Совершенствование процесса замера продукции скважин на промысле-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Совершенствование процесса замера продукции скважин на промысле-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Одними из важнейших параметров мониторинга и контроля за разра-боткой нефтяных месторождений являются дебиты добываемых скважин, их обводнённость и текущий газовый фактор. Замеры этих параметров позво-ляют получить ценную информацию о состоянии разработки залежи нефти в целом, призабойной зоны пласта, непосредственно скважины и насосного оборудования.
Наиболее распространенным средством измерения дебитов скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). Они показали достаточно высокую точность измерения дебитов жидкости (± 6%) при значениях более 3м3/сут. При меньших дебитах погрешность измерений резко возрастает и замеры дебитов менее 1м3 /сут. становятся невозможными. Кроме того, существующие АГЗУ не позволяют производить замеры обвод-нённости нефти и газосодержания.
В последние десятилетия разработаны и серийно выпускаются техниче-ские средства измерения дебитов добывающих скважин, обводнённости и га-зового фактора. К таковым, прежде всего, относятся выпускаемые серийно установки «Асма» и «Квант». Несмотря на отличия, обеим установкам при-сущи значительные ошибки при измерении дебитов.
Важной проблемой мониторинга за разработкой месторождения явля-ется передача измеряемых параметров скважин па пункты обработки ин-формации и принятие решения. Эта передача должна осуществляться в ре-жиме реального времени. Устаревшие технологии передачи данных не поз-воляют достигать оперативности принятия решения и обладают малой надежностью передачи данных. Поэтому создание новых установок измере-ния дебита скважин и совершенствование технологии измерения является ак-туальной проблемой.
Совершенствование способа измерения дебитов нефти, газа и воды до-бывающих скважин, обеспечение получения достоверных и своевременных данных на базе исследования причин возникновения ошибок измерения и не-достаточной эффективности работы автоматизированных систем.
Основными задачами исследований явились:
- промысловый анализ достоверности измерения дебитов и обводнен-ности нефти добывающих скважин серийно выпускаемым промышленностью оборудованием;
- исследование причин снижения точности измерения параметров до-бычи и влияния на нее способов механизированной эксплуатации скважин;
- разработка способов измерения дебитов нефти, газа и воды с предва-рительной подготовкой пластовых жидкостей перед входом в измерительную установку;
- совершенствование методов автоматизированных измерений на объ-ектах добычи нефти.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Принципиальная технологическая схема сбора
и подготовки нефти и газа

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расхо-дов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для уско-рения ввода в действие новых нефтяных месторождений.
Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.
Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существу-ет, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, ре-льеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения сква-жин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пла-стовых жидкостей и т.д.
Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возмож-ность осуществления следующих операций:
· измерение продукции каждой скважины;
· транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
· отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
· отделение свободной воды от продукции скважин до установок под-готовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
· раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отли-чающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
· подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транс-портировать при обычных температурах.
Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются.
Организация крупных централизованных сборных пунктов значитель-но упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благо-приятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их об-работка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на раз-бросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глу-бокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.
Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместно-го транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые де-сятками километров, под давлением, достигающим 70*105 н/м2 (Па). Это поз-волило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепро-мыслового хозяйства в целом.

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 технологии произошло увеличение дебита скважины на 15,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1409,26 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2164,84 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения мероприятия в сумме 5,3 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 12,43 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 9,43 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 2164,84 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сегодня, по некоторым оценкам, групповыми замерными установками в России оснащено от 85-95% всего фонда добывающих скважин. Это более 10 тыс. единиц оборудования. Однако более 70% из них, как показывают исследования, уже выработали свой ресурс технически, а, главное, морально.
Проблема измерения расхода сырой нефти состоит в наличии в измеряемой водонефтяной среде твердых механических включений, растворенных солей, газовых составляющих. Таким образом, задача учета предполагает анализ трехфазной жидкости с меняющимся составом.
