Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

3.4 Анализ причин отказов глубинного оборудования, МРП, наработки на отказ.

Анализируя межремонтный период по гистограмме 3.15, можно сделать вывод, что наибольший межремонтный период работы оборудования зафиксирован в 2012 году и составил 808 суток. Наименьший МРП наблюдался в 2014 году и составил 779суток. В 2013 году средний МРП составил 802 суток.

Анализируя наработку на отказ добывающих скважин по гистограмме 3.16, можно сделать вывод, что наибольшая наработка на отказ добывающего оборудования зафиксирована в 2012 году и составила776 суток. Наименьшая наработка на отказ наблюдалась в 2014 году и составила 706 суток. В 2013 году средняя наработка на отказ составила 728 суток.

Как видно из круговой диаграммы 3.17, самыми распространенными причинами отказов являются:снижение изоляции кабеля- 38% и отложения парафина - 29% отказов. Второй по распространенности тип отказа –износ рабочих органов и заклинка насоса на которые приходится по 28% отказов .На отказы, связанные с негерметичностью НКТ приходится 7%.

5. 
   Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН и методы борьбы с ними.
   

Осложнения при эксплуатации скважин Богатыревского месторождения могут быть вызваны отложениями солей в связи с высокой обводненностью продукции (пласт ДI) и содержанием в продукции смол.

Для предупреждения и борьбы с возможными осложнениями при эксплуатации добывающих скважин необходимо предусмотреть комплекс мероприятий.

Главный источник выделения солей – вода, добываемая совместно с нефтью. Процесс солеотложения непосредственно связан со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями за счет изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и т.д.). Химический состав промысловых вод постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает многообразие и изменчивость во времени состава солевых отложений.

Химический состав неорганических отложений представлен в основном сульфатами и карбонатом кальция (ангидритом, гипсом, кальцитом), сульфатом бария (баритом), сульфатом стронция (целестином), окислами, карбонатами и сульфидом железа.

---

Существующие технологии позволяют проводить работы как по удалению солеотложения в скважине, так и по его предупреждению.

Основным методом борьбы с солеотложениями на сегодняшний день является применение ингибиторов солеотложения. Ингибирование производится следующими способами: задавкой ингибитора в пласт, подачей ингибитора в затрубное пространство через устьевые дозаторы (УДЭ), подачей ингибитора через специальные трубки на прием насоса и путем подвешивания под ПЭД контейнера с твердым ингибитором.

При правильном выборе ингибитора и соответствующей технологии его применения может быть обеспечено технологически полное предупреждение отложения неорганических солей на всем пути движения продукции скважин – от забоя до пунктов подготовки нефти и воды.

Для предотвращения отложения солей рекомендуется применять такие ингибиторы, как СНПХ-5311Т, Акватек-511М, СНПХ-5312, Реапон-101, СНПХ-5301М и др.

Подбор наиболее эффективного ингибитора и рабочих концентраций должен осуществляться на основе лабораторных исследований состава осадка и ингибирующей способности применительно к составу воды данного месторождения с последующими опытно-промышленными испытаниями.

В продукции скважин продуктивных пластов Богатыревского месторождения содержится до 8,8% смол и до 3,5% парафина.

Химические методы предупреждения и очистки оборудования – наиболее развитый и многообразный способ борьбы с АСПО. Заключаются в дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

В качестве ингибиторов парафиноотложения рекомендуется применение реагентов типа СНПХ-7920, СОНПАР и др., использование водного раствора МЛ-80 или растворителей АСПО, таких как ШФЛУ, «НЕФРАС», СНПХ - 7850. Самым эффективным является применение растворителей в сочетании с применением ингибиторов парафиноотложения таких, например, как ингибиторы комплексного воздействия СНПХ-7941, РАН-0 (АМ-7Р).

Также можно рекомендовать пропарку нефтепромыслового оборудования и прокачку горячей нефти через затрубное пространство. Промывка горячей нефтью и пропарка скважин осуществляется агрегатами АДПМ-4-150 и ППУА-1200/1000. Работы должны проводиться по графику, а при применении препарата МЛ-80 должны вестись согласно РД-39-1-1094-84. Также можно рекомендовать универсальные твердые ингибиторы АСПО серии ИКД, которые одновременно выполняют три функции:

---

предотвращают образование АСПО;

выполняют роль деэмульгатора, предотвращая образование дисперсных систем;

защищают оборудование от коррозии с эффективностью 60-80%.

Применение магнитных и электрических методов очистки НКТ от парафина наиболее современно. Однако магнитная очистка недостаточно эффективна, особенно когда в нефти кроме парафина содержится повышенное количество асфальтенов и смол. В результате после некоторого времени работы НКТ засоряются.

Наиболее перспективным способом очистки скважины от парафина является прямой электронагрев с использованием НКТ и обсадной колонны в качестве нагревательных элементов электрической цепи. Указанные элементы соединяются между собой специальным погружным контактом, опускаемым на глубину около 800м. В качестве электрической установки применяется источник напряжения (тока).

Для скважин, оборудованных УЭЦН, рациональным является спуск скребков переменного сечения лебёдкой, установленной на транспортной базе. Транспортной базой могут служить передвижные установки для спуска глубинных приборов в скважины.

