Обоснование перевода газлифтного на насосный способ эксплуатации скважин месторождения Монги

Основной недостаток открытых установок связан с тем, что забой скважины постоянно связан с полостью труб и затрубным пространством, что вызывает колебания динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и в связи с этим уменьшение дебита скважины и пульсирующую работу подъемника.

Полузакрытая установка отличается от открытой наличием пакера, изолирующего затрубное пространство от забоя и полости НКТ, предотвращающего влияние затрубного давления на забойное давление и дебит скважины. Закрытая установка дополнена по сравнений с полузакрытой обратным клапаном, размеренным на башмаке НКТ под пакером.

Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах, что имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе.

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура, устанавливаемая на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение герметизации устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

Рисунок 6 Схема оборудования газлифтных скважин I - клапан-регулятор; 2 - газлифтные клапаны; 3 - пакер; 4 - обратный клапан; 5 - разгрузочные газлифтные клапаны; 6 - камерный газлифтный клапан; 7 - подвесной ниппель для камерной трубы; 8 - разгрузочное отверстие или клапан

На рис 7 приведена схема наземного оборудования газлифтной скважины. На этой схеме кроме стационарного показано дополнительное оборудование для проведения подземных ремонтов с помощью канатного инструмента без остановки скважины.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7 Наземное оборудование газлифтной скважины: 1 - лубрикатор; 2- полиспаст; 3 - зажим; 4 - трехсекционный лубрикатор; 5 - телескопическая мачта; 6 - превентор; 7 - переводник; 8 - цепь крепления мачты; 9 - стяжной ключ; 10 - ролик с датчиком веса; 11 - приводкой агрегат

Подземное оборудование (рис. 8) включает в себя НКТ 4, скважинные камеры с газлифтными клапанами (пусковыми 2 и рабочими 3), верхний и нижний ниппели 5 и 7, гидравлический пакер 6, башмачную воронку 8. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан - отсекатель на глубине 100 - 150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.

Одним из основных элементов подземного оборудования являются скважинные камеры, служащие для установки газлифтных клапанов. В скважинные камеры газлифтных установок в процессе эксплуатации скважин фонтанным и затем газлифтным способами устанавливают глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны.

Рисунок 8 Подземное оборудование газлифтной скважины: 1 -скважинная камера; 2 - пусковой клапан; 3 - рабочий клапан; 4- НКТ; 5 и 7 -ниппели; 6 -- пакер; 8 - башмачная воронка

Классификация современных скважинных камер для газлифтной добычи нефти приведена на рисунке 9.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 9 Классификация скважинных камер

Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана, равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы - исследования, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования без извлечения колонны подъемных труб.

Наибольшее распространение получили скважинные камеры типа К представляющие сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ.

Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных газлифтных клапанов разнообразных конструкций.

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы:

- пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения;

- рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважины путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность;

- концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве виде клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.

2.6 Описание технологической схемы установки сепарации нефти на месторождении Монги

Рисунок 10 Установка сепарации нефти месторождения Монги

месторождение монги скважина газлифт

Вся продукция нефтяных скважин месторождения Монги по системе трубопроводов поступает на УСН Монги в горизонтальный сепаратор, в котором происходит отделение от нефти основной части попутного газа, нефть и вода с остающимся газом поступает в отстойный горизонтальный буллит ОБН - 3000 № 2, емкостью 200 м³, выполняющий функции сепаратора II ступени. Далее водонефтяная смесь через вертикальный сетчатый сепаратор ГС - 1600, в котором происходит окончательная дегазация, поступает в ОГ - 2000 - отстойник горизонтальный емкостью 200 м³. В ОГ - 2000 происходит гравитационное расслоение нефти и воды. Пластовая вода за счет избыточного давления в ОГ - 2000, отводтится с днища отстойника в РВС - 15000 (стальной резервуар, емкостью 5000 м³) БКНС Монги для последующей закачки в нефтяные пласты с целью ППД. Частично обезвоженная нефть поступает в ОБН - 3000 № 1, откуда центробежными насосами откачивается на УКПН Даги для дальнейшей подготовки. С целью последующего обезвоживания нефти, в поток откачиваемой нефти при помощи дозаторного насоса подается деэмульгатор.

Отделенный от продукции в горизонтальном сепараторе и ОБН - 3000 № 2 попутный газ, через узел учета подается на газокомпрессорную станцию, компримируется до 7,64 МПа и поступает в газлифтные скважины. Газ выделившийся из нефти в ГС - 1600 и ОБН - 3000 № 1 в связи с низким давлением сжигается на факеле.

2.7 Распределение рабочего агента

Для обеспечения нормальной работы при газлифтной эксплуатации в скважины должно непрерывно подаваться определенное количество рабочего агента. На промыслах для обеспечения и централизации управления скважинами сооружаются специальные газораспределительные будки.

