Вать-Еганское месторождение

Двигатель является первичным двигателем, вращающим насос. Электрические двигатели, используемые для работы насосов являются двухполюсными, трехфазными индукционными электродвигателями с короткозамкнутым ротором. Статор и ротор электродвигателя заключены в трубчатый корпус, изготовленный из углеродистой стали с головкой и основанием из углеродистой стали. Для чрезвычайно коррозийных условий корпуса электродвигателей, и основания делаютья из нержавеющей стали. Для менее тяжелых условий работы может обеспечить дополнительную защиту оборудования, выполненного из углеродистой стали, пламенным нанесением антикоррозионного покрытия на внешние поверхности полностью собранных секций. Для изготовления всех подшипниковых гильз и шайб применяется высококачественнал бронза. Валы электродвигателей изготавливаются из высокопрочной легированной стали 4130 и имеют каналы, способствующие поступлению масла ко всем внутренним подшипникам.Двигатели имеют относительно постоянную частоту вращения 2917 об/мин при частоте 50 Гц. Двигатели заполнены минеральным маслом высокой очистки, создающим необходимую диэлектрическую проницаемость, смазку для подшипников и хорошую теплопроводность. Упорный подшипник несет нагрузку, создаваемую ротором двигателя. Масло, не проводящее электричество, смазывает подшипники двигателя и передает тепло, образуещееся внутри двигателя на корпус двигателя. От корпуса двигателя тепло, в свою очередь, отводится скважинной жидкостью, которая обтекает двигатель снаружи, поэтому двигатель насосной установки никогда не следует располагать ниже точки входа жидкости, если не используется средство для обтекания жидкости вокруг двигателя. На рисунке 4.3 показаны составные части стандартного двигателя.

Уплотнительная секция выполняет четыре основные функции:

- соединяет всасывающую секцию с двигателем путем соединения ведущего вала двигателя с валом насоса.

- в ней размещается упорный подшипник насоса.

- изолирует двигатель от проникновения жидкости из скважины, одновременно обеспечивая выравнивание давлений между заполненной маслом установкой и скважинной жидкостью.

- обеспечивает объем для расширения масла внутри устройства, возникающего в результате воздействия тепла, выделяемого при работе двигателя.

На рисунке 4.4. показаны составные части лабиринтной уплотнительной секции. Входной модуль выполняет функцию впускного коллектора, подающего скважинную жидкость во входное отверстие рабочего колеса. В зависимости от условий в скважине входной модуль может быть выполнен в виде простого переходника с входными отверстиями или в виде газосепаратора. При высоком газовом факторе и при низком давлении в забое скважинная жидкость может содержать значительное количество свободного газа, который может оказывать неблагоприятное воздействие на работу насоса. В таких случаях входной модуль заменяется газосепаратором. Газосепаратор сконструирован для того, чтобы удалять свободный газ из скважинной жидкости перед тем, как она входит в насос. Принцип работы нашего газосепаратора основан на отделении частиц различной плотности под воздействием центробежных сил. В этой конструкции с помощью стального ротора создается вращающееся поле центробежной силы. Когда скважинная жидкость (состоящая из свободного газа и жидкости) прзходит через стальной ротор, она подвергается воздействию центробежных сил. Жидкость, обладающая высокой плотностью, оттесняется к периферии разделителя потока, тогда как газ собирается вокруг центра. Газ выходит через отверстия для газа в за грубное пространство, а оставшаяся жидкость входит во входное отверстие рабочего колеса через отверстие для жидкости. Вращающийся газосепаратор содержит антиабразивные радиально-стабилизирующие подшипники, которые долговечнее обычных стальных подшипников и обеспечивает повышенную стабильность вала. Вращающимися узел сделан из нержавеющей стали и динамически сбапансирован. Это позволяет проводить более строгий контроль готового изделия, чем возможно при применении деталей старой конструкции из литой стали. Эти конструктивные элементы, как выяснилось, способствуют увеличению срока службы оборудования во всех скважинных условиях за счет уменьшения вибрации. Вращающийся газосепаратор является частью нашей радиально-стабилизированной насосной системы.

При содержании газа более 25% по объему применяются ротационные газосепараторы.

На рисунке 4.5. показаны компоненты типичного ротационного газосепаратора.

Стандартные шкафы управления защищены от воздействия погоды, исполняются различных размеров и поставляются со всеми принадлежностями.

Более простые содержат магнитные пускатели с кнопочным управлением и защитой от перегрузок. [ 4 ]

3.3 Методика подбора УЭЦН

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышнности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов ГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) - на долю УПЦЭН ходится примерно половина всей добываемой в отрасли жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора (номинальный дебит) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

Известно множество различных методик подбора погружных электроцентробежных установок как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют применения специальных компьютерных програм.

Излагаемый ниже экспресс - метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы УЭЦН на различных месторождениях России и успешно применяется в ООО СП “ВАТОЙЛ”.

В основу метода подбора положены следующие экспериментально установленные факты:

1. Эффективность работы насоса определяется давлением у приема насоса и коэффициентом сепарации свободного газа у приема, то есть количеством свободного газа, попадающего в насос.

2. Реальные характеристики насосов могут существенно отличаться от паспортных .

3. Для нефтяных месторождений России давления на выходе из насоса Рвых определяются по соответствующим кривым распределения давления в подьемнике (рис. 3.6 - для группы месторождений). Представленные экспериментальные кривые распределения давления справедливы при дебитах от 23 до 475 т/сут для диаыетров подъемников 0,048 и 0,060 м при обводненности продукции 0 - 1.

