Месторождение нефти Королевское Жылыойского района Атырауской области Республики Казахстан

При оборудовании устья скважины самоуплотняющимся тройником-сальником операции по разборке устьевого оборудования значительно упрощаются. Выкидную линию не отсоединяют от тройника-сальника и его не вывинчивают из муфты патрубка планшайбы. Для подъема штанг с плунжером или вставного насоса нужно отвинтить только головку тройника-сальника и приподнять элеватором сальниковый шток, так чтобы показалась переводная муфта. 110( эту муфту устанавливают злеватор и сажают на него колонну штанг. Затем отвинчивают сальниковый шток я снимают головку тройника-- сальника с корпусом сальника. Отвинченный сальниковый шток и корпус сальника укладывают на мостки, ввинчивают в тройник специальный фланец и приступают к подъему насосных штанг.

4.2 Спец. часть

4.2.1 ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней.

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду -- как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата.

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

4.2.2 ПРОМЫВКА СКВАЖИН ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них.

Промывочное устройство ПУ-1 (рис. ) состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

4.2.3 ПРЯМАЯ ПРОМЫВКА ВОДОЙ

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т. е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

4.2.4 ОБРАТНАЯ ПРОМЫВКА ВОДОЙ

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин (рис. ). Он состоит из корпуса 8, изготовленного из металлического патрубка, к которому приварен отвод 9 для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен конус 7, заклинивающий резиновое уплотнение 6. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка 1 с ручками 2 для зажатия резинового уплотнения и для посадки на нее колонны промывочных труб с элеватором при наращивании очередной трубы. Шпилька 4, шайба о и кольцо 3 вместе с резиновым уплотнением изготавливаются как одно целое в специальной прессформе.

В нижней части корпуса имеется фланец 10, с помощью которого сальник крепится на устье скважины.

Сальник для обратной промывки скважин действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

4.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

4.3.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ ПРОМЫВОЧНОГО УСТРОЙСТВА В ГЛУБИННОНАСОСНЫХ СКВАЖИНАХ

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом.

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача 1. Определить глубину установки промывочного устройства в глубиннонасосной скважине глубиной 1800 м, которая выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 1785-1755 м. Глубина уровня пробки 1730 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.

Решение. Определим длину l3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного устройства, по формуле:

l3=l2+ml1, (1)

где l2-расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т.е. глубина зумпфа, м; т-коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3-5, принимаем m=4); l1 - длина фильтра, м.

Тогда в формуле (1) в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4l1). Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30 м.

l1=H1-H2 (2)

где H1, H2 -- глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.

Подставляя данные в формулу (2), имеем:

l1=1785--1755=30 м.

Длина зумпфа скважины:

l2=H-H1 (3)

где Н -- глубина скважины, м.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), будем иметь:

l2=1800--1785=15 м.

Тогда по формуле (1) получим:

l3=15+4(1785--1755) = 135 м.

После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле:

l=H3-l0 (4)

где H3 -- глубина верхнего уровня пробки, м; l0 -- минимальное расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (l0=15--20 м, принимаем l0=15 м). Тогда

l=1730--15=1715 м.

Задача 2. По условиям предыдущей задачи определить глубину установки ПУ-1, если в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм выше отверстий фильтра имеется дефект на глубине 1505 м.

Решение. Определим длину промывочных труб, спускаемых в скважину до присоединения к ним промывочного устройства:

l3=(H-H4)+l0' (5)

где Н4 -- глубина местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне, м; l0'-- расстояние от ПУ-1 до дефекта колонны, обеспечивающее безопасное ведение работ по промывке скважины от пробки, м (l0'=20-25 м, принимаем l0' =20 м). Тогда по формуле (5) будем иметь:

l3= (1800--1505) + 20 = 315 м.

Определим общую длину труб, спускаемых в скважину перед началом промывки:

l3= (1800--1505) + 20=315 м.

Технологический расчет

Задача 3. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки. Определить: 1) давление на выкиде насоса; 2) давление на забое скважины; 3) необходимую мощность двигателя; 4) время на промывку скважины для удаления пробки и 5) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=1800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, д=0,45 мм; глубина фильтра скважины 1785-1755 м; уровень песчаной пробки равен 1730 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Х Х200.

В таблице 1.1 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100X200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия з=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Прямая промывка водой

Решение.