На месторождении Монги газ подается от ГКС, по магистральной линии высокого давления на Установку Распределения газа с Локальной автоматикой (УРГЛ) в технический блок, где рабочий агент (газ) в общем коллекторе проходит через запорную задвижку с электроприводом, через сужающее устройство с быстросменной диафрагмой и через распределительный коллектор поступает в скважинные линии (рис.11).

В скважиной линии газ проходит через запорную задвижку, дальше через сужающее устройство с быстросъемной диафрагмой, через регулирующий вентиль и через задвижку или кран и поступает на скважину.

Рисунок 11 Схема распределения газа по скважинам: 1-газокомпрессорная станция, 2-блок технологии (УРГЛ), 3-блок автоматики (УРГЛ), 4-поступление рабочего агента на скважину

2.8 Недостатки газлифтной эксплуатации скважин

В настоящее время газлифту присущи следующие недостатки:

- большие объемы начальных капитальных вложений на обустройство месторождения;

- относительно низкий коэффициент полезного действия при малых дебитах скважин;

- ухудшаются показатели работы скважин при высоких значениях обводненности добываемой жидкости.

В нашей стране газлифт нашел широкое применение на промыслах Казахстана и Западной Сибири. Причиной задержки дальнейшего развития газлифта является отсутствие отечественного надежного оборудования, особенно для периодического газлифта.

2.9 Общая схема УЭЦН, преимущества и недостатки

В основе всех способов механизированной добычи нефти лежит ввод в поток продукции энергии от внешнего источника. В настоящее время для этой цели можно использовать практически все известные формы энергии: сжатого газа (газлифт), тепловую (термолифт), механическую (ШСНУ), электрическую, гидравлическую и пневматическую. Последние три способа подвода энергии используют при эксплуатации скважин бесштанговыми насосами. Усложнение требований к насосным установкам в связи с ростом глубин скважин, необходимостью достижения заданных дебитов, напоров и мощностей, появлением сильно искривленных скважин, а также вследствие разнообразных осложнений - высокой вязкости продукции, наличия песка, высокого газосодержания, отложения солей и парафина, смол - послужило основной для появления разнообразных установок бесштанговых насосов, основанных на использовании видов привода, не имеющих подвижных деталей в стволе скважины. В этих случаях к насосу подводится либо электрическая энергия по специальному кабелю, либо поток энергонесущей среды - жидкости, сжатого газа, теплоносителя по трубе.

Возникла необходимость создания принципиально нового насосного оборудования для механизированной добычи нефти. Работы по разработке электропогружных центробежных насосов велись у нас с 1940 г. Однако первые промышленные образцы этих насосов появились в России в 1950 г. Эти насосы принципиально отличаются как от штанговых, так и ЭЦН для водонагнетательных насосов. Они способны работать при значительной обводненности продукции скважин, в агрессивных средах (газ, соли, песок и др.).

В этих установках канал электропередачи обладает достаточно высокой надежностью, кривизна скважины не вызывает дополнительных потерь энергии, а повышение параметров энергопередачи позволяет передать насосу мощность, достигающую сотен киловатт, многократно превышающую возможность механических приводов.

Электропогружные центробежные насосные установки обладают и серьезными недостатками: существенное снижение эффективности их работы при откачке высоковязких жидкостей и водо-нефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании в продукции скважины свободного газа.

Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса приведена на рис.12.

Погружные центробежные электронасосы - это многоступенчатые насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Погружной центробежный электронасос (ПЦЭН) спускается в скважину под расчетный динамический уровень. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясами электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка УЭЦН (рис.12) включает маслонаполненный электродвигатель ПЭД 9; звено гидрозащиты или протектор 1; приемную сетку насоса для забора жидкости II; многоступенчатый центробежный насос ПЦНГ 2; НКТ 4; бронированный трехжильный кабель 3; пояски для крепления кабеля к НКТ 5; устьевую арматуру 6; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 3; трансформатор (автотрансформатор) 8; станцию управления с автоматикой 7 и конденсатор 10.

Насос, протектор, компенсатор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УЭЦН отличается малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов - обычного исполнения.

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 4 условные группы: 5, 5А, 6 и 6А, что означает номинальный диаметр обсадной колонны (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят, в свою очередь, от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 0,092 м средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе на воде), равен 3,86 м, а при внешнем диаметре 0,114 м средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 до 6,84 м.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Рис. 12 Установка погружного центробежного насоса 1 - гидрозащита; 2 - ПЦЦ; 3 - кабельная линия; 4 - НКТ; 5 - обсадная колонна; 6 - оборудование устьевое; 7 - станция управления; 8 - трансформатор; 9 - электродвигатель; 10 - компенсатор

Насос - погружной центробежный модульный. Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов. Допускается уменьшение модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль-газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секций. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Двигатель - асинхронный погружной трехфазный короткозамкнутый двухполюсный маслонаполненный. Мощность двигателей различных типоразмеров изменяется от 16 до 360 кВт.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости с температурой, равной пластовой.