Экспериментальные кривые распределения давления (см. рис.3.6) приведены к давлению на усгье скважины, равному нулю. При пюбом устьевом давлении давление на выходе из насоса находится так, как это показано на рис. 6 для следующих условий: Р = 1,5 МПа, глубина спуска насоса Нн= 855 м, обводненность продукции В = 0,2. На оси давлений откладывают давление Ру = 1,5 МПа и проводят линию до пересечения с кривой 3, соответствующей обводненности В = 0,2, получая глубину Н =395 м. К этой глубине прибавляют глубину спуска насоса 855 м и получают глубину 1250 м. Из данной глубины лроводят линию до пересечения с кривой 3 и получают давление на выкиде насоса Рвых= 7,25 МПа.

Рассмотрим каждый из пунктов в отдельности:

-Расчет оптимального, допускаемого и предельного довления на приеме УЭЦН.

Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в сткачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи).

Многочисленные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, реальные (фактические) характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик без присутствия свободного газа, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Ропт (насос работает в первой области).

Вторая область работы УЭЦН характеризуется увеличением количества газа на приеме, вследствие чего реальные характеристики отклоняются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допускаемым давлением на приеме Рдоп.

Третья область работы УЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса становится равным 0. Давление, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на приеме Рпред.

Ниже приведены эмпирические зависимости для расчета Ропт, Рдоп, Рпред, справедливые при (нд/ нп) < 3. Если отношение вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре к вязкости пластовой нефти превышает 3, то требуются специальные исследования для корректировки нижеприведенных зависимостей.

Оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при В < 0,6

Ропт.= нд/нп* Рнас.*(0,325 - 0,316 В) ;

при В > 0,6

Ропт.= нд/нп* Рнас.*(6,97 В - 4,5 В2 - 2,43)

где В - объемная обводненность продукции, доли единицы.

Для оценки допускаемого давления на приеме УЭЦН можно использовать следующие формулы:

при В < 0,6

Рдоп.= нд/нп* Рнас.*(0,198 - 0,18В);

при В > 0,6

Рдоп.= нд/нп* Рнас.*(2,62В - 1,75 В2 - 0,85).

Предельное давление на приеме во всей области 0 < B < 1 можно рассчитать по следующей зависимости:

Рдоп.= нд/нп* Рнас.*(0,125 - 0,115В);

Так как вязкость дегазированной нефти нд. дается в справочной литературе при t= 20 C, а при вычислении нд./ нп. ее необходимо подставлять при t пл., то для расчета нд. при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой: l

g t. = lg 20 (lg 50/ lg 20) в степени (t-20)/30

где t.- относительная динамическая вязкость нефти при температуре t ; 50, 20 - относительные динамические вязкости дегазированной нефти при температурах соответственно 20 и 50 С. При температуре 20 С вязкость воды в = 1 мПа*с.

Рассмотрим расчет коэффициента сепарации свободного газа у приема погружного оборудования. Под коэффициентом сепарации свободного газа понимается отношение объема газа, уходящего в затрубное пространство, к общему объему свободного газа у приема погружного оборудования. Таким образом, сепарация снижает объем свободного газа, поступающего в насос или башмак подъемника, что необходимо учитывать при дальнейшем рассмотрении работы как насоса, так и подъемника.

На основании теоретических и экспериментальных исследований получены следующие расчетные формулы для коэффициента сепарации .

Для башмака фонтанного лифта

ф = о / [ 1 + 0,7 qж / (wо Fэк) ]

для приема скважинного штангового насоса

ш = о / [ 1 + 1,05 qж / (wо Fэк) ]

для приема центробежного электронасоса

ц = 1 / [ 1 + 0,75 qж / (wо fз) ]

где о - коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи

о = 1 - (dнар/Dэк)2

dнар - наружний диаметр НКТ,м; Dэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; qж - объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м3/с ; wо - отностительная скорость газовых пузырьков, м3/с. Относительная скорость газовых пузырьков зависит от обводненности продукции: при В < 0,5 w0 = 0,02 м/с; при В>0,5 w0 = 0,17 м/с; Fэк - площадь поперечного сечения эксплуатационной колоны, м2; f3 - площадь кольцевого зазара между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м2

f3 = (D2эк - d2н) / 4,

dн - диаметр погружного насоса, м.

Рассмотрим как корректируется паспортная харрактеристика.

Практика широкого применения УЭЦН для эксплуатации скважин выявила некоторое несоответствие реальной стендовой характеристики (при испытании насоса на пресной воде) ее паспортной характеристике (при испытании насоса также на пресной воде). Как правило, стендовая (реальная) характеристика располагается несколько ниже паспортной. Характеристикой центробежного насоса называется совокупность графических зависиыостей напора Н, потребляемой мощности N и КПД от подачи Q. В технической и справочной литературе для каждого типоразмера УЦЭН имеются паспортные характеристики.

При подборе УЭЦН для эксплуатации скважин необходимо предварительно скорректировать паспортную характеристику для получения реальной характеристики насоса. Реальную характеристику можно получить после проведения стендовых испытаний каждого насоса при работе его на пресной воде. Однако на практике этот путь не всегда легко осуществим по целому ряду объективных причин. В этих случаях реальную характеристику можно определять, используя паспортную.

Суть расчетного метода заключается в следующем.

1. Для данного насоса выбирают ряд значений подач Q1, Q2. Q3, Q4, и т.д., часть из которых находится слева, а часть - справа от оптимальной подачи данного насоса Qопт (оптимальнвя подача соответствует максимальному значению КПД - макс).

2. Для выбранных подач с паспортной характеристики этого насоса вычисляют соответствующие им напоры Н1, Н2, Н3, Н4, и т.д., а также КПД 1, 2, 3, 4, и т.д.

3. При соответствующих подачах Q1, Q2. Q3, Q4, и т.д. расчитывают снижение напора Н по формуле

Н = 0,92Нопт / (3.9 + 0,023 Qопт),

где Нопт, Qопт, - соответственно паспортные напор и подача на оптимальном режиме работы насоса.