1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

(1)

где л -- коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); dB -- внутренний диаметр промывочных труб, мм; vH -скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

По графику 1, или по таблице 2 путем интерполирования находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача VH

на I 3,8 дм3/с l,26 м/с

II 5,6 дм3/с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм3/с 2,78 м/с

IV 12,9 дм3/с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм ... 48 60 73 89 102 114

л …… 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:

(2)

где ц -- коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1 --1,2, принимаем ц=1,2; л - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (Dв=150 мм) и 73 мм (dH=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых л=0,034; dH--наружный диаметр промывочных труб; vв -- скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (определяем по графику 2).

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Х200 по графику 2 находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v'в=0,28; v''в =0,41; v'''в =0,62; vIVв=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

3) Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К. А. Апресова:

(3)

где т - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см2); l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f -- площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см2); рп - плотность зерен песка (рп=2600 кг/м3); рж - плотность промывочной жидкости - воды (рж=1000 кг/м3); Vкр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером д=0,45 мм равна 4,90 см/с; Vв - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), находим потери напора h3 при работе установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

4) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 5 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе:

на I скорости (h4+h5)I=7,2 м;

на II скорости (h4+h5)II =15 м;

на III скорости (h4+h5)III=31,8 м;

на IV скорости (h4+h5)IV=128 м.

5) Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле (1) находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

(4)

где - сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем давление на забое скважины при работе установки:

(5)

где Н -- глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу (5), получим давление на забое скважины:

8) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле

(6)

где за - общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным за = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:

Из расчета видно, что так как насосная установка УН1Т-100Х200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

9) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

(7)

Подставляя данные в формулу (7), получим K установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

10) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

(8)

Подставляя фактические данные в формулу (8), получим значения скоростей подъема:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

11) Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле:

(9)

Итак, продолжительность подъема песка:

12) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

(10)

где Q - подача агрегата, дм3/с; f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см2); F --площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см2).

Подставляя эти данные в формулу (10), получим значения Р:

Обратная промывка водой

1) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

(1)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:

(2)

где vв - скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока vH при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по таблице 2 и по графику 1. Подставляя данные в формулу (2), получим значение h2 при работе агрегата:

3) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см2. Следовательно, имеем следующие значения h3 при работе агрегата:

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h4+h5=0

4) Определяем потери напора h6 на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:

h6I=2,28 м

h6II=4,92м

h6III=11,11м

h6IV=26,23м

5) Определяем давление на выкиде насоса по формуле (4) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на забое скважины по формуле (5) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле (6):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

8) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (7):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

9) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (8) при работе агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

10) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (9):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

11) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f - 135 см2):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке. А коэффициент использования максимальной мощности установки при этом достигает- %,при прямой, он равен-%.

4.4 Расчет РНМ

4.4.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Периметр расчетного контура Рр = 38000 м;

Площадь в расчетном контуре Sн = 46•106 м2;

Эффективная толщина в контуре h = 19 м;

Глубина скважины Н = 2170 м;

Проницаемость к = 0,6•10-12 м2;

Вязкость нефти µн = 18•103 Па•с;

Вязкость пластовой воды µв = 4,5•103 Па•с;

Радиус скважины rс = 1,3•10-3 м;

Пористость m = 0,4;

Коэффициент нефтенасыщения в = 0,58;

Коэффициент нефтеотдачи з = 0,8;

Пересчетный коэффициент в = 1,4 м3/т;

Пластовое давление Рпл = 21,1 МПа;

Давление насыщения Рнас = 14,6 МПа;

Эффективно действующий газовый фактор Gэф = 94 м3/т.

4.4.2 СХЕМАТИЗАЦИЯ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ

Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.

Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то месторождение моделируется полосой.

Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного контура):

(2.3)

Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия равенства площадей (запасов):

Sн= р(rн2 - rц2), (2.4)

откуда

(2.5)

4.4.3 РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ ВАРИАНТОВ

Как было указано, радиус расчетного контура равен 6051 м, радиус последнего ряда равен 4686 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает конец этапа.

Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда

, (2.6)

где rц - радиус последнего ряда, rц = r3 = 4686 м.

На рисунке 2.1 для заданного с3 и числа рядов, равного трем, получим

,

Тогда

r2= 6051•0,850 = 5143 м,

r1= 6051•0,925 = 5597 м.

По этому же графику находим

Откуда

2 lg rн - lg л1 - lg lg rн/rc = 3,8

lg л1=2 lg rн - lg lg rн/rc -3,8

lg л1 =2 lg 6051 - lg lg -3,8

lg л1=2,8.

Находим значения ,

Окончательно принимается: r1 =5597 м; r2 =5143 м; r3 =4686 м.

