Совершенствование применения штанговых насосов для добычи нефти--Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Совершенствование применения штанговых насосов для добычи нефти--Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время разрабатываются и эксплуатируются месторожде-ния с трудноизвлекаемыми запасами нефти, которые приурочены к низко-проницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчленённым коллек-торам. Увеличение нефтеотдачи пластов – актуальная проблема нефтяной науки и нефтепромысловых предприятий. Несмотря на высокое развитие техники и технологий добычи нефти, средняя нефтеотдача в США не превы-шает 0,41, в России – 0,4 (диапазон изменения от 0,1 до 0,72). Более полови-ны первоначальных геологических запасов нефти остаются неизвлечёнными.
На Первомайском месторождении проводится целый комплекс меро-приятий по повышению нефтеотдачи пластов. Здесь и гидравлические раз-рывы пласта, проводимые фирмой «Шлембурже Интернешнл», и физико – химические методы.
В этой работе мы проанализируем программу интенсификации добы-чи нефти в скважинах, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), проводящуюся совместно с другими методами увели-чения нефтеотдачи (МУН). Нужно учесть, что данная программа применена впервые в мире (по крайней мере, в таком масштабе).
На предприятии НГДУ «Васюганнефть», на территории которого находится Первомайское месторождение, надзор за выполнением технологи-ческих регламентов, связанных с программой интенсификации, и анализ программы ведёт служба супервайза.
В настоящее время мы сможем судить только об экономической эф-фективности программы, так как срок её действия всего два года.
Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 1995-2020 г.г. может быть добыто 161,6 млн. тонн нефти, в том числе в 1995-11,4 млн. тонн, 2000-9,1 млн. тонн, 2005-6,9 млн. тонн, 2010-5,0 млн. тонн и 2020-2,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторожде-ний на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку ме-сторождения являются средними и мелкими. Ввод их в разработку и эксплу-атация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от со-временных линий трубопроводного транспорта.
В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти - интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пла-стов.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Технологической схемой разработки (1978 г.) принят вариант блоко-вой трёхрядной системы заводнения с поперечным разрезанием залежи на 17 блоков и размещением 793 скважин основного фонда (554 добывающих и 239 нагнетательных). Расстояние между добывающими скважинами в рядах и между рядами 500 м. Расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин-600 м.
Разработка месторождения начата разведочными скважинами в 1981 г. Проектный эксплуатационный метраж (2300 тыс. м) за период 1982-1983 гг. реализован на 94,2 % (2167 тыс. м).
За двадцатипятилетний период разработки (1983-2008 гг.) добыто 43651 тыс.т нефти. В первые семь лет (1983-1989 гг.) фактические уровни го-довой добычи нефти были ниже проектных из-за отставания по вводу добы-вающих скважин и более низких (в среднем на 24%) фактических дебитов жидкости.
В последующие 5 лет (1990-1995 гг.) при меньшем фонде добываю-щих скважин (в среднем на 17%) ежегодные уровни добычи нефти превыша-ли максимальный проектный (2700 тыс. т) на 10,1-17,6%, что объясняется более высокими фактическими дебитами жидкости, в среднем превысившими проектные на 43,7% (8.6 т/сут.). В 1995 г. при незначительном превышении максимального проектного уровня добычи (на 2 тыс. т) отмечается довольно значительное (на 12,2% - 375 тыс.т) снижение последней к уровню 1993 г. из-за ухудшения структуры добывающего фонда скважин (рост обводнённо-сти). Из-за значительного увеличения обводнённости добывающих скважин и снижения коэффициента использование фонда скважин до 0,693 в 1995 г. произошло дальнейшее значительное (на 15,8%) снижение добычи нефти к уровню 1994 г. при превышении фактического дебита жидкости над проект-ным на 4,2 т/сут. (21,9%).
В период максимальных уровней добычи нефти фактическая обвод-нённость, составившая в 1995 г. 19,2%, в среднем на 9% была ниже проект-ной, что, с одной стороны объясняется переводом в процессе эксплуатации обводнённых скважин (ЭЦН) на менее производительные насосы (ШГН), ограничивающие добычу жидкости; с другой стороны, оптимизацией отбо-ров жидкости (перевод на ЭЦН) малообводнённых и новых скважин, что позволяло в течение всего периода разработки обеспечивать довольно ста-бильные дебиты жидкости ЭЦН (в среднем 48,9 т/сут) при невысокой обвод-нённости, в последние два года достигшей лишь 12%.