4. Рассчитывают реальные напор Н' и КПД ` для принятых подач Q1, Q2. Q3, Q4, и т.д. по следующим формулам:

Hi = Hi - Н;

`i = i (1 - Н/ Hi).

По вычесленным значениям Hi и `i строят реальные характеристики Qi - Hi и Qi - `i . Мощностная характеристика Q - N остается без изменений.

Для примера рассмотрим задачу. Скорректировать паспортную характеристику насоса ЭЦН5А-360-600, основные паспортные параметры которого при работе на оптимальном режиме следующие: Qопт = 360 м3/сут; Нопт = 570 м.; опт = 0,59.

Решение. По паспортное характеристике данного насоса находим основные параметры для подач: 100, 200, 300, 400 и 500 м3/сут и представлям их ниже.

Подача Q, м3/сут	100	200	300	400	500
Напор Н, м	820	747	643	485	195
КПД	0,21	0,4	0,54	0,59	0,35

Расчитываем Н:

Н = 0,92 * 570 / (3,9 + 0,023 * 360) = 43,05 м.

Вычисляем соответственно Hi и `i, а результаты представляем ниже.

Подача Q, м3/сут	100	200	300	400	500
Напор Н, м	777	704	600	442	152
КПД	0,199	0,377	0,504	0,537	0,273

По приведенным выше данным построены паспортная и реальная характеристики данного насоса (рис. 3.7.). Таким образом, в дальнейших расчетах необходимо пользоваться реальной характеристикой (пунктирные линии на рис. 3.7.).

Суть метода подбора УЭЦН заключается в построении гидродинамической характеристики скважины и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения характеризуют совместные режимы работы скважины и насоса.

Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная работа пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) Н = f (Q). Дальнейшее изложение справедливо для прямолинейной индикаторной линии скважины, записываем:

Рзаб = Рпл - Q / Кпр,

где Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/ (сут*МПа) ; Q - дебит скважины, равный подаче насоса, м3/ сут.

Давление на приеме насоса

Рпн = Рзаб - (Lс - Нн) ж g .

где ж - плотность жидкости в интервале от забоя скважины до приема насоса, кг/м3;

Принимая давление на приеме насоса оптимальным Ропт получаем

Нн = Lс + (106 (Ропт + Q / Кпр - Рпл)) / ж g .

Таким образом, по данной формуле для заданного дебита Q и определенного давления Ропт вычисляется глубина спуска насоса Нн. Затем по соответствующим кривым рис.3.6. в зависимости от обводненности и устьевого давления определяется давление на выкиде насоса Рвых при заданной подаче Q.

Давление Рн, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, расчитывается по формуле

Рн - Рвых - Ропт .

При необходимости пересчета давления Рн в напор, выражение записывается в следующем виде

Н = 106 (Рвых - Ропт) / (ж g),

Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующиеНн, Рвых, Рн (Н) и строят графическую зависимость Рн (Н) = f (Q), которая совмещается с реальными характеристиками УЭЦН. Точки пересечения характеризуют возможные совместные (согласованные) режимы работы системы.

После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой установок УЭЦН определяется полный комплект установки УЭЦН.

Рассмотрим для примера задачу. Рассчитать гидродинамическую характеристику скважины № 5514 Вать-Еганского месторождения, выбрать типоразмер УЭЦН и глубину его спуска для следующих условий:

глубина скважины Lс - 2050 м; пластовое давление Рпл = 19,2 МПа; коэффициент продуктивности Кпр = 31 м3/ (сут*МПа); объемная обводненность В = 0,25; плотность воды в = 1170 кг/м3; давление на устье Ру = 0,5 МПа; диаметр эксплуатационной колонны Dэк = 0,168 м.

Максимально возможный дебит скважины ограничен условием:

Рзаб = 0,75 Рнас ., где Рнас = 9,9 Мпа

Вычисляем минимально возможное забойное давление:

Рзаб min = 0,75 * 9,9 =7,425 Мпа.

Максимально возможный дебит скважины Qmax = 31 (19,2 - 7,425) = 365 м3/сут .

Задаемся следующими значениями дебитов (подач) :Q1 = 200 м3/сут; Q2 = 300м3/сут ; Q3 = 400 м3/сут .

Оптимальное давление у приема насоса для данного месторождения при В= 0,25 Ропт = 5,24 Мпа . Оно было расчитано по вышеприведенным формулам.

Вычисляем глубины спуска насоса для заданных подач, предварительно рассчитывая плотность ж. Средняя плотность нефти ср.н = (829 + 869) / 2 = 849 кг/м3 .

Средняя плотность жидкости ж = 849 + (1170 - 849) 0,25 = 930 кг/м3 .

Глубина спуска насоса при Q1 = 200 м3/сут

Нн1 = 2050 + ((5,24 + 200/31 - 19,2) 106) / 930*9,81 = 1227 м;

при Q2 = 300 м3/сут

Нн2 = 2050 + ((5,24 + 300/31 - 19,2) 106) / 930*9,81 = 1581 м;

при Q3 = 400 м3/сут

Нн3 = 2050 + ((5,24 + 400/31 - 19,2) 106) / 930*9,81 = 1934 м;

Для каждой глубины спуска насоса находим по рис.3.6. давления на выкиде насоса Рвых1, Рвых2, Рвых3, (при Ру = 0,5 Мпа; В = 0,25), интерполируя на обводненность В = 0,25 : Рвых1 = 8,75 МПа; Рвых2 = 11,75 МПа; Рвых3 = 14,8 Мпа (для нахождения Рвых2, Рвых3 проводится экстраполяция экспериментальных кривых).