Гидрозащита погружных электродвигателей. Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Термоманометрическая система ТМС - 3. Предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС - 3 состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно - манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора. Скважинный преобразователь давления и температуры выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

3. Техническое обоснование эффективности перевода газлифтного на способ эксплуатации ЭЦН

3.1 Расчет компрессорного подъемника

Расчеты ведутся с условием, что поток нефти в скважину происходит по линейному закону.

Месторождение Монги скважина № 106

Глубина скважины Н = 2243 м; диаметр скважины D, мм (услов.) - 126; абсолютное пластовое давление Р_пл = 8,56 МПа; коэффициент продуктивности скважины К = 1,50 м³/сут.; максимальная допустимая депрессия на пласт ?Р = 18 кг/см²; удельный вес нефти = 0,89 т/м³; газовый фактор Го = 215 м³/т; коэффициент растворимости газа в нефти К_р = 0,58 м²/м; абсолютное давление в рабочей линии газораспределения Р_р = 2,45 МПа; абсолютное давление в пусковой линии газораспределения Р_п = 1,22 МПа; абсолютное давление на буфере (устье) скважины Р_буф = 1,22 МПа.

Дебит скважины (отбор нефти):

(1)

Где Q_н - дебит нефти, т/сут.

Забойное давление:

(2)

Так как Р_заб (5,24 МПа) > Р_р (2,45 МПа) и песок в скважину не поступает, длину подъемника определяем так:

(3)

где Р_баш - давление у башмака подъемника, МПа; Y_см - средний удельный вес смеси ( нефти и газа) между забоем и башмаком, т/м³

(4)

Здесь Р_р - давление абсолютное в рабочей линии, равное 2,45 МПа; (4-5) МПа по опытным данным потери напора на движение газа от компрессора до башмака труб.

Абсолютное давление башмака

(5)

где Y_заб и Y_баш - удельные веса смеси у забоя и башмака, определяемые по формуле А. П. Крылова:

(6)

(7)

где Q_ж - дебит скважины по жидкости, т/сут.;

Q_н - дебит скважины по нефти, т/сут.;

Y_ж - удельный вес жидкости, т/м³;

Y_н - удельный вес нефти, т/м³;

D - внутренний диаметр скважины, мм

Диаметр подъемника:

Диаметр подъемника определяется по формуле А. П. Крылова для оптимального режима эксплуатации скважины

(8)

(9)

Принимаем по ГОСТ 633-80, стандартный НКТ гладкие, с диаметром 73 мм, а внутренний диаметр 60,2 мм. Материалы труб:

Для выбора материала труб определяем допустимую глубину спуска труб, изготовленных из стали марки Е, исходя из величины страгивающей нагрузки

(10)

где Р_стр - страгивающая нагрузка в кг (для выбранных труб по ГОСТ 633-80 30200 кг);

q- вес (масса 1 м гладкой трубы 6,80 кг + масса муфты 1,3 кг ; итого 8,1 кг); h - запас прочности ( принимаем h = 1,5)

Таким образом можно сделать вывод, что выбранные НКТ полностью удовлетворяют условию (10) (см. табл. 8Б).

3.1.1 Расчет расхода рабочего агента

Оптимальный полный удельный расход газа (включая и собственный газ скважины)

(11)

Где L - длина подъемных труб, м;

d - внутренний диаметр труб, мм;

Р_баш и Р_буф - абсолютное башмачное и буферное (устьевое) давление, МПа

Удельный расход нагнетаемого газа с учетом его растворимости

Размещено на http://www.allbest.ru/

(12)

Суточный расход газа:

(13)

Итогом данного вычисления является определение необходимого объема газа для бесперебойной работы газлифтного подъемника.

3.1.2 Расчет пускового давления

Для определения пускового давления принимаем подъемник однорядной конструкции.

Для однорядной конструкции подъемника кольцевой системы подачи рабочего агента пусковое давление определяется по формуле:

(14)

где h_ст - глубина погружения подъемных труб под статистический уровень жидкости, м.

(15)

Так как полученное значение пускового давления больше давления в пусковой линии (см. таблицу 10 Б). Скважину по кольцевой системе подачи рабочего агента включить в эксплуатацию нельзя, необходимо применить какой-либо способ снижения пускового давления.

Определим давление, необходимое для пуска скважины по центральной системе подачи рабочего агента.

(16)

Полученное значение пускового давления меньше давления в пусковой линии (см. таблицу 10 Б). Следовательно, для пуска скважины в эксплуатацию необходимо применить такую обвязку устья, которая позволяла бы подавать рабочий агент в подъемные трубы, а после выброса жидкости переключить подачу рабочего агента на более экономичную подачу - в кольцевое пространство, т.е. пуск скважины осуществлять по центральной системе, а эксплуатацию скважины - по кольцевой системе.

3.1.3 Выбор способа снижения пускового давления

Пусковое давление можно снизить, применив способ уменьшения пусковых давлений с помощью газлифтных клапанов, расположенных на колонне подъемных труб по определенной глубине под уровнем жидкости.