На добывающих скважинах необходимо вести исследовательские работы по определению наличия посторонней воды в добываемой жидкости и в случае ее обнаружения проводить геофизические исследования по выявлению места притока и намечать технические мероприятия по изоляции нарушения эксплуатационной колонны. Для сохранения продуктивности скважин при глушении рекомендуется использовать жидкости глушения, облагороженные ПАВ, такие как сульфонол 0,2 -0,3 %, дисолван – 0,2 %, нефтенол.

Периодичность проведения работ по предотвращению влияния факторов, осложняющих эксплуатацию скважин, приведена в табл. 3.5..
Выводы

По состоянию на 01.02.2015г. общий фонд добывающих скважин пласта В1 Богатыревского месторождения составляет 10 единиц, причем все скважины эксплуатируются УЭЦН, поэтому в рамках анализа действующего добывающего фонда скважин были рассмотрены все действующие скважины месторождения, оборудованные УЭЦН.

К действующему фонду добывающих скважин на начало 2015 года относятся – 10 скважин. Все эксплуатируются с помощью ЭЦН. Доля бездействующих скважин составляет 0 или 0%..

Распределение фонда скважин по дебиту нефти показывает, что 5 скважин оборудованных ЭЦН имеют дебит по нефти в интервале 0 -5 т/сут , что составляет 50% добывающего фонда скважин. 4 скважины добывает продукцию с дебитом по нефти в интервале 5-15 т/сут, что составляет 40%добывающего фонда, 1 скважина работает с дебитом по нефти в интервале более 15 т/сут, что составляет 10% эксплуатационного фонда.

---

Распределение фонда скважин по дебиту жидкости показывает, что 2 скважины имеют дебит по жидкости не превышающий 20 м³/сут (20% добывающего фонда). скважины добывают жидкость в диапазоне 20 - 40 м³/сут (30% добывающего фонда), 1 скважина работает с дебитом по жидкости в диапазоне 40-60 м³/сут (10% эксплуатационного фонда), 4 скважины работают с дебитом жидкости более 60 м³/сут(40% эксплуатационного фонда).

Распределение фонда скважин по обводненности показывает, что. 1 скважина работает при обводненности продукции не превышающей 50% (10% добывающего фонда). 3 скважины добывают жидкость с обводненностью в диапазоне 50- 80% (30% добывающего фонда), 1 скважина работает при обводненности продукции 80 – 100% (60 % эксплуатационного фонда).

Анализируя наработку на отказ добывающих скважин по гистограмме 3.16, можно сделать вывод, что наибольшая наработка на отказ добывающего оборудования зафиксирована в 2012 году и составила776 суток. Наименьшая наработка на отказ наблюдалась в 2014 году и составила 706 суток. В 2013 году средняя наработка на отказ составила 728 суток.

Как видно из круговой диаграммы 3.17, самыми распространенными причинами отказов являются:снижение изоляции кабеля- 38% и отложения парафина - 29% отказов. Второй по распространенности тип отказа –износ рабочих органов и заклинка насоса на которые приходится по 28% отказов .На отказы, связанные с негерметичностью НКТ приходится 7%.

Анализируя межремонтный период по гистограмме 3.15, можно сделать вывод, что наибольший межремонтный период работы оборудования зафиксирован в 2012 году и составил 808 суток. Наименьший МРП наблюдался в 2014 году и составил 779суток. В 2013 году средний МРП составил 802 суток.

Ввиду того, что большинство скважин пласта В1 рассматриваемого месторождения эксплуатируются с помощью УЭЦН, проверим правильность выбора насоса для скв.№ 67, добывающей продукцию пласта В1, в которую спущен ЭЦН5-45-2400.

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 67 пласта B1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-45-2400, на рассчитанный насос ЭЦН5-60-2550.
4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия

В данном разделе проводится экономический расчет себестоимости нефти до и после проведения мероприятий рекомендованных в рамках анализа разработки пласта В1 Богатыревского месторождения ОАО «Самаранефтегаз». Цель обоснования заключается в установлении экономической целесообразности применения данных технологических мероприятий на Богатыревском месторождении. Сущность экономического обоснования состоит в расчете показателей экономического эффекта и оценке экономических результатов на основе анализа полной себестоимости товарной добычи 1 тонны нефти (до и после реализации технологического мероприятия) и годового прироста прибыли от снижения производственных издержек.

---

В данной работе оценивается полная себестоимость тонны нефти Богатыревского месторождения.

В качестве основной экономической предпосылки применяется величина годового экономического прироста на Богатыревском месторождении в результате реализации технологического мероприятия.

4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта

В качестве результирующего показателя, по которому производится оценка экономической целесообразности внедрения технологического мероприятия, используется величина годового прироста прибыли ( ) от снижения себестоимости добычи нефти на эксплуатационном объекте (ЭО).

Формула определения имеет следующий вид:

(4.1)

- отпускная цена 1 тн нефти, руб.;

- полная себестоимость товарной продукции на 1 тн нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия, руб.;

- полная себестоимость товарной продукции на 1 тн нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия, руб.;

- годовой объем добычи нефти на ЭО до реализации технологического мероприятия, тыс.тн.;

- годовой объем добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.тн.

Значение - определяется по формуле:

(2)

где - годовой прирост добычи нефти на ЭО в результате реализации технологического мероприятия, тыс.тн.

---