Рассчитываем потребное давление

Рн1 = 8,75 - 5,24 = 3,51 МПа;

Рн2 = 11,75 - 5,24 = 6,51 Мпа;

Рн3 = 14,8 - 5,24 = 9,56 Мпа.

Вычисляем потребные напоры (принимая ж = 930 кг/м3)

Н1 = 3,51 * 106 / (930 * 9,81) = 385 м;

Н2 = 6,51 * 106 / (930 * 9,81) = 713,5 м;

Н3 = 9,56 * 106 / (930 * 9,81) = 1048 м .

По результам расчета строим зависимости Н = f (Q), которая представлена на рис. 3.8. (линия 1). На этот же рисунок нанесены реальные характеристики насосов: ЭЦН5А-360-600 (линия 2), 1ЭЦН5А-360-700 (линия 3) и 1ЭЦН6-500-750 (линия 4). Соответствующие точки пересечения гидродинамической характеристики с реальными характеристиками насосав составляют: Q = 273 м3/сут (ЭЦН5А-360-600); Q = 322 м3/сут (1ЭЦН5А-360-700); Q = 333 м3/сут (1ЭЦН6-500-750).

В данном случае максимально возможный дебит скважины не может быть обеспечен установками УЭЦН. Наиболее близкий дебит (Q = 333 м3/сут) может быть обеспечен насосм 1 ЭЦН6-500-700. При отсутствии этого насоса скважину можно эксплуатировать и насосм ЭЦН5А-360-700 с дебитом 322 м3/сут.

Рассчитаем глубину спуска насоса 1ЭЦН6-500-750:

Нн = 2050 + ((5,24 + 333/31 - 19,2) 106) / 930*9,81 = 1697 м.

Если скважина будет эксплуатироваться насосом 1ЭЦН5А-360-700, то глубина его спуска будет равнятся

Нн = 2050 + ((5,24 + 322/31 - 19,2) 106) / 930*9,81 = 1697 м.

В соответствии с технической характеристикой УЭЦН выбираем : для насоса 1ЭЦН5А-360-700 - погружной электродвигатель ПЭД45-117; для насоса 1ЭЦН6-500-750 - погружной двигатель ПЭД100-123.

Наконец следует проверить поперечные габариты установок и соответствие их размерам скважины.

4. Экономическая часть

4.1 Оценка эффективности применения импортных ЭЦН

Для расчета экономической эффективности рассмотрим два варианта:

1. Эксплуатация скважин частично оборудованных ЭЦН импортного производства (32 скважины);

Эксплуатация тех же скважин, но с заменой 50 комплектов отечественных ЭЦН на импортные.

Осуществление замены отечественных ЭЦН на импортные дает дополнительный отбор жидкости из скважины за счет сокращения простоев во время ремонта, а также существенно уменьшает количество самих ремонтов скважин, а следовательно и затрат на проведение этих ремонтов, что повлечет за собой снижение себестоимости и увеличение прибыли.

Расчеты сводятся к определению экономического эффекта. Неизменным условием при проведении расчетов является постоянное количество комплектов ЭЦН (160), кроме того исключена возможность дополнительной их замены на новые, а также то, что все ЭЦН эксплуатируются на скважинах действующего фонда.

Для проведения мероприятий по внедрению импортных ЭЦН необходимо задействовать бригаду подземного ремонта скважин для проведения подъема, монтажа и спуска оборудования.

Целесообразность проведения тех или иных мероприятий в нефтедобыче определяется превышением позитивного влияния (технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий) над негативным (ресурсы и затраты, требующиеся для реализации мероприятия НТП).

Эt = Pt - Зt,

где Эt - экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период t;

Рt - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за период t;

Зt - стоимостная оценка затрат на осуществления мероприятия НТП за период t.

Для таких технико-экономических показателей, как объем продукции, прибыль, позитивное влияние связано с увеличением уровня показателей.

Для показателей материало- и энергоемкости, трудоемкости, фондоемкости, себестоимости продукции улучшение показателей трактуется как снижение их уровня.

В любом случае функция целесообразности, эффективности проведения мероприятия НТП (научно- технический прогресс) можно рассматривать, как максимизацию улучшения технико-экономического показателя.

Рассмотрим сначала влияние на ТЭП через технологические эффекты.

Условно все проводимые мероприятия можно подразделить на две группы:

1. Мероприятия, связанные с увеличением объемов углеводородного сырья.

2. Мероприятия, направленные на экономию производственных и финансовых ресурсов.

В нефтегазодобыче увеличение объемов производства может быть достигнуто: за счет увеличения дебита скважин (Qq), за счет увеличения действующего фонда скважин (Qn) и за счет увеличения времени работы скважин (Qt). В общем виде дополнительная добыча нефти и газа за счет повышения научно-технического уровня производства может быть определена по формуле:

Qдоб = Qq + Qn + Qt,

В нашем случае извлечение дополнительных объемов нефти будет производиться за счет увеличения времени работы скважин (Qt), что обусловлено увеличением межремонтного периода скважин, так как на установках ЭЦН зарубежного производства один ремонт приходится на два года. Расчет дополнительно извлекаемых объемов нефти приведен в таблице 4.1. Из расчета видно, что в течение пяти лет после замены ЭЦН будет дополнительно добыто 67 570 тонн нефти.

Следовательно,

Qt = 67 570,

Увеличение извлекаемой нефти реализуется в показателе валовой добычи нефти следующим образом:

Qвал = Qдоб = 67 570,

где Qвал - увеличение валовой добычи нефти, тонн,

Мероприятия по замене отечественных ЭЦН на импортные относятся к позитивным мероприятиям, поскольку технологическим эффектом является увеличение объемов нефти и газа. Данные мероприятия обуславливают повышение эффективности использования ресурсов через увеличение производственного результата:

1. Посредством снижения материалоемкости на 0.05 руб./т

Ме = См х ((1/Q1 + Q) - 1/Q1),

где Ме - изменение материалоемкости производства, руб./т;

Q1 - объем добычи до проведения мероприятия НТП, т;

Q - изменение объема добычи нефти, т;

См - стоимость материалов, руб.