Расчет места установки пусковых клапанов газлифтной эксплуатации скважины производится по следующим формулам:

(17)

(18)

По номограмме (рисунок 14 Б) находим закрывающий перепад первого клапана = 3,44 МПа.

Расход газа при нормальной работе скважины = 738 м³/час.

Закрывающий перепад второго клапана = 1,98 МПа.

Так как рабочий клапан 2218 м, а второй спусковой 2158 м, значит больше пусковых газлифтных клапанов не требуется, следует что запуск скважины и понижение пускового давления будет достигнуто при двух пусковых клапанах.

Выше были детально рассмотрены и рассчитаны способы снижения пускового давления. Так же существует еще ряд методов понижения пускового давления в газлифтные скважины, которые редко находят применение в настоящее время на производстве. Это:

- способ продавливания жидкости в пласт заключается в том, что в подъемные трубы и затрубное пространство нагнетают газ, сжатый до максимального давления компрессора. Затем закрывают запорное устройство на газопроводящей линии и оставляют скважину на некоторое время под давлением. За это время часть нефти проникает в пласт, в результате чего уровень ее в скважине понизится. При повторном нагнетании сжатого газа в затрубное пространство открывают запорное устройство на выкиде из скважины, продавливают оставшуюся в затрубном пространстве нефть до нижнего конца подъемных труб и пускают скважину в работу.

- способ поршневания: Он состоит в том, что сначала с помощью поршня снижают уровень в скважине до положения, при котором с помощью копрессора можно продавить жидкость.

При постепенном допуске подъемных труб последние спускают на такую глубину, при которой с помощью компрессора можно продавить данный столб жидкости. В результате уровень ее в скважине понижается, что дает возможность увеличить глубину погружения труб путем наращивания их и продавить жидкость. Таким образом, проводится постепенный допуск подъемных труб до расчетной глубины их погружения.

3.2 Подбор установки электроцентробежного насоса

Подбор оборудования ведется расчетным путем.

По формуле притока определим дебит нефти.

(19)

Где К - коэффициент продуктивности, т/сут., Р_пл - пластовое давление, МПа, Р_заб - давление на забое, МПа.

Выбираем оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или кривым газосодержания.

Р_опт = (2,5 - 3) МПа, при n_в ? 50 %

Р_опт = (3 - 4) МПа, при n_в ? 50 %

n_в - обводненность продукции скважины.

Выбираем Р_опт = 3 МПа (см. таблицу 13 Б).

Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения оптимально необходимого давления на приеме насоса.

(20)

Где L_н - глубина спуска насоса м, Н - глубина скважины м, Р_заб - забойное давление МПа, Р_опт - оптимальное давление на приеме насоса МПа, с_см - плотность смеси кг/м³.

(21)

Где с_н - плотность нефти кг/см³, с_г - плотность газа кг/см³, Г₀ - газовый фактор м³/т.

Выбираем диаметр трубы в зависимости от их пропускной способности и коэффициента полезного действия (таблица 20 Д).

Подходит 73 труба (по пропускной способности).

Вычисляем потребный напор необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины.

(22)

Где Р_у - давление на устье МПа, h_тр - напор на трение м.

(23)

d - внутренний диаметр НКТ мм, Р_нас - давление насыщения МПа.

Подбираем типоразмер погружного электроценробежного насоса исходя из условия: Q_н = Q, з = max (см. таблицу 21 Д).

з - коэффициент подачи.

Выбираем ЭЦН 5 - 60 - 1510 с мощностью двигателя 60 кВт.

Проверяем соотношение мощности двигателя условиям откачки (см. табл. 13Б).

N_дв ? N

(24)

Выбранный элекродвигатель удовлетворяет мощности.

- Определяем необходимую длину кабеля.

(25)

Где L_к - длина кабеля м, L_н - глубина спуска насоса, м.

Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне, диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают 5 - 10 м.

4. Обоснование экономической эффективности перевода газлифтного на насосный способ эксплуатации

4.1 Себестоимость товарной продукции - основной технико-экономический показатель

Все производственно - хозяйственные операции предприятия связаны с осуществлением затрат: на рабочую силу, материальных, капитальных на поддержание и расширение применения основных средств, а так же накладных.

Затраты на рабочую силу и материалы носят регулярный характер; они практически всегда непосредственно связанны с основной деятельностью предприятия по производству продукции. Все эти затраты и составляют себестоимость продукции.

Себестоимость продукции представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции, природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а так же других затрат на её производство и реализацию. Сущность себестоимости как экономической категории состоит в стоимостном возмещении производственных затрат на средства производства и оплату труда работников.

Структура себестоимости характеризуется составом и соотношением отдельных элементов и статей расходов в общих затратах на производство продукции.

Себестоимость продукции - обобщающий показатель, в котором находят своё отражение все стороны производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Он в значительной степени определяет уровень таких важнейших показателей деятельности нефтегазодобывающего предприятия, как прибыль и рентабельность.

