Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Расширение контуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическом строении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует о необходимости разработки нового проектного документа на основе построения геологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.

5.3 Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении

В связи с углублением установок до 2200–2400 м. устанавливают ТМС на ЭЦН российского и американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамический уровень до забойного давления в пределах 50–70 атм

Что дает нам увеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляется контроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры, давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине по какой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9

Рис. 5.9 График параметров

На хохряковском месторождении установлено –75 ТМС за период с 2003 по 2005 г. ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный момент практикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на некоторых скважинах нет возможности определить уровень по Микону, где большой газовый фактор, маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.где показанные приведенные формулы (1,2)

1) Нд=20+Нсп – ((датР-Рзатр)*10,32 / Рн)/(1-удл / Нвд

2) Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл / Нвд)*(Нвд-Нсп-20)

По показнием ТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве до насоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются выше интервала перфорации до 200 м, можно точно рассчитать.

По подбору установок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС, а также применяется по исследованию скважин путем отжатия динамического уровня на закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет определить по формуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамические исследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее 12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМС сравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которых делали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768

По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторные кривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуется использовать глубинные манометры

Этот метод определения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине а также определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.

Индикаторные кривые

Исследования по отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываются не более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование по разным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждый месяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретную информацию по скважине гле нет возможности определиться с динамическим уровнем и где снижение замеров по высоко дебитному фонду.

Эти расчеты позволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальный уровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлению и температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась при высокой температуре и по низкому давлению по которому настроина программа.

Применение на нефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления «Электон» с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачу создания «интеллектуальной» скважины или «интеллектуального» куста, тем самым максимально автоматизировать процесс добычи нефти.

Использование ТМС позволяет эфективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимов скважин:

1) снижения периодического фонда путем подбора оборудования

2) вывода скважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.

3) Определения Кпр и пластового давления.

Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий

5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении.

1)                Перевод на другой вид эксплуатации.

Для УЭЦН:

1)     Изменением типоразмера УЭЦН.

2)     Заглублением УЭЦН.

3)     установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов.

На месторождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.

Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.

Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт, тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.

В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.

Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).

Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003 году.

На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж, Qн, % от снижения Рзаб. Из данного графика мы видим

Рис. 6.1. Параметры по Qн

Рис. 6.2 Параметры по Н2О

Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50 атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10 месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.

В скважинах где Рпл ниже 180 атм снижение Рзаб до 50 атм, явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв. 106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас.

Вывод:

1.                 Снижая Рзаб до 50 атм

2.                 Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.

3.                 Рост% воды в продукции.

Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.

Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза (повышенный радиус питания)

Пример скв. 610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002 спустив 125–2100 на глубину 2320 после Э60–1700 гл. 1800 с режимом 60/52/7 Нд-870 м с влиянием ППД скв. 510. Получили режим 112/78/15 Нд-1298.

23.05.03.спустили Э160–2100 гл. 2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции. Спустили Э-125–2100, гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48 атм.

Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.

Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО «ННГ» программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:

1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Qж, Ндин, Рпл определяется коэффициент продуктивности скважины.

Кпр =                          (1)

где    Qж – дебит жидкости, м3/сут.;

Рпл – пластовое давление, кг/см2;

Рзаб – забойное давление, кг/см2.

Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований.

2. Определяется оптимальное забойное давление , позволяющее получить при данном Кпр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом.

3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень

                (2)

где  – динамический уровень по вертикали, м;

 – глубина залегания пласта по вертикали, м;

 – оптимальное забойное давление, кг/см2.

 – удельный вес газожидкостной смеси, г/см3.

4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали.

; (3)

5. Определяется динамический уровень в стволе скважины

 (м); (4)

6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

Нсп = Ндин + Нпогр/соsα; (5)

Нпогр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при

где    Qпл – планируемый дебит скважины, м3/сут;

Кпр – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут. ат.

8. Определяется требуемый напор установки

 (м)

где Н – напор установки, м;

ΔΝ – поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).

Для насосов производительностью:

– 20 ÷ 50 ì3/сут    Δ Н ≈ 250 м;

– 80 ÷ 125 ì3/сут   Δ Н ≈ 180 м;

– 200 и более       Δ Н ≈ 100 м;

9. По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.

10. В скважинах с осложнениями (вынос мех. примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.

Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса, приведенными в таблице 1.

Таблица 6.4

11. При подборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значение глубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности, приведенной в таблице 2.

Таблица 6.5.

Расчетные показатели по месторождению

На основании данных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукции индивидуально для каждой скважины.

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Анализ динамики технико-экономических показателей

Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице №6.1

Таблица №6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП»

6.2 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважины для проведения оптимизации.

1. скважина №721 (Э-80) Qж – 85 м3 перевод на Э-125 Qж – 130 м3

2. скважина №1059 (Э-50) Qж – 55 м3 перевод на Э-80 Qж – 86 м3

3. скважина №185 (Э-80) Qж – 88 м3 перевод на Э-160 Qж – 164 м3

4. скважина №763 (Э-125) Qж – 135 м3 перевод на Э-160 Qж – 155 м3

5. скважина №855 (Э-50) Qж – 73 м3 перевод на Э-80 Qж – 95 м3

6. скважина №867 (Э-25) Qж – 35 м3 перевод на Э-50 Qж – 60 м3

7. скважина №155 (Э-125) Qж – 138 м3 перевод на Э-160 Qж – 170м 3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица №6.2 Исходные данные

6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

DQ(q) = Dq * T *Кэ * N, (6.1)

где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т – время работы скважины в течение года, сут;

N – количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ – коэф-т эксплуатации скважин, ед.