Зная величины lgл/rc2, и число рядов, работающих одновременно, находим на рисунке 2.2 расстояние между скважинами в ряду. Соединяя точки, соответствующие значениям 0,16; 0,18; 0,20 на оси с точкой 6,3 на оси lgл/rc2, найдем 2у на каждом ряду для трех вариантов разработки и все значения /rc сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Значения /rc для трех рядов трех вариантов разработки

/rc	І вариант	ІІ вариант	ІІІ вариант
1 ряд	4,1104	5,7105	8,2105
2 ряд	3,4104	5,0105	7,8105
3 ряд	2,8104	4,8105	6,9105

Откуда находим значения 2, таблица 2.2.

Таблица 2.2 - Расстояние между скважинами

2, м	I вариант	II вариант	III вариант
1 ряд	112,0	201	298
2 ряд	105,4	195	246
3 ряд	87,00	171	222

Найдем число скважин в рядах ni=2ri/2i, значения которых сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Число скважин в рядах

n	I вариант	II вариант	III вариант
1 ряд	313	160	98
2 ряд	333	166	120
3 ряд	404	189	133

Рисунок 2.1 - Расчетная диаграмма расположения рядов скважин

Рисунок 2.2 - Номограмма для определения расстояний между скважинами

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Обоснование нормативов капитальных вложений, эксплуатационных затрат, налоговой системы и цен, принятых для расчетов экономических показателей

Капитальные вложения по вариантам разработки месторождения Королев определены по следующим направлениям: скважины; новые объекты; техобслуживание; прочие. Все цифры в долларах являются приближенными на основе имеющихся в распоряжении данных и предположений.

Данные для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат представлены ТШО.

Капитальные затраты в скважины включают затраты: на буровую установку 72500 долларов в сутки плюс затраты на заканчивание скважин 9,45 млн. долларов включая: выкидные линии, подключение к ГЗУ и интенсификации притока без бурового станка. Для вариантов по заводнению затраты на заканчивание скважин включают дополнительные расходы в сумме 1,8 млн. долларов для установки хромированных НКТ. Кроме того, 4 млн. долларов необходимо для переоборудования добывающих скважин в нагнетательные по закачке воды.

Расчетное время продолжительности бурения 90 дней на одну скважину. По нагнетательным скважинам общие затраты составят 17,8 миллионов долларов, включая заканчивание строительства и подключение к ГЗУ.

Капитальные вложения в скважины определены исходя из объема бурения скважин по годам и вариантам.

Капитальные вложения на новые объекты определены с учетом расширения производства и затрат в объекты для закачки воды и газа. Краткое изложение изучения потребности в капитальных вложениях для 4 вариантов разработки следующее: естественный режим-5,6 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Закачка газа-4,3 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Заводнение-7,4 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн.т. в год, в том числе 1,5 млрд. долларов для обустройства по заводнению (снабжение, транспортировка, обработка и закачка). Примечание: вышеперечисленные расходы по вариантам не включают расширение производства к концу деятельности месторождения в сумме 1,6 млрд. долларов. Расчеты капитальных вложений выполнены с учетом инфляции, темпы инфляции 2%.

Средства на техобслуживание существующих объектов составляют около 70 миллионов долларов США в год для КТЛ1 и КТЛ2, и НИТКИ 5.

По мере снижения темпов производства ниже 10 миллионов тонн в год, средства на обслуживание определяются умножением 70 миллионов долларов на коэффициент текущего производства по отношению к объему добычи 12,4 млн. тонн в год. Как только основной объем добычи снижается ниже 1 млн. тонн в год, расходы на техобслуживание не начисляются. Средства на ежегодное техобслуживание нового оборудования и объектов рассчитываются с учетом 2% инфляции от текущих инвестиций до окончания срока действия договора СП(2032). По окончании срока действия договора, средства на обслуживание снижаются на 1% ежегодно от текущих инвестиций.

Внедрение средств на техобслуживание нового оборудования прекращается на момент, когда суммарные накопленные средства на обслуживание достигнут 25% от первоначальных инвестиций.

В экономические показатели проекта включены капитальные вложения на оборудование компримирования газа. Компрессор устанавливается на входе перерабатывающего оборудования для снижения давление на выходе завода, используя 2-х ступенчатый процесс оптимизации работы коллектора к концу эксплуатационного периода. Снижение давления на устье непосредственно увеличит продуктивность скважин.

Расчет эксплуатационных расходов выполнен на основе данных ТШО.

Эксплуатационные расходы подразделяются на фиксированные и переменные, связанные с производственными мощностями завода продуктивности скважин. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

Текущие фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования и объектов составляют 191 миллионов долларов ежегодно. В состав фиксированных расходов также включаются общеадминистративные расходы ТШО на обеспечение рабочих кадров компании, договорные услуги, обучение персонала, расходы на содержание офиса объектов жил городка в Атырау. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение расходов в зависимости от фактической производительности КТЛ и НИТКИ.