Снижение себестоимости продукции имеет большое народнохозяйственное значение. Оно обеспечивает увеличение объёма национального дохода, уровня материального благосостояния трудящихся, создание условий для снижения розничных цен. Снижение себестоимости продукции является основным источником внутрипроизводственных накоплений, полученных в результате эффективного использования всех видов ресурсов и средств труда.

Пути и направления снижения себестоимости продукции определяют на основе детального анализа затрат на добычу нефти, газа и газоконденсата. Экономический анализ имеет огромное значение при контроле над уровнем затрат на производство и динамикой себестоимости. Экономический анализ себестоимости продукции осуществляется по элементам затрат, статьям калькуляции. Кроме этого производится анализ влияния технико-экономических факторов на уровень себестоимости продукции, как на стадии разработки плана, так и по результатам его выполнения. Основной задачей экономического анализа является: выявление резервов снижения себестоимости продукции и определение путей их использования для целей перспективного планирования и получения дополнительной прибыли.

На основании выводов после анализа себестоимости, мы планируем затраты на будущие периоды с учётом выявленных резервов снижения.

4.2 Анализ эффективности замены газлифтного способа эксплуатации на насосный

Анализ расчета экономической эффективности программы перевода газлифтных скважин на ЭЦН показывает, что добыча после подземного ремонта скважин в общем увеличилась до 42204 т нефти (см. табл. 3). Добыча до ПРС составляла 36675 т нефти. И в общем итоге мы получаем прирост добычи нефти после перевода скважин на эксплуатацию УЭЦН 5529 т, что дает экономический эффект от добычи нефти 12561 тыс. руб., а от добычи газа 673 тыс. руб. (см. табл. 3). Итого экономический эффект по всем скважинам переведенным на УЭЦН составит 13367 тыс. руб. при сроке окупаемости 20,9 мес.

Также расчет экономической эффективности запуска скважин на низкую сторону, ГКС Монги с подачей его в магистральный газопровод в объеме 62082 тыс. м³ дает экономическую выгоду в 17538 тыс. руб. (см. табл. 3).

Для расчета экономической эффективности приводится стоимость оборудования, необходимого для перевода скважин с газлифта на УЭЦН (см. табл. 16В) которая составляет всего 18804 тыс. руб.

Были рассчитаны необходимые данные по скважинам переведенным с газлифтной эксплуатации на ЭЦН (производитель REDA Шлюмберже) и ЭЦН российского производства для расчета экономической эффективности.

Сделав сравнительную характеристику российских ЭЦН и ЭЦН зарубежного производства (см. табл. 4), эффективнее по техническим показателям является установка зарубежного электроцентробежного насоса. При эксплуатации скважин зарубежными ЭЦН межремонтный период их в два раза больше чем при эксплуатации насосами российского производства (см. табл. 4).

В целом по произведенным расчетам видно, что увеличиваются дебиты и за счет перевода на способ эксплуатации который не требует закачки агента (газа) увеличивается прибыль предприятия от сброса добываемого газа в магистральный газопровод.

Таблица 4

Сравнительная характеристика российских ЭЦН и ЭЦН производитель REDA Шлюмберже

Показатели	Ед. изм.	До перевода г/л скважин	После перевода с газлифта на ЭЦН
			рос. ЭЦН	ЭЦН REDA
добыто нефти	тн	2518	2519	2920
добыто попутного газа	т. м3	1204,5	1204,5	876
подано газа на газлифт	т. м3	10366
с/нужды на газлифт	т. м3	518
количество ПРС	рем.	1	2	1
подано газа в магистральный газопровод	т. м3	1204	1232,9	901,9

Таблица 5

Экономическая эффективность от перевода газлифтных скважин на ЭЦН (в расчете на 12 скважин)

	Стоимость ПРС, тыс. руб.	Коэффициент эксплуатации	Добыча до ПРС, т, тыс. м3.	Добыча после ПРС, т, тыс. м3	Прирост добычи, т, тыс. м3	Экономический эффект
						от добычи, т, тыс. руб	от сброса циркулирующего г/л газа в магистральный газопровод	всего
нефть	4500	0,986	36675	42204	5529	12561
газ			19991	18628	-1364	673	133
Всего						13234	133	13367

Таким образом экономический эффект от перевода газлифтных скважин на ЭЦН составит 13367 тыс. руб.; срок окупаемости - 20,9 мес. (1,7 года).

5. Безопасность и экологичность проекта

Объекты нефтепродуктообеспечения при их нормальной эксплуатации не принадлежат к основным загрязнителям природной среды, однако, они являются объектами повышенной экологической опасности, т.к. повсеместно нефтепродукты хранятся или транспортируются в больших количествах. Охрана окружающей природной среды является одной из основных задач системы промышленной безопасности нефтепродуктообеспечения, решение которой связано с анализом следующих аспектов:

- состояние охраны окружающей природной среды на объектах нефтепродуктообеспечения;

- характеристика объектов нефтепродуктообеспечения как источников загрязнения окружающей природной среды и источников экологической опасности;

- пути снижения вредного воздействия объектов нефтепродуктообеспечения на окружающую природную среду;

- оценки воздействия на окружающую природную среду (ОВОС) и экологического риска объектов нефтепродуктообеспечения;

- пути совершенствования деятельности предприятий нефтепродуктообеспечения в области охраны окружающей природной среды.