До 1999 г. Первомайское месторождение разбуривалось на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1978 г. на базе утверждённых ГКЗ СССР (1976 г.) извлекаемых запасов нефти (катего-рия С1 – 66,5 млн.т.). Согласно решениям технологической схемы реализо-вана трёхрядная блоковая система разработки с расстоянием между добы-вающими скважинами в рядах и между рядами – 500 м., между добывающим и нагнетательным – 600 м. Расстояние между нагнетательными скважинами в рядах – 350 м.
Максимальная добыча нефти – 2700 тыс.т/год определялась на 8 лет (1986 – 1995 гг.), фактически последняя реализовывалась в течение 5 лет (1991 – 1996 гг.).
По результатам эксплуатационного и разведочного бурения (ОАО ''Томскнефть'' ВНК) институтом ''ТомскНИПИнефть'' пересчитаны и утвер-ждены ГКЗ РФ в 1992 г. (протокол No 26 от 9.06.1992 г.) запасы нефти, сни-зившиеся (извлекаемые В + С1) на 19,1% (12,7 млн.т) к ранее утверждав-шимся.
На основе материалов эксплуатационного и разведочного бурения, в северо-западной части месторождения выделился участок, не рассмотренный в техсхеме 1978 г. Для вовлечения его в разработку институтом ''ТомскНИ-ПИнефть'' составлена дополнительная записка к техсхеме (1995 г.), которой на упомянутом участке предусматривалось бурение 94 скважин (в том чис-ле 34 нагнетательных) по внедряемой сетке и системе.
Разбуривание основного фонда скважин, предусмотрено техсхемой (1978 г.), завершено в 1994 г., в связи с чем по заданию ОАО ''Томскнефть'' ВНК институтом ''ТомскНИПИнефть'' в 1998 – 1999 гг. выполнена уточнён-ная технологическая схема разработки Первомайского месторождения, рас-смотренная Центральной Комиссией по разработке (протокол от 18.09.1999 г., г. Москва), которая упомянутый проектом документ сочла нужным утвер-дить в качестве дополнения к технологической схеме разработки с реализа-цией 3 варианта разработки и технологическими показателями на 1999 – 2003 гг. при этом ЦКР рекомендует :
― разбуривание и ввод в разработку северо-западной части
месторождения (55 добывающих и 26 нагнетательных скважин)
― осуществление ГРП пласта в 75 добывающих скважинах;
― проведение опытно-промышленных работ по испытанию техноло-гии
магнитной обработки воды и бурения 6 горизонтальных сква-жин,
(блоки II, III) с длиной горизонтальной части ствола 500 м;
―обеспечение учёта объёмов закачки воды в пласт.
Анализ показал, что почти половина эксплуатационного фонда (дей-ствующего и бездействующего) характеризуется невысокими добывными возможностями. Из 153 высокообводнённых скважин по 31 (20,3%) прямыми геофизическими исследованиями установлена связь обводнённости продук-тивного пласта с закачиваемой водой, по 44 скважинам (28,5%) эта связь определена косвенным методом по наличию радиохимических аномалий (по-вышение гамма-фона против первоначального), являющаяся, как представ-ляется, следствием обогащения радиоактивными солями (за счёт выщелачи-вания) движущейся по пласту закачиваемой воды.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 5452 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 4020,45 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей в сумме 29,7 тыс. руб. Фактическая сумма прибыли составила 47,6 млн. руб. и превысила сумму прибыли, получаемую до внедрения мероприятия на 42,9 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 4020,45 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей.







ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании ШСНУ.
С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов надо создать участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:
• создание собственных специализированных участков, где сервис осуществляется собственными силами;
• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и “Мотовилихинские заводы”).
Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра (“ПИКА”), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.
Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразделять на текущий и капитальный ремонт.
От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом работы скважин (МРП) называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта. МРП определяется делением числа скважинно-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год по отдельной скважине, по цеху добычи нефти и газа, НГДУ, объединению в целом и по способам эксплуатации.
Повышение МРП приводит к повышению эффективности работы предприятия, позволяет в несколько раз сократить закупки нового оборудования и увеличить прибыль предприятия.