Ме = 150 542 х ((1/14 325 375 + 67 570) - 1/14 325 375) = -0.05

2. Посредством повышения производительности труда на 103.9 т/чел

Пт = Q/r,

Пт = 67 570/650 = 103.9

где Пт - изменение производительности труда, т/чел;

r - среднесписочная численность ППП, чел.

3. Посредством увеличения фондоотдачи на 0.00009 т/руб.

Фо = Q/Ф,

где Фо - изменение фондоотдачи, т/руб.;

Ф. - среднегодовая стоимость основных производственных фондов, руб.

Фо = 67 570 / 750 423 000 = 0,00009 т/руб.

Влияние данного показателя на себестоимость продукции обусловлено экономией условно-постоянных затрат (без амортизации):

Зуп(уд) = Зуп х (1/Q1 - 1/(Q1 + Q)),

где Зуп(уд) - удельные условно-постоянные затраты, руб./т;

Зуп - условно-постоянные затраты на добычу нефти, руб.

Зуп(уд) = 1 259 554 000 х (1/14 325 375 - 1/(14 325 375 + 67 570)) = 1,00

Расчет величины условно-постоянных затрат приведен в таблице 4.2.

Экономия условно-постоянных затрат определяет с одной стороны снижение себестоимости (С), а с другой - увеличение удельной прибыли (Пуд):

Зуп(уд) = С = Пуд,

1.0 = 1.00 =1.00.

Увеличение объема добычи нефти оказывает двоякое влияние на абсолютную величину прибыли от реализации: во-первых, через прибыль удельную, и, во-вторых, через количество реализованной нефти:

Прреал = Qреал х (Пр(уд)1 + Пр(уд) = Qреал х (Ц - С1 - С),

где Прреал - дополнительная прибыль от реализации продукции, руб;

Qреал - дополнительно реализованная продукция, тонн;

Пр(уд)1 - удельная прибыль до проведения мероприятия НТП, руб/т;

Ц - цена реализации нефти, руб/т;

С1 - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т.

Прреал = 67 185 х (637 - 219 - 1) = 28 016 145

Поскольку увеличится прибыли от реализации продукции, соответственно увеличится и чистая прибыль предприятия (Пр(чист)):

Пр(чист) = Прреал - Н,

где Н - изменение величины налогов из прибыли, руб.

Пр(чист) = 28 016 145 - 8 911 = 28 007 234

Мероприятия НТП (научно-технического прогресса), технологическими эффектами которых являются экономия ресурсов и затрат, оказывают позитивное влияние на технико-экономические показатели предприятия через уменьшение затрат на производство.

Как уже отмечалось выше, замена ЭЦН является мероприятием по модернизации технологического оборудования. Технологический эффект от проведения данного мероприятия связан с экономией ресурсов за счет уменьшения количества ремонтов, а следовательно текущих затрат на проведение этих ремонтов. Расчет текущих затрат на проведение ремонтов приведен в таблице 4.3. Экономия за счет уменьшения количества ремонтов составит 19 400 529 рублей, а потерянная выгода в виде недобытых объемов нефти - 43 019 тыс. руб. (таблица 4.4). Эта экономия была учтена нами при расчете себестоимости товарной продукции в таблице 4.6.

Проведение мероприятий НТП требует определения затрат на основные производственные фонды при внедрении новой техники. Затраты на закупку оборудования составят 30 596 188 рублей (стоимость ЭЦН приведена в таблице 4.8).

Затраты на дополнительную добычу нефти будут выражены через дополнительное потребление электроэнергии:

Э = (n х Т х Кn х q) - (n1 х Т х Кn х q1),

где Э - дополнительные затраты на электроэнергию, руб;

n - количество дней в периоде, дней;

Т - тариф за электроэнергию, руб;

Кn - потребляемая электроэнергия, кВт;

q - количество оборудования после замены, шт.;

q1 - количество оборудования до замены, шт.

Эотеч = (1780 х 0,09 х 2160 х 78) - (1780 х 0,09 х 2160 х 125) = -16 263 504;

Эимп = (1810 х 0,09 х 2160 х 82) - (1810 х 0,09 х 2160 х 32) = 17 593 200;

Э = -16 263 504 + 17 593 200 = 1 329 696.

Затраты на внедрение оборудования бригадой ПРС составят (руб.):

ЗПРС = 50 х Сбр/час х Ч,

где Сбр/час - стоимость 1 бр/часа ПРС, руб.;

Ч - время на замену ЭЦН, час.

ЗПРС = 50 х 1200 х 62,

ЗПРС = 3 720 000.

Расчет экономического эффекта приведен в таблице 4.11. Из расчета видно, что экономический эффект от замены ЭЦН будет достигнут в размере 5 166 тыс. руб.

Рассмотрев негативное, вызванное затратами, и позитивное, вызванное эффектами, влияние мероприятия по замене отечественных установок ЭЦН импортными можно сделать вывод о том, что использование ЭЦН зарубежного производства является с экономической точки зрения выгодным мероприятием, обеспечивающим увеличение извлекаемых объемов нефти.

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Состояние атмосферного воздуха

Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются в атмосферу предприятием и определяются состоянием углеводородов, входящих в состав нефти и газа.

Источники выбросов токсинов делятся на организованные и неорганизованные.

