГН		2		2		3
		ПГВ+ПАН		нет		1		1
	МОП, сут			30		35		40
После внедрения	Кол-во ТРС			1		1		1
	Наработка ГНО на отказ			153		128		112
	Кол-во Промывок	ПГН		1		1		1
		ПГВ+ПАН		нет		нет		Нет
	МОП, сут			365		365		365
Дебит нефти, т/сут			10,6		8,9		1,5
Потребление электроэнергии, кВт/ч			38,39		55,6		54,18

Показатели	Затраты, руб.
Промывка горячей водой+ПАН ( реагент ) V=32 м²	34309
Промывка горячей нефтью ( V=32 м² )	28960
Условно-принятые данные
Затраты на энергетиков ( за 1м прокладываемого кабеля)	500
Цена за потребление электроэнергии 1 кВт/ч	2,6
Комплект АСЛН-1	570000
ТРС	260000
Себестоймость нефти до внедрения оборудования	6000
Себестоймость нефти после внедрения оборудования	2000

---

Таблица 2 – Цены, необходимые для расчета экономической эффективности

1.Определяем годовые затраты на произведение промывок горячей водой с реагентом ПАН ( ПГВ+ПАН ) по формуле 1:
З_пр1=Ц_пр x К_пр
Где З_пр – затраты на проведение промывок ( ПГВ+ПАН ), руб.

Ц_пр – стоймость одной промывки горячей водой с реагентом, руб.

К_пр – количество промывок

До внедрения оборудования:

Скв₆₃ Зпр1= не проводилась

Скв₄₅₅ З_пр1=34309*1=34309 руб.

Скв₄₇₇ З_пр1=34309*1=34309 руб.

После внедрения оборудования:

Скв₆₃ Зпр1=не проводилась

Скв₄₅₅ З_пр1=не проводилась

Скв₄₇₇ З_пр1=34309*1=не проводилась
2.Определяем годовые затраты на произведение промывок горячей нефтью ПГН по формуле 2:

З_пр2=Ц_пр x К_пр

Где З_пр2 – затраты на проведение промывок ПГН, руб

Ц_пр – стоймость одной промывки горячей нефтью, руб.

К_пр – количество промывок
До внедрения оборудования:

Скв₆₃ З_пр2=28960*2=57920 руб.

Скв₄₅₅ З_пр2=28960*2=57920 руб.

Скв₄₇₇ З_пр2=28960*3=86880 руб.
После внедрения оборудования:

Скв₆₃ З_пр2=28960*1=28960 руб.

Скв₄₅₅ З_пр2=28960*1=28960 руб.

Скв₄₇₇ З_пр2=28960*1=28960 руб.
3.Определяем годовые затраты на проведение промывок ( ПВГ+ПАН и ПНГ ) по формуле 3:
З_пр=З_пр1+З_пр2
Где З_рп - затраты на проведение промывок, руб.

З_пр1 - затраты на проведение промывок ( ПГВ+ПАН ), руб.

З_пр2 – затраты на проведение промывок ( ПНГ ), руб.
До внедрения оборудования:
Скв₆₃ З_пр=0+57920=57920 руб.

Скв₄₅₅ З_пр=34309+57920=92229 руб.

Скв₄₇₇ З_пр=34309+86880=121189 руб.
После внедрения оборудования:
Скв₆₃ З_пр=0+28960=28960 руб.

Скв₄₅₅ З_пр=0+28960=28960 руб.

Скв₄₇₇ З_пр=0+28960=28960 руб.
4.Определяем годовые затраты на проведение ТРС по формуле 4.
З_трс=Ц_трс*К_трс
Где З_трс - затраты на проведение ТРС, руб.

Ц_трс – стоймость проведения ТРС, руб

К_трс – Количество ТРС
До внедрения оборудования:

Скв₆₃ З_трс=260000*2=520000 руб.

Скв₄₅₅ З_трс=260000*3=780000 руб.

Скв₄₇₇ З_трс=260000*4=1040000 руб.
После внедрения оборудования:

Скв₆₃ З_трс=260000*1=260000 руб.

Скв₄₅₅ З_трс=260000*1=260000 руб.

Скв₄₇₇ З_трс=260000*1=260000 руб.
5. Определяем годовые затраты на проведение промывок и ТРС по формуле 5:

---

З_общ=З_пр+З_трс
Где З_общ - годовые затраты на проведение промыок и ТРС, в руб.

З_пр – затраты на проведение промывок, руб.

З_трс – затраты на проведение ТРС, руб.
До внедрения оборудования:

Скв₆₃ З_общ=57920+520000=577920 руб.

Скв₄₅₅ З_общ=92229+780000=872229 руб.

Скв₄₇₇ З_общ=121189+1040000=1661189 руб.
После внедрения оборудования:

Скв₆₃ З_общ=28960+260000=288960 руб.

Скв₄₅₅ З_общ=28960+260000=288960 руб.

Скв₄₇₇ З_общ=28960+260000=288960 руб.
6. Определяем годовую добычу нефти по формуле 6:
Q_год=Q_н*n*0.95
Где Q_год – годовая добыча нефти. т.

Q_н – дебит нефти, т/сут

n-количество суток в году

0,95 – коэффициент эксплуатации скважин
Скв₆₃ Q_год=10,6*365*0,95=3675,55 т.

Скв₄₅₅ Q_год=8,9*365*0,95= 3086,75 т.

Скв₄₇₇ Q_год=1,5*365*0,95=520,125 т.
7. Определяем условные затраты на работу э\нергетиков при внедрении АСЛН-1 по формуле 7:
З_э=Ц_э+К_м

Где З_э – затраты на энергетиков при внедрении АСЛН-1, руб.

Ц_э – цена 1 метра прокладываемого кабеля, руб.

К_э – условная протяженность кабеля, м.
Скв₆₃ З_э=500*120=600000 руб

Скв₄₅₅ З_э=500*120=600000 руб.

Скв₄₇₇ З_э=500*120=600000 руб.
8. Определяем затраты на внедрение АСЛН-1 по формуле 8:
З_вн=З_о+З_трс+З_э
Где З_вн – затраты на внедрение АСЛН-1, руб.

З_о – затраты на оборудование, руб.

З_трс – затраты на проведение ТРС, руб.

З_э – затраты на энергетиков, руб.
Скв₆₃ З_вн=570000+260000+600000=1430000 руб.

Скв₄₅₅ З_вн=570000+260000+600000=1430000 руб.

Скв₄₇₇ З_вн=570000+260000+600000=1430000 руб.
9. Определяем годовые затраты на электроэнергию АСЛН-1 по формуле 9:
З_э/э=Ц*П_э/э*n₁*n₂
Где З_э/э – затраты на электроэнергию АСЛН-1, руб.

Ц – цена за потребление электроэнергии 1 кВт/ч, руб.

П_э/э – потребление электроэнергии установки, кВт/ч

N₁ - количество часов в сутках

N₂ – количество суток в году
Скв₆₃ З_э/э=2,6*38,39*24*365=870370,64 руб.

Скв₄₅₅ З_э\э=2,6*55,6*24*365=1226345,6 руб.

Скв₄₇₇ З_э\э=2,6*54,18*24*365=1234003,68 руб.
10. Определяем годовой экономический эффект от внедрения АСЛН-1 по формуле 10:
Э= ( ( С₁-С₂ )*Q_год - Е_н*З_вн )-З_э\э
Где С₁, С₂ – себестоймость нефти до и после внедрения оборудования, руб.

Q_год – годовая добыча нефти

---