Отрицательные воздействия объектов нефтепродуктообеспечения на окружающую природную среду являются следствием испарений, утечек и разливов нефтепродуктов.

5.1 Основные положения

В числе особенностей систем нефтепродуктообеспечения следует отметить:

- непрерывность и инерционность развития, непрерывность функционирования и взаимосвязь режимов работы и элементов (частей) системы, многоцелевой характер и достаточно малую вероятность полного отказа системы, неравномерность процессов потребления продукции, подверженность внешним воздействиям, взаимосвязь режимов работы и состава работающего оборудования, разнообразие технических средств обеспечения безопасности, активное участие человека в процессе управления, неполноту, недостаточную достоверность информации о параметрах и режимах работы.

При этом объекты системы нефтепродуктообеспечения по сравнению с объектами других отраслей являются наиболее уязвимыми и чувствительными к разрушительным силам и поражающим факторам чрезвычайных ситуаций.

Инерционность развития системы нефтепродуктообеспечения характеризуется тем, что интервал времени между принятием решений и его реализацией является достаточно длительным (измеряется годами). Инерционность и непрерывность развития требуют при решении задач надежности рассматривать длительную перспективу, что влечет возрастающую со временем неопределенность исходных данных. В результате необходимо учитывать динамику развития системы с учетом изменяющихся условий и исходных данных.

Экологическая опасность характеризуется риском, т. е. характеристикой, отражающей степень возможности аварии. Эта характеристика зависит от множества факторов: технических решений, технического состояния объектов нефтепродуктообеспечения, геолого-географических свойств территорий, состава (качества) применяемых на объектах нефтепродуктов и др.

Экологическую опасность можно разделить на опасность загрязнения среды непосредственно нефтепродуктами при превышении предельно допустимых норм и опасность, создаваемую вторичными продуктами, получающимися после химического изменения нефтепродуктов в результате техногенеза или аварии (нефтешламы, продукты сгорания, ударные, тепловые волны и т.д.).

К числу основных загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу предприятиями нефтепродуктообеспечения, относятся пары и газы нефтепродуктов, предельно допустимые концентрации (ПДК) которых в рабочих зонах должны соответствовать санитарным нормам, приведенным в таблице 6.

Кроме того, в выбросах в атмосферу на нефтебазах присутствуют оксиды углерода, азот, твердые частицы, содержащиеся в дымовых газах котельных.

К организованным источникам выбросов загрязняющих веществ на предприятиях нефтепродуктообеспечения относят: резервуары, котельные, вентиляционные установки и т.п., к неорганизованным - сливоналивные эстакады, объекты очистных сооружений, неплотности в соединениях узлов оборудования и т. п.

Источниками выделения углеводородов в атмосферу являются:

- резервуары для хранения нефтепродуктов;

- железнодорожные и автомобильные цистерны, сливоналивные устройства для нефтепродуктов;

- бензобаки заправляющихся автомобилей;

- технологическое оборудование, расположенное на открытых площадках;

- помещения, в которых установлены аппараты и технологическое оборудование;

- пруды-отстойники, нефтеловушки и другие объекты. Выбросы в атмосферу газовоздушной смеси, содержащей углеводороды, происходят через вентиляционные трубы и фонари, дыхательные клапаны, горловины железнодорожных и автомобильных цистерн, бензобаков автомобилей, сифонные краны, люки колодцев и т п.

Допустимые степень и характер нарушения нормальной деятельности организма человека в результате воздействия паров нефти и нефтепродуктов характеризуют санитарно-гигиенические нормативы. Из них определяется состав паров, их концентрация и продолжительность воздействия. Для санитарной оценки воздушной среды используется такой показатель, как предельно-допустимая концентрация вредных веществ в воздухе рабочей зоны (ПДКр.з.), выраженная в мг/м³. Допустимые воздействия паров нефтепродуктов на окружающую природную среду характеризуются экологическими нормативами, которые также выражаются через ПДК.

Таблица 6

Предельно допустимые концентрации отравляющих веществ

Загрязняющие вещества	Предельно допустимая концентрация, мг/л
Аммиак	0,02
Бензин-растворитель	0,3
Бензины топливные	0,1
Бензол	0,02
Керосин (в пересчете на углерод)	0,3
Лигроин	0,3
Окись углерода	0,02
Сернистый ангидрид (сернистый газ)	0,01
Сероводород	0,01
Спирт метиловый	0,05
Спирт этиловый	1,0
Тетраэтилсвинец	0,000005
Уайт-спирит	0,3
Сероводород в смеси с углеводородами С, - Сб.	0,003

5.2 Загрязнение почвы и водной среды

Значительное место по своему негативному воздействию на окружающую среду занимает загрязнение почв, зоны аэрации, поверхностных и подземных вод нефтепродуктами.