Первые выбрасываются через дымовые, вентиляционные трубы с определением размеров и позволяют расчитать объем вредных веществ, а также применить очистные или улавливающие устройства, снижающие величину вредных выбросов. Неорганизованнные выбросы происходят из-за негерметичности технологического оборудования при сборе, подготовке и транспортировке нефти. Основными вредными веществами являются углеводороды, сажа, окись азота, оксиды углерода и сернистый ангидрид. Фоновые концентрации токсичных веществ нашего предприятия представлены в экологическом паспорте и томе предельно-допустимых выбросов (ПДВ) вредных веществ в атмосферу.

Анализ атмосферного воздуха производится специалистами отдела экологии Управления научно-исследовательских работ (УНИР), имеющие лицензию на проведение подобных работ.

Исследования атмосферного воздуха рабочей зоны производили на базе “Сарина” (ремонтный и сварочные цеха) и на ДНС-3 (в котельной, насосной УПСВ и от факела-50м и 200м). Результаты исследования представлены в протоколах.

Источником загрязнения атмосферного воздуха является автомобиольный транспорт, насчитывающий 83 единицы. Из них 67 ед. на базе “Сарина”, остальные в городской черте. [ 8 ]

5.2 Состояние поверхностных пресных вод

Западная граница территории СП “Ватойл” проходит по р.Айко-Еган, длиной 14 км., вост.границы -отдельно оз.Касымлор, Ай-Еганлор и Нюрым-лор.

Основными источниками загрязнения поверхностных пресных вод р.Айка-Еган и трех озер являются пластовые воды добываемые попутно с нефтью, сточные воды, нефтепродукты и химреагенты, продукты негерметичности скважин.

Источники загрязнения делятся на организованные и неорганизованные.

В первом случае- это сточные воды без очистки или после очистки в канализационной системе, во-втором трубопроводы систем нефтесбора и водоводов, шламовые амбары, скважины на кустах. Организованные источники позволяют расчитать количество загрязняющих веществ,поступающих в водоемы, а неорганизованные, как правило происходят за счет технологических потерь нефти, сбросов отработанных и пластовых вод и учету обычно не подлежат.

При бурении скважин источниками загрязнения окружающей среды является буровой шлам, буровые сточные воды и буровой отработанный раствор с высоким содержанием бикарбонатов,хлоридов, кальция, магния, фенолов.

Показателем загрязнения пресных вод служит наличие в воде нефти и нефтепродуктов.

Отбор проб поверхностных вод на нефтепромысле СП “Ватойл” пересматривается ежегодно и имеет пять точек контроля. В таблице 5.1. показан график отбора проб поверхностных вод на нефтепромысле. На содержание нефтепродуктов и хлоридов анализ прововится ежемесячно, а полный анализ инградиентов-1 раз в квартал.

Схема расположения пунктов отбора проб представлена на рисунке 5.1.[ 8 ]

5.3 Состояние питьевых подземных вод

Исследования питьевой воды на базе “Сарина “ СП “Ватойл” проводятся сотрудниками Когалымского центра санэпидемнадзора ежегодно на соответствие ГОСТ 2874-82 “Вода питьевая”.

Проверяется содержание в воде:

хлоридов -6,0 мг/дм3

сульфатов -10,0 мг/дм3

железа -4,5 (о,3) мг/дм3

фтора -0,022 мг/дм3

марганца -0.0029 мг/дм3

меди отсутствует

За исключением железа, все остальные инградиенты находятся в пределах нормы.

Куртамышский горизонт (ВХУ-81048 60/КАР\Объ\-1488 (4) связан с аллювиальными, озерно-аллювиальными и озерно-ледниковыми отложениями с нижним водоупором глины журавской свиты. Для хозяйственно- питьевых нужд СП “Ватойл” в среднем ежегодно потребляется 45-47 тыс.м3 воды Куртамышского горизонта с глубины 90-100м четырьмя артезианскими скважинами.

Примечание- ежегодно Сургутским территориальным комитетом водного хозяйства выдается “Разрешение на специальное водопользование”.[ 8 ]

5.4 Характеристика источников выделения выбросов вредных веществ в атмосферу

Уровень загрязнения атмосферного воздуха инградиентами выбрасываемых источников, расположенными на территории Вать-Еганского месторождения СП “Ватойл”, ведутся на основании данных первичного учета расчетным методом в соответствии с нормативными документами (том ПДВ, экологический паспорт предприятия).

Характеристика выбросов загрязняющих веществ дана для основных источников выделений по каждой площадке для : факелов низкого, высокого давления, нагревателей, насосов, отстойников, резервуаров и другого технологического оборудования; промысловых скважин и замерного оборудования; автотранспорта и тракторной техники, находящихся на территории базы их хранения и в зоне обслуживания; для цехов и участков обслуживания.

Выброс в атмосферу происходит в основном от сжигания газа на факелах, через дыхательный клапан резервуара, фланцевые соединения сепараторов, сальниковые уплотнения насосов, запорную арматуру трубопроводов. В атмосферу выделяется: диоксид азота, оксид углерода, сернистый ангедрид, сажа, углеводороды (по бензину), метан.

Высокая степень герметичности нефтепромыслового оборудования обеспечивает минимальные потери нефти.

По характеру местонахождения и эксплуатации СП «Ватойл» различаются следующие источники загрязняющих веществ:

Факельное устройство - сжигание газа производится только в залповом режиме. Организованный выброс загрязняющего вещества через ствол - трубу.

Котельная. Организованный выброс загрязняющего вещества через дымовую трубу.

Насосный блок - на ДНС - 3 ЦНС 300/360 - 2шт. И ЦНС 300/300 - 2шт.(резервные).Организованный выброс загрязняющих веществ через воздуховод. Источник точечного типа.

Резервуар РВС - 5000 м3 - 1шт. Неорганизованный выброс загрязняющего вещества. Источник площадного типа.