Окончательное решение проблемы измерения дебита на устье скважины заключается в замене сложной системы сепарации и измерения на прочное многофазное устройство, в основу работы которого будет положен надёжный принцип измерений, а само оно потребует минимального или вообще не потребует никакого технического обслуживания за исключением регламентных работ, прописанных в руководстве по эксплуатации.
На рынке имеются и образцы передовых измерительных приборов, которые обеспечивают точные измерения в реальном масштабе времени, позволяет замерять как дебит жидкости, дебит газа так и обводненность. Ряд линеек в этом направлении предлагают «Шлюмберже», «Везерфорд», «Роксар», а также ОЗНА, «Ультрафлоу», «МУР». Российские компании-разработчики постоянно совершенствуют аппаратные средства учета сырья. Например, компанией «Прайм Груп» создан ядерно-магнитный расходомер для многофазной среды. Специалистами ЗАО «Нижневартоскремсервис» спроектирована автоматизированная групповая трехфазная замерная установка (АГТЗУ), непрерывно замеряющая объем продукции сосудом калиброванного объема без использования преобразователей сигналов, которые вносят существенные ошибки в измерения.
Метрологические службы нефтяных по выражению одних из собеседников «КИПинфо» «следят за развитием технологии мультифазных бессепарационных измерений», но до практики дело не доходит.
Но, практика внедрения ГОСТ Р8.615 – 2005 привела, говоря опять-таки политическими терминами, к перезагрузке старого бренда. Ведущие российские отраслевые инжиниринговые компании и производители замерных установок взяли курс на модернизацию «старины» «Спутника». Это стратегия удовлетворяет потребителей, ибо стоимость переоборудования раза в 2-3 ниже приобретения нового АГЗУ. Ведь главный принцип рыночной экономики хочешь выиграть тендер – соответствуй критерию «наилучшие показатели опытной эксплуатации» никто не отменял. В пользу продления жизни «Спутников» называют такие аргументы, как накопленный опыт эксплуатации и обслуживания АГЗУ «Спутник», склады запчастей, квалифицированные наладчики.Применение малобюджетного АГЗУ «Спутник» в качестве базовой модели снижает до минимума затраты на переоснащение парка замерных установок.
Ведущие производители групповых замерных установок разработали свои проекты модификации «Спутника»: «ОЗНА-Массомер» (ОАО «АК ОЗНА»), «Мера-Массомер» («ОАО «ГМС Нефтемаш»). Расходомеры – производства «Аргоси технолоджис» и «Нефтегазовые системы» «Электрон-400» и -1500, основанные на гидростатическом принципе ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).
Имеющиеся турбинные расходомеры типа ТОР массовыми заменяются кориолисовыми счетчиками-расходомерами, на точность измерение которых которые не оказывает действие такие факторы, как наличие свободного и растворенного газа, плотность и вязкость жидкости, обводненность нефти.
Их погрешность не превышает 0,25%. АГЗУ типа «Спутник» с некоторыми модификациями оснащаются и новые месторождения. Так, в мае текущего года специалисты компании «ОЗНА» приступили к монтажу оборудования технологических блоков, поставленных на Ванкорское месторождение НК «Роснефть». В состав каждого блока входят три технологические установки под общей кровлей, функционально не связанные между собой: измерительная установка «ОЗНА-Массомер», блок дозирования химреагентов, установка средств очистки и диагностики «ОЗНА-УСОД».
Кориолисов метод дает отсутствие механики, и как следствие, отсутствие ремонта, практически никакого сервиса, минимальные затраты – это то, что нужно нефтяникам. Что осталось на скважинном «Спутнике», так это плохая сепарация. Понятно, что добиться полной сепарации при 10 атм. невозможно, остается в больших количествах растворенный газ, появляется жидкая фаза в виде паров на газовой измерительной части «Спутника». Все это можно учесть с помощью программных средств, сделать оценку по плотности жидкости и газа. Действительно, пора уходить от ручных замеров обводненности нефти по скважине. Огромное количество скважин требуют огромных затрат на транспортные расходы по отбору проб и лабораторные анализы.