DQ2004 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда,

которая определяется по следующей формуле:

DПт = DQ * Цн / Чп, (6.2)

где DПт – повышение производительности труда, руб./чел.;

DQ – прирост добычи, тн;

Цн – цена одной тонны нефти, руб.;

Чп – среднесписочная численность ППП, чел.;

DПт = 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс. руб./чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

DФо = DQ * Ц / Сопф, (6.3)

где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб.);

DФо – прирост фондоотдачи.

DФо = 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб./тыс. руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

DС = Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (6.4)

где Зпос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб.;

Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс. т.

DС = 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6–1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб./т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

DПрреал = DQреал * (Ц – (с/с -DС)), (6.5)

где DПрреал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;

DQреал – дополнительно реализованная нефть, т;

Ц – цена реализации нефти (руб.);

с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;

DС – снижение себестоимости нефти.

DПрреал = 83,9 * (3379,2 – 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс. руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

DПрчист = DПрреал – Нпр, (6.6)

где Нпр – величина налога на прибыль, руб.;

DПрчист = 136698,2 – 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс. руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс. руб.

6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 3379,2 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2004 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

DВ (Q) = DQ * Цн, (6.7)

где DQ – объём дополнительной добычи нефти, тыс. руб.;

Цн – цена 1 тонны нефти, тыс. руб.

DВ (Q) = 83,9 * 3379,2 = 283514,88 тыс. руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

Иt = Идоп + Имер2, (6.8)

где Идоп – затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб.;

Имер – затраты на проведение мероприятия.

DИдоп = DQ * с/с * дуп / 100, (6.9)

где с/с – себестоимость нефти, руб./тонну;

дуп – удельный вес условно-переменных затрат, %.

DИдоп = 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс. руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (6.10)

где С1ГРП – стоимость одного ГРП, руб.;

Nскв – количество скважин, ед.

Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс. руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И1 = 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс. руб.;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

DПнал.обл. = DВ – DИ (6.11)

где DВ-прирост выручки от реализации, тыс. руб.;

DИ – текущие затраты, тыс. руб.

DПнал.обл1 = 283514,88 – 77967,4 = 205547,5 тыс. руб.;

DПнал.обл2 = 205547,5 тыс. руб.;

DПнал.обл3 = 205547,5 тыс. руб.

Нпр = DПнал.обл * Nпр / 100, (6.12)

где Нпр – ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

DНпр1 = 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс. руб.;

DНпр2 = 53442,3 тыс. руб.;

DНпр3 = 53442,3 тыс. руб.

Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост годовых денежных потоков (DДПt) рассчитывается по формуле:

DДПt = DВt – DИt – Нt (6.13)

DДП1 = 283514,88 – 77967,4 – 53442,3 = 152105,18 тыс. руб.;

DДП2 = 152105,18 тыс. руб.;

DДП3 = 152105,18 тыс. руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДНt = DДПt (6.14)

ПДН1 = 152105,18 тыс. руб.;

ПДН2 = 152105,18 тыс. руб.;

ПДН3 = 152105,18 тыс. руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = å ПДН, (6.15)

НПДН1 = 152105,18 тыс. руб.;

НПДН2 = 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс. руб.;

НПДН3 = 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс. руб.;

Коэффициент дисконтирования – по формуле:

at = (1 + Енп)-t, (6.16)

a1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;

a2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;

a3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:

ДПДНt = ДПt * a, (6.17)

ДПДН1 = 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс. руб.;

ДПДН2 = 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс. руб.;

ДПДН3 = 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс. руб.

Чистая текущая стоимость – по формуле:

ЧТСt = å ДПДНt, (6.18)

ЧТС1 = 138278,82 тыс. руб.;

ЧТС2 = 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс. руб.;

ЧТС3 = 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс. руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу №6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке №6.1.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) – это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Таблица №6.3. Расчёт экономических показателей

Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

-                     годовая добыча (-30%; +10%);

-                     цены на нефть (-10%; +20%);

-                     текущие затраты (-25%; +15%);

-                     налоги (-15%; +25%).

Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Полученная зависимость чистой текущей стоимости от факторов изображается графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука». Значения ЧТС при заданных изменениях параметров находятся в положительной области, проект не имеет риска.

Таблица №6.4. Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс. руб.

Таблица №6.5. Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс. руб.

Таблица №6.6. Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс. руб.

Таблица №6.7. Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс. руб.

Таблица №6.8. Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс. руб.

Таблица №6.9. Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс. руб.

Таблица №6.10. Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс. руб.

Таблица №6.11. Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс. руб.

Чувствительность проекта к изменению факторов показана на рисунке №3.2.

6.5 Заключение

Как показал расчёт экономической эффективности проведения оптимизации на 7 скважинах, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия, проект окупается в течении 1 года. На расчётный счёт предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 456315,54 тыс. рублей, а с учётом фактора времени, то есть дисконтирования, – 378255,16 тыс. рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС > 0, а это является критерием эффективности проекта.

График чувствительности проекта к риску расположен в положительной области, что говорит о слабой чувствительности проекта к риску в пределах изменяющихся параметров. Поэтому предлагается внедрять его в производство.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5