Печи ПТБ-10 - 2шт. Организованный выброс загрязняющего вещества через дымовую трубу. Источник точечного типа.

Площадка сепараторов - на ДНС-3 - 6 шт. Газосепаратор - 2 шт. Неорганизованные выбросы загрязняющих веществ. Источник площадного типа.

Свеча рассеивания. Организованный выброс загрязняющих веществ через стояк. Источник точечного типа.

Передвижные источники, оказывающие влияние на содержание загрязняющих веществ

в пределах района обслуживания автотранспортом и строительно-дорожными машинамипредприятия: г. Когалым и район. Хранятся на двух закрытых стоянках, расположенных на базе «Сарина». Организованный выброс загрязняющего вещества точечного типа через вентиляционныю трубу. Пример расчетов выброса загрязняющих веществ от скважин и от свечи рассеивания приводятся ниже.[ 9 ]

5.5 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин СП «Ватойл»

Масса выбросов вредных веществ на кустах (Мкс) вследствие неплотности фланцевых соединений на добывающих скважинах и сепараторах замерных устройств, а также испарения нефти из дренажной емкости определяются:

Мскв.= 325 * Nскв. * 10-4 * 4/Ко * (Р * V)0.8 * Nсеп. * 10 -3 + Мgе, кт/час

где: Nскв.- число скважин на одном кусту, шт.

Nсеп.- число сепараторов на кусту, шт;

Р - абсолютное давление в сепараторе замерной установки, Р=15 кг/см2;

V - объем сепаратора замерной установки, V=0.89 м3;

Мgе - масса выбросов вредных веществ из дренажной емкости, Mge= 0.001 кг/час;

Ко - коэффициент, зависящий от средней температуры кипения жидкости и средней температуры в емкости (325 - для добывающих скважин ЭЦН, для ШГН необходимо взять коэффициент 234.)

Пример расчета для куста 307:

Количество ЭЦН = 8, количество сепараторов = 1 шт.

Мкс = 325*8*10-4+4/1,24*(15*0,89)0,8*1*10-3+0,001= 0,287 кг/ч = 0,08 г/сек = 2,523 т/год

Количество ШГН = 2, количество сепараторов = 1 шт.

Мкс = 234*2*10-4+4/1,24*(15*0,89)0,8*1*10-3+0,001= 0,073 кг/ч = 0,02 г/сек = 0,631 т/год

5.6 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания

Через свечу рассеивания удаляются растворители в виде газообразных углеводородов (метан).

Расчет производился по формуле:

Пмет = 0,0416*Qb*Вгв*Ргв, кг/час

где Qb - объем сеноманской воды, м3/сут

Qb = 3281 тыс м3/год = 8989 м3/сут (по данным предприятия)

Вгв - выделение газа, растворенного в воде м3/м3;

Ргв - плотность газа кг/м3 (данные предприятия)

Время работы - 8760 часов в год.

Пмет = 0,0416*8989*1*0,778 = 290,927 кг/час = 2548,52 т/год = 80,813 г/сек

В целом по СП “Ватойл” выброшено в атмосферу следующие вещества:

1.Твердые: сажа, оксид железа, оксид марганца, оксид хрома, фториды, соединения свинца, пыль резины, сварочная аэрозоль.

2. Газообразные и жидкие: оксид углерода, сернистый ангидрид, диоксид азота, углеводороды (без летучих органических соединений), углеводороды (предельные) метан, керосин.

3. Прочие газообразные и жидкие: фтористый водород.

4. Летучие органические соединения: углеводороды (бензин- нефтяной малосернистый), метанол и др.[ 9 ]

5.7 Оценка воздействия буровых работ на окружающую среду

Экологическая безопасность процесса строительства скважин на участке СП «Ватойл»

Вать-Еганского месторождения должна обеспечиваться:

- применением малоотходной технологии бурения;

- применением малоопасных химических реагентов и материалов для приготовления, обработки и очистки бурового и тампонажного растворов;

- организационным сбором всех видов отходов, их локализацией в строго отведенном месте и соответствующей переработкой;

- очисткой загрязненных стоков (буровых сточных вод) и жидкой фазы отработанного бурового раствора до нормативного уровня с использованием центрифуги и блока химического усиления центрифуги;

- применением замкнутой системы водоснабжения, позволяющей использовать очищенную фазу ОБР и БСВ в системе оборотного водоснабжения буровой для технологических целей;

- накоплением шлама в шламонакопителе (с гидроизоляцией стенок и дна) с последующим захоронением в специально отведенном месте вне территорий водоохранных зон;

- закачкой очищенных сточных вод и очищенных жидких отходов (водной фазы бурового раствора) в нефтесборный коллектор;

- утилизацией скважинной жидкости пластового флюида при отработке скважины на стадии ее освоения в специальные металлические емкости и нефтесборные сети;

- предупреждением загрязнения и замазученности буровой площадки;

- организованным сбором и утилизацией хозбытовых отходов;

- выполнением мероприятий по охране подземных вод (включая пресные воды) и недр;

- выполнением мероприятий по рекультивации земельных участков (кустовых площадок);

- малым количеством выбросов вредных веществ в атмосферу при производстве вышкомонтажных и буровых работ;

- организацией локального экологического мониторинга окружающей природной среды.

Производство буровых работ при условии выполнения предусмотренных рабочим проектом природоохранных мероприятий не должно оказывать негативного воздействия на окружающую природную среду, в частности, не должно приводить к нарушениям (изменениям) атмосферы, качества поверхностных и подземных вод, почв и состояния недр.[ 7 ]

5.8 Мероприятия по герметизации поверхностных нефтепромысловых сооружений

1. Обеспечить защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов систем нефтесбора и ППД ингибиторами коррозии и бактерицидами.

