Повышение эффективности работы системы ППД-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Повышение эффективности работы системы ППД-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в нефтяной промышленности для повышения неф-теотдачи пластов используются мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД). В мировой практике наиболее широкое распространение получил метод, основанный на закачивании в пласт воды через нагнетатель-ные скважины, расположенные с нефтяными в определенном порядке. Мно-гочисленные долговременные экспериментальные исследования показывают, что наилучшей средой для закачивания в нефтяные пласты является подзем-ная минерализованная вода. При этом достигается не только основная задача - поддержание пластового давления, - но и повышается нефтеотдача (на 5…10 % по сравнению с закачиванием в пласт пресной воды).
Основные преимущества использования подземных вод, в отличие от пресных поверхностных, в качестве среды для закачивания в нефтяные пла-сты, следующие:
- лучшие нефтевымывающие свойства подземных вод; причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем вы-ше коэффициент вытеснения нефти;
- отсутствие разбухания глинистых частиц пласта, т. е. сохранение проницаемости пласта. При закачивании же пресных поверхностных вод за счет разбухания глинистых частиц проницаемость пласта уменьшается в не-сколько раз;
- использование минерализованных вод позволяет экономить пресную воду озер, рек, грунтовые пресные воды. Задачи охраны окружающей среды также диктуют необходимость применения подземных вод.
Вместе с тем, обобщение накопленного мирового опыта использования подземных вод при закачивании их в нефтяные пласты выявляет следующие основные проблемы:
1. Наличие в подземных водах растворенного газа (в т.ч., кислорода) нередко приводит к кавитационным срывам насосов, которые закачивают воду в пласт. Наличие газа способствует ускоренному процессу кавитацион-ной эрозии элементов проточной части насосов.
2. Наличие в подземных водах кислорода способствует поддержанию жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Вследствие этого в состав подземных вод входит значительное количество сероводорода, наличие которого отрицательно сказывается на показателях надежно-сти насосного оборудования (приводит к интенсивному коррозионному из-носу элементов проточной части).
3. В некоторых районах подземные воды залегают в пластах рыхлых песков. Как следствие, при подъеме на поверхность песок, содержащийся в перекачиваемой воде, попадая в проточную часть насосного оборудования, способствует ускоренному механическому изнашиванию последней.
Указанные проблемы значительно усложняют использование подзем-ных вод в качестве среды для закачивания в нефтяные пласты.
Кроме показателей надежности, важным показателем качества работы любой станции ППД является также энергетическая эффективность использу-емого оборудования, которая определяется режимами работы наиболее энергоемких устройств станции, в данном случае - скважинных насосов для подъема жидкости из пластов и насосов для закачивания жидкости в пласты.
На территории РФ наиболее широкое распространение в качестве насосов для закачивания жидкости в пласты получили насосы типа ЦНС 180 с подачей 180 м 3 /ч. В начале 90-х годов взамен им были спроектированы и созданы насосы ЦНС 63 и ЦНС 90. Это было вызвано уменьшением необхо-димого количества жидкости для закачивания в нефтяные пласты. Однако, в силу различных обстоятельств, до настоящего времени подавляющее боль-шинство станций ППД на территории СНГ оснащено насосами типа ЦНС 180. При этом необходимое количество жидкости, которое должно быть по-дано в нефтяные пласты, как правило, не превышает 30…100 м 3 /ч. Работа такого мощного оборудования, как насосы ЦНС 180, на нерасчетных режи-мах приводит к значительным энергетическим потерям. Проведенные расче-ты показывают, что окупаемость замены насосов ЦНС 180 на насосы с меньшей производительностью может составить от 52 дней до 10 месяцев.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Состояние разработки месторождения