5.2 Методология описания снижения издержек производства приведена в следующей таблице

Фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования
Производительность КТЛ и НИТКИ	Годовые расходы
1. свыше 6 млн. тонн в год	191 млн. долларов США
2. менее 6 млн. тонн в год	75% от 191 млн. долларов США
3. менее 3 млн. тонн в год	50% от 191 млн. долларов США

Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химикалии и другие расходы на материалы, которые зависят от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. В расчетах принята их следующая величина - 6,44 долл./т.

Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание, связанное с восстановительным и капитальным ремонтом нагнетательных и добывающих скважин.

Капитальный ремонт добывающих скважин планируется проводить ориентировочно каждые 6 лет. Его стоимость равна 1,5 млн. долларов. Капитальный ремонт нагнетательных скважин планируется проводить каждые 4 года, стоимостью порядка 2 миллионов долларов.

Как и для существующего оборудования и объектов эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь, фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти и газа оборудование по переработке серы. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

По эксплуатации нефтяного оборудования фиксированные расходы определяются исходя из мощностей и показателя 3,5 долларов на тонну.

Годовые переменные расходы на химикаты и другие расходные материалы определяются исходя из норматива 3,4 долларов на тонну и объема добываемой нефти.

Годовые фиксированные расходы по газовому оборудованию определяются умножением производственной мощности оборудования по закачке газа на издержки в размере 8,6 долларов/1000 мі закачиваемого газа.

Для вариантов с закачкой воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее подготовка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для существующих эксплуатационных расходов.

Дополнительные эксплуатационные расходы, включая электроэнергию и воду по вариантам по заводнению, составляют в среднем 42 миллионов долларов в год.

Удельные издержки на электроэнергию и расходы на приобретение воды составляют 30 долларов/тыс. квт час и 0,25 долларов/баррель воды. Варианты по заводнению также включают расходы на установку хромированных НКТ на 60 существующих скважинах, как только будет введено заводнение. Расходы на капремонт при замене труб составят 4 млн. долларов.

Для расчета амортизационных отчислений применен метод расчета с шагом 5-лет. Норма амортизации 20% ежегодно.

Капитальные вложения, включая общеадминистративные расходы, попадают под начисление амортизации с момента ввода в эксплуатацию скважин, оборудования и объектов.

В соответствии с Соглашением между ТШО и Республикой Казахстан, РК выплачиваются следующие налоги: роялти; подоходные налоги; налог на проценты; налог на доход; прочие налоги. В добавлении к ним Республика Казахстан получит 100% денежного потока средств после окончания срока Соглашения о СП в 2032 г.

Ставка роялти принята равной 18%. Ставка поднимается до 25% при условии, когда накопленная норма прибыли компании Шеврон Тексако достигает 17%.

Ставка налога на доход принята в размере 15% при распределении дохода партнеров ТШО.

Ставка подоходного налога - 30%.

Налог на ссудный процент - 20%.

Кроме этого в расчетах учтены отчисления в социальные фонды РК в размере 36% от фонда зарплаты национальных кадров ТШО.

Базовая ставка налога на имущество равна 8 миллионам долларов на 2002 год с последующим ростом при введении в эксплуатацию фондов.

В основу расчета экономических показателей эффективности разработки заложены прогнозные долгосрочные цены на нефть сорта "бренд", полученные от компании "Пурвин и Герц", являющейся международной консалтинговой компанией. Принятые в прогнозе темпы инфляции равны 2% от текущих цен.

Экономические показатели проекта были рассчитаны на основе долговременных продаж газа на региональном рынке Кульсары.

Трубопровод КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) является основным магистральным транспортом для перекачки нефти, что позволило определить долговременный прогноз тарифов трубопровода КТК.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

1. Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».

Сост = , (1.1)

Агод = , (1.2)

где Na - норма годовых амортизационных отчислений, %;

Сост - остаточная стоимость оборудования;

Сп - первоначальная стоимость оборудования;

Та - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

Агод = , (1.3)

где Сск - стоимость станка-качалки;

Снкт - стоимость колонны НКТ;

Сшт - стоимость колонны штанг;

Сскв - стоимость скважины;

Na - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

Сост = тенге.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Стоимость двухступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг - С, массы одного погонного метра - q и их длины - l:

Сшт = С1 l1 q1 + С2 l2 q2 , (1.4)

Сшт1 = 84500 • 316 • 2,35 / 1000 + 91000 • 574 • 3,14 / 1000 = 226764,46 тг.