2. В системе ППД желательно использовать полиэтиленовые армированые трубы, коррозийностойкие или с эпоксидным покрытием.

3. Использовать насосы и запорно-регулирующую арматуру в антикоррозийном исполнении.

4. Обеспечить герметичность насосного оборудования на ДНС и КНС и других установках.

5 .Не допускать потерь химреагентов при использовании их в технологическом процессе, при хранении и транспортировке.

6. Обваловка кустов,резервуаров,очистных сооружений должна быть в пределах нормы

7. Технологические блоки ГЗУ, ДНС, КНС размещать на бетонированных площадках с гидроизолированными бордюрами, сливными колодцами и ограждениями, с последующим утилизированием ливневых стоков.

8.При бурении скважины производить утилизацию нефти и пластовых вод, а также при ремонтных работах на скважинах, трубопроводах и резервуарах с использованием герметичных емкостей и поддонов.[ 8 ]

5.9 Мероприятия по герметизации подземных нефтяных сооружений

1. Обеспечить обязательный подъем цемента за кондуктором и эксплутационной колонной до устья во всех вновь бурящихся скважинах независимо от их назначения.

2. Провести доподъем цемента за кондуктором и эксплутационной колонной в старом фонде скважин при выявлении заколонных перетоков жидкости в санитарно-защитной зоне.

6. Безопасность в чрезвычайных ситуациях

6.1 Обязанность должностных лиц при ликвидации аварий

Ответственным руководителем работ по ликвидации аварии в масштабе цеха ДНС-3 является директор нефтепромысла:

В его обязанности входит:

1. Определиться с обстановкой на месте аварии

2. Организовать штаб по ликвидации аварии

3. Определить способ устранения аварии

4. Применить способ к прекращению утечки нефти

Заместитель директора нефтепромысла обязан:

1. Определить количество разлитой нефти

2. Определить характеристику трассы трубопровода:

глубина залегания

площадь загрязнения

попадание нефти в водоемы

наличие вблизи рек, дорог, водоемов

3. Организовать бригады из слесарей, операторов и др.специалистов, обученных действовать в аварийной ситуации.

4. Обеспечить, по возможности, нормальный технологический процесс.

5. Назначает ответственное лицо для ведения оперативного журнала по ликвидации аварии.

6. По окончании аварии дает разрешение на восстановительно-ремонтные работы.

Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси.

6.2 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

По причине присутствия газа в подтоварной воде при ППР являются взрывы.

Для определения параметров ударной волны при взрыве смеси применим формулу

R1 = 17, 5 * (Q)1/3, (м)

Рф1 =1700 Кпа

R2 = 1,7 R, (м)

Pф2= 1300 (R1)3 + 50, (Кпа)

r1

= r3 при 2 Рфз = 700 , Кпа

R1 3(1+29,8 3 -1)1/2

Rспл = 30 (Q)1/3, (м)

где Q - количество газа

R1 - радиус 1 зоны

R2 - радиус 2 зоны

r2 - расстояние от эпицентра взрыва до пункта предприятия во 2 зоне

rз - расстояние от эпицентра взрыва до 3 зоны

Рф1 - избыточное давление во фронте детонационной волны в 1 зоне

Рф2, Рфз - избыточное давление во фронте ударной волны у здания, во 2 или 3 зоне

Rспл- радиус смертельного поражения людей.

Присутствие газа 91 м3 r3 = 150 м

R1 = 17,5*(91)1/3 =17,5* 4,5 = 7,9 м.

Рф1 = 1700 Кпа

R2 = 1,7 * 79 = 134 м

Рф2= (79/100)1/3 + 50 = 690 Кпа

= 150 = 1,9

79

< 2 Рф3 = 700 . = 40 КПа

3((1 + 29,8 * 1,9)1/2 -1)

Основные выводы и рекомендации

Вать-Еганское месторождение представлено продуктивными пластами В1 и В2.

1. В настоящее время ведется разработка скважин Куртамышского горизонта.

2.Аварийность нефтесборных коллекторов и водоводов наблюдается в пределах 1-2 порыва/год.

3.При бурении скважин применяется безамбарный метод с повторным использованием буровых сточных вод и отработанного бурового раствора.

4.При защите т/п систем нефтесбора и водоводов от коррозии применяются ингибитор “Кемеликс-1116” и “Кемеликс-1117”. Скорость коррозиии на нефтесборе снизилось на 0,006 мм/год . Защитный эффект составил -78%.

5.С применением ингибиторов коррозии срок эксплуатации увеличивается на 5-7 лет.

Экономический эффект в среднем в год составляет 640 млн/руб. от одного порыва. (в ценах 1997г.)

Список использованных источников

1. Технико - экономические обоснование создания совместного предприятия «Ватойл» по разработке Вать-Еганского месторождения; т. 1, т. 2. Калгари, Москва, Нижневартовск, 1993г.

2. Документы геологического отдела, 1997- 1998 гг.

3. Разработка нефтяных месторождений, теория и практика. Лысенко В.Д. - М.: Недра, 1996г.

4. Руководство по техобслуживанию электрических погружных насосов. Компания Н-Эс-Пи Инкорпорейтед.

5. Расчеты в добыче нефти . Мищенко И.Т. - М.: Недра, 1989г.

6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Гиматудинов Ш.К. - М.: Недра, 1989г.

7. Регламент производства буровых работ по экологически малоопасной технологии бурения скважин на участке СП «Ватойл» Вать-Еганского месторождения, Нижневартовск-Когалым, 1997г.

8. Экологический паспорт ООО СП «Ватойл», Уфа, 1996г.

9. Проект нормативов допустимых выбросов ООО СП «Ватойл», Уфа, 1996 г.

Размещено на Allbest.ru

...