В процессе эксплуатации на нефтебазах образуются производственные и дождевые сточные воды.

Загрязнение геологической среды происходит в результате аварийных и технологических утечек, разлива нефтепродуктов на поверхности земли, попадания в эту среду неочищенных или недостаточно очищенных нефтесодержащих сточных вод.

Нефтесодержащие сточные воды образуются в процессе зачистки резервуаров, смыва производственных площадок, сброса подтоварных вод из резервуаров, утечек из технологического оборудования. Эти потери возникают из-за неудовлетворительного технического состояния сооружений и оборудования. В период дождей и таяния снега с территории нефтебазы формируется поверхностный сток, который загрязнен не только взвешенными веществами, но и нефтепродуктами. Это, в основном, стоки обвалованных территорий резервуарных парков, сливоналивных эстакад, технологических площадок.

Из-за отказов и неисправностей технологического оборудования объектов нефтепродуктообеспечения (нарушение герметичности трубопроводов и др. оборудования, течей резервуаров, переливов при заполнении резервуаров), а также из-за невнимательности и ошибок персонала ежегодно предприятиями только одной нефтяной компании «Роснефть» сбрасывается в окружающую природную среду порядка 200 - 300 т нефтепродуктов, из них 60 - 70 % светлых. Большая часть нефтепродуктов попадает в почву и частично в поверхностные водоемы.

Утечки нефтепродуктов из железнодорожных и автомобильных цистерн происходят при переливах и разбрызгивании через отверстия и неплотностях соединений в технологическом оборудовании (наливных стояках, фланцах, задвижках, сальниках).

Загрязнение водной среды нефтепродуктами оказывает губительное действие на флору и фауну акватории, отравляет испаряющимися углеводородами атмосферу, что в свою очередь сказывается на экосистеме водного бассейна и почвы. На водные экосистемы пагубное влияние оказывают даже достаточно тонкие пленки на поверхности воды, уменьшающие кислородообмен. Установлено, что максимальной, не оказывающей воздействия на все группы морских организмов концентрацией нефтепродуктов, является 10 млг/л.

В результате загрязнения почв нефтепродуктами значительное количество нефтепродуктов скапливается в зоне аэрации, образует на поверхности грунтовых вод плавающие линзы, частично растворяется в подземных водах. Подвижность подземных вод приводит к тому, что они становятся мощным переносчиком загрязнения на большие расстояния с потоком воды с частичным попаданием в поверхностные водоемы и водотоки.

Загрязнение нефтепродуктами обычно проявляется лишь через много лет, когда степень его уже значительна, а локализация и ликвидация требует больших затрат времени, средств и материальных ресурсов.

Для очистки сточных вод на объектах нефтепродуктообеспечения применяют механические, физико-химические, химические и биологические методы.

Загрязнение грунтов и подземных вод на территории объекта не распределяется равномерно по всей площади, а существует в виде отдельных пятен, указывающих на места утечек нефтепродуктов. Поэтому, когда ставится вопрос о проведении реабилитационных работ, эти работы должны проводиться не сплошным образом по всей территории объекта, а на отдельных локальных участках максимального загрязнения.

Такой подход позволяет сэкономить средства на реабилитацию и сосредоточить усилия на наиболее опасных участках. Для этого на основе разведочных работ должна быть получена картина загрязнения подземных вод и грунтов и выполнена оценка масштабов загрязнения.

Выявление дифференцированной картины загрязнения территории имеет важное практическое значение для выбора методов очистки и минимизации затрат на их проведение. Очистка при этом будет носить разный характер во время функционирования объекта, и после прекращения его деятельности.

В первом случае восстановительные меры должны быть направлены на локализацию области загрязнения и периодическое устранение наиболее значительных и опасных нагрузок загрязнения.

Во втором случае (после закрытия объекта и прекращения утечек) реабилитационные меры должны быть направлены на ликвидацию области загрязнения и восстановления загрязненной ранее среды до безопасного уровня, после достижения которого дальнейшая очистка территории (грунтов, подземных вод) будет проходить под воздействием природных процессов самоочищения.

Загрязнение атмосферы парами нефтепродуктов оказывает вредное воздействие на окружающую среду и здоровье человека. Обычно пары углеводородов относятся к IV группе вредности.

5.3 Охрана труда

К эксплуатации скважин газлифтным способом допускаются работники не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и обучение по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение установленного образца.

Индивидуальная подготовка не допускается.

Периодическая проверка знаний работников, допущенных к эксплуатации скважин газлифтным способом, проводится один раз в 12 месяцев, а инструктаж - один раз в 3 месяца.

Допуск работников к самостоятельной работе осуществляется распоряжением по предприятию; женщины могут быть допущены на отдельные виды работ в соответствии с законодательством о труде женщин.

Работники обязаны во время приходить на работу и соблюдать продолжительность рабочего дня; использовать рабочее время для выполнения трудовых обязанностей.