Разработка пласта DI, как основного эксплуатационного объекта осу-ществляется с июля 1945 г. вначале на естественном упруго-водонапорном режиме, а с 1949 г. с поддержанием пластового давления закачкой воды. Начальное пластовое давление равнялось 16,92 МПа. К 1949 г., то есть к моменту, когда началась закачка воды в законтурную часть пласта давление в залежи снизилось до 11,57 МПа. В последующем, с развитием системы за-контурного и внутриконтурного заводнений, давление повысилось и под-держивалось на уровне, обеспечивающим удовлетворительные условия ра-боты добывающих скважин.
Выделяются следующие стадии разработки залежи.
Первая стадия (1945 - 55 гг.) – характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторым отставанием роста закачки воды – это период активного разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводне-ния. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 40,1 млн. тонн, об-водненность продукции не превышала 5%.
Вторая, основная стадия (1956 - 67 гг.). В этот период добыча нефти постепенно увеличивается и затем стабилизируется на 11,0 - 1,8 млн. тонн в год. Эти изменения обусловлены разбуриванием центральной части Туйма-зинской площади и мероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 154,2 млн. тонн, обводненность продукции возросла до 59%.
Третья, поздняя стадия (1968-75 гг.), характеризуется значительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции и суще-ственными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из залежи было отобрано 201,7 млн. тонн нефти. Обводненность продукции 90,3%.
Четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости в условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был достигнут в 1981г. и составил 36,4 млн. тонн.
Динамика показателей разработки месторождений ООО НГДУ “Туй-мазанефть” показана на рисунке 2.1.
В настоящее время ООО НГДУ “Туймазанефть” разрабатывает 12 месторождений. Уровень добычи за 2014 год представлен в таблице 2.1.
Добыча нефти в 2014 г. составила 918,8 тыс. тонн. Начальные балансо-вые запасы по месторождениям составляют 754811 тыс. тонн, начальные из-влекаемые запасы 376064 тыс. тонн.
По состоянию на 1.01.2014 года из месторождений добыто 337049 тыс. тонн или 89,6% от извлекаемых запасов нефти. С начала разработки по Туй-мазинскому месторождению добыто 324025 тыс. тонн нефти или 92,2% от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 289897 тыс. тонн.

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

Эффективность работы систем ППД во многом зависит от надежности и эффективности работы насосного оборудования. Повышение этих показателей зависит от успешности оптимизации режимов работы насосов в сети, совершенствования конструкции насосов и их узлов, применения стойких к перекачиваемой среде материалов и повышения эффективности системы обслуживания и ремонта оборудования на месте эксплуатации. Между тем в настоящее время проблема неправильного подбора насосного оборудования и его рабочих характеристик по-прежнему актуальна. Работа не оптимально подобранного насосного агрегата зачастую сопровождается значительным повышением температуры, снижением ресурса работы подшипников и уплотнений в результате повышенной вибрации, а также кавитацией и перегрузкой электродвигателя.
Эксплуатация центробежных насосов за пределами рабочей области его характеристики может повлечь за собой серьезные последствия, в том числе изменение КПД насоса, напора, мощности и требуемого кавитационного запаса. Эксплуатация оборудования в таком режиме создает условия для появления неустановившихся течений, которые могут стать причиной появления турбулентности и пульсаций давления в систем водоводов.
В настоящее время на многих объектах ППД практикуются различные варианты ремонта оборудования. Это, прежде всего, планово-предупредительный ремонт, который проводится через фиксированное количество рабочих часов. К недостаткам такого ремонта следует отнести низкий коэффициент использования деталей (из-за частых снятий), выполнение неоправданно большого объема ремонтных работ и недоиспользование индивидуальных ресурсов большинства деталей. Кроме того, на случай внезапных отказов необходимо иметь в своем арсенале большой обменный фонд запасных частей.
Рассмотрим другую ситуацию — ремонт после отказа. Как правило, аварийный ремонт сопровождается большими материальными издержками: отказ оборудования может привести к серьезным последствиям, влекущим за собой резкое сокращение объемов перекачки, длительный простой насоса и снижение уровня безопасности эксплуатации объекта.
Оптимальным видом ремонта, по нашему мнению, представляется ремонт по состоянию. Проведение непрерывного контроля и измерения параметров, определяющих техническое состояние деталей, обеспечивает поддержание заданного уровня их надежности при эксплуатации и более полное использование индивидуальных ресурсов. Элементы подвергаются замене только в тех случаях, когда значение прогнозируемого параметра приблизилось к предельному уровню. Такой ремонт позволяет сократить трудозатраты на обслуживание и расход дорогостоящих узлов и деталей. Средняя наработка деталей между заменами увеличивается при этом в 1,5–2 раза, а затраты на ремонт и восстановление работоспособности узлов, напротив, сокращаются в 1,5 раза.
Подводя итоги, стоит еще раз отметить несколько ключевых моментов. Во-первых, для надежной и эффективной работы насоса необходимо, чтобы он полностью соответствовал сети по рабочим параметрам и материальному исполнению. Во-вторых, для повышения эффективности системы технического обслуживания и ремонта насосного оборудования необходимо дополнительно комплектовать его системами мониторинга и приборами КИП, позволяющими проводить непрерывный контроль параметров, определяющих техническое состояние узлов и деталей насоса.
И третье — меры по обеспечению надежности насосного оборудования систем ППД будут эффективными только в случае тесного взаимодействия производителя оборудования и эксплуатирующей организации.
Экономическая эффективность обозначена следующими факторами:
• упрощение технологии подготовки нефтяного сырья;
• уменьшение затрат энергоресурсов;
• снижение денежных затрат на обустройство объекта;
• покупка и установка лишь одного многофункционального аппарата;
• снижение количества персонала, который используется при обслуживании установок;
• значительное снижение трудоемкости работы по сборке, обработке и предоставление информации о протекании технологического процесса.