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ - С, массы одного погонного метра - q и глубины спуска насоса - L:

Снкт = С q L, (1.5)

Снкт1 = 91000 • 4500 • 9,5 / 1000 = 3 890 250 тенге.

Сск1 = 9100000 тенге.

Агод1=

тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки стоимость оборудования рассчитывается по тем же формулам:

Сшт2 = 58500 • 216 • 2,35 / 1000 + 67600 • 474 • 3,14 / 1000 = 130307,74 тенге.

Снкт2 = 65000 • 4000 • 9,5 / 1000 = 2 470 000 тенге.

Сск2 = 2730000 тенге.

Агод2 = тг.

2. Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 7000 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ПТП работает повременной форме оплаты труда.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ПТП

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ1= 7000 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 6 = 14 727 768,3 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ2 = 7000 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 4 = 9 818 512,2 тенге.

3. Отчисления от ФОТ

Представляют 31% от ФОТ.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,31 •14727768,3 = 4 565 608,17 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,31 • 9818512,2 = 3 043 738,78 тенге.

4. Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

Зэл = Q • Эуд • Цэ , (1.6)

где Q - количество нефти в тоннах;

Эуд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт•ч;

Цэ - цена одного кВт •ч

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл1 = 1,6 • 70 • 5,2 = 582,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл2 = 1,6 • 45 • 5,2 = 374,4 тенге.

5. Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

Зпп = Q • (Цпод + Цпер), (1.7)

где (Цпод + Цпер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

Зпп = 1,6 • (520 + 455) = 1 560 тенге.

6. Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

Зппд = Qв • Цз • Энв (1.8)

где Qв - объем закачиваемой воды, т/сут

Цз - цена закачки 1 м3 воды, тг

Энв - норма расхода электроэнергии на закачку 1 м3 воды 23 кВт/ч

Зппд = 4,8 • 25 • 23 = 2 760 тенге.

7. Прочие отчисления

Составляют 25% от ФОТ

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,25 • 14727768,3 = 3 681 942,075 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,25 • 9818512,2 = 2 454 628,05 тенге.

8. Затраты на ремонт оборудования рассчитываются по формуле:

Зрем = , (1.9)

где КВ - капитальные вложения (ОПФ);

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зрем2 = тенге.

9. Общие цеховые затраты определяются как 0,2 от суммы всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зцех1 = (6 973 849,57 + 14 727 768,3 + 4 565 608,17 + 582,4 + 1 560 + 2 760 + + 3 681 942,075 + 1 618 246,188) • 0,2 = 6 313 966,7 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зцех2 = (6 111 709,25 + 9 818 512,2 + 3 043 738,78 + 374,4 + 1 560 + 276 + + 2 454 628,05 + 1 535 387,677) • 0,2 = 4 593 237,22 тенге.

10. Общие годовые затраты определяются как сумма всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Згод1 = 6 973 849,57 + 14 727 768,3 + 4 565 608,17 + 582,4 + 1 560 + 2 760 + + 3 681 942,075 +1 618 246,188 + 6 258 292,7 = 37 828 125,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Згод2 = 6 111 709,25 + 9 818 512,2 + 3 043 738,78 + 374,4 + 1 560 + 276 + + 2 454 628,05 +1 535 387,677 + 4 555 629,0 = 27 521 815,4 тенге.

11. Удельная себестоимость 1 т нефти определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

С1 = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

С2 = тенге.

12. Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С1 - С2) • Q2 (1.10)

где С1 - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С2 и Q2 - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (5179,3 - 3770,2) • 7250 = 10 215 975 тенге.

Таблица 2.1 - Основные технико-экономические показатели до и после промывки скважины

Показатели	До промывки скважины	После промывки скважины
Объем добычи по скважине, т/сут	1,6	1,6
Амортизационные отчисления, тг.	6695480,57	5923668,15
Фонд оплаты труда (ФОТ), тг.	14727768,3	9818512,2
Энергетические затраты, тг.	582,4	374,4
Затраты на подготовку и перекачку нефти, тг.	1560	1560
Затраты на ППД, тг.	276	276
Прочие отчисления, тг.	3681942,075	2454628,05
Затраты на ремонт оборудования, тг.	1618246,188	1535387,677
Общие цеховые затраты, тг.	6258292,7	4555629,0
Общие годовые затраты, тг.	37549756,4	27333774,3
Удельная себестоимость 1 т. нефти, тг.	5179,3	3770,2
Годовой экономический эффект, тыс. тг.	10215,9

Размещено на Allbest.ru

...