Время начала и окончания работы, перерыва устанавливается администрацией предприятия и профсоюзным комитетом.

Перемещаться к месту работы и обратно необходимо на транспорте, выделяемом предприятием для этих целей. На других видах транспорта движение запрещено.

При эксплуатации скважин могут возникнуть опасные и вредные производственные факторы: выделение в рабочую зону взрывопожароопасных или вредных паров или газов; превышение давления в системе выше допустимого; оборудование гидратных пробок в газопроводах и скважинах; неосторожное обращение с химическими веществами и пр.

Эксплуатация установок распределения газа без молниезащиты и заземления оборудования запрещена.

Все виды работ внутри технологического блока, а также на другом оборудовании газлифтных установок необходимо выполнять искробезопасным инструментом.

При работе с электроизмерительными приборами, электроприводами регулирующих вентилей и другим электрооборудованием они должны быть обесточены.

При ликвидации газлифтных пробок давление в газопроводе и другой арматуре снизить до атмосферного, а подогрев этих участков вести паром или горячей водой; применение открытого огня запрещается.

Замерзшую запорную арматуру следует отогревать только в том положении, в котором она замерзла.

Отогревать гидратную пробку в лопнувшем трубопроводе или аппарате следует после отключения его от общей системы и снижения давления до атмосферного.

Места, где обнаружена утечка газа, необходимо оградить предупредительными плакатами: «ГАЗ - ОПАСНО», «ГАЗ - НЕ КУРИТЬ», «ГАЗ - ПРОЕЗД ЗАПРЕЩЕН».

Проходя через задымленную зону, следует закрыть рот влажной тканью.

Если загорелась одежда, то необходимо быстро бросить ее или потушить огонь, оберегая руки: залить водой, засыпать песком, землей, укрыть брезентом, другой одеждой.

При работе с метанолом и другими химическими веществами работать в специальных средствах защиты: фильтрующий противогаз, резиновые перчатки, резиновые сапоги и прорезиненный костюм.

При попадании метанола на руки, лицо, одежду необходимо немедленно облитые места обмыть большим количеством воды и сменить одежду.

Запрещается проведение газоопасных работ без оформления наряда-допуска, предусматривающего подготовку и проведение безопасных работ.

Список используемой литературы

1 Элияшевский И. В. Технология добычи нефти и газа: учебное пособие. М.: Недра, 1976. 256 с.

2 Исаакович Р. Я., Логинов В. И., Попадько В. Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности: учебник для вузов. М.: Недра, 1983. 424 с.

3 Мищенко И. Т., Сахаров В. А., Грои В. Г., Богомольный Г. И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1984. 272 с.

4 Юрчук А. М., Истомин А. З. Расчеты в добыче нефти: учебник для техникумов. М.: Недра, 1989. 271 с.

5 Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Недра, 2003. 325 с.

6 НГДУ Катанглинефтегаз. Геологический отчет за 2005.

7 НГДУ Катанглинефтегаз. Отчет о выполнении показателей по добыче нефти и газа по месторождению Монги за первый квартал 2006.

8 НГДУ Катанглинефтегаз. Отчет по оценке экономической эффективности программы перевода газлифтных скважин на ЭЦН по месторождению Монги.

9 ООО РН - Сахалинморнефтегаз. Технологический режим работы нефтяных скважин июнь 2006.

10 ООО РН - Сахалинморнефтегаз. Технологический режим работы нефтяных скважин май 2007.

Приложение А

Рисунок 13 А Обзорная карта месторождений

Приложение Б

Таблица 7 Б

Исходные данные (скважина № 106 месторождение Монги)

Н, м	D, мм	Рпл, МПа	К, м3/сут	?Р, МПа	Yн, т/м3	Го, м3/т	Кр, м2/м	Рр, МПа	Рп, МПа	Рбуф, МПа
2243	126	88	1,50	1,8	0,89	215	0,58	2,45	1,22	1,22

Таблица 8 Б

Расчет компрессорного подъемника

Qн, т/сут	Рзаб, МПа	Рбаш, МПа	Yсм, т/м2	Yзаб, т/м3	Yбаш, т/м3	Lпод, м	dопт, мм	о	[L], м
16,7	5,24	2,55	0,89	0,885	0,882	2215	73	0,257	2485

Таблица 9 Б

Расчет расхода рабочего агента

R0.опт., м3/т	R0.полн., м3/т	R0.нагнет., т/м3	Vг, м3/сут
434,66	450,9	421,8	17044

Таблица 10 Б

Расчет пускового давления

Рпус, МПа	hст, м	Р?пус, МПа
2,65	1890	1,3

Таблица 11 Б

Выбор способа снижения пускового давления

L, м	hст, м	Vг, м3/час
2158	1890	738

Рисунок 14 Б Номограмма для расчета размещения пусковых клапанов

Приложение B

Рисунок 15 Г Технологическая схема УСН Монги

Размещено на Allbest.ru