Смекни!
smekni.com

Рославльское нефтяное месторождение (стр. 12 из 14)

где ρсм - плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;
ρв - плотность воды, кг/м3;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
nв - обводненность, д. ед.;

ρсм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3

2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м

Lн = Рзаб / (ρсм + g) (4.3)


где Lн - глубина спуска насоса, м;
Рзаб - забойное давление, МПа;
ρсм - пластовое давление, МПа;
g - коэффициент свободного падения;

Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м

3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа

∆Р = Рпл - Рзаб (4.4)

где ∆Р - депрессия на пласт, МПа;
Рзаб - забойное давление, МПа;
Рпл - пластовое давление, МПа;

∆Р=19,5-14,32=5,18 МПа

4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут

Qф.в. = К ∆Р (4.5)

где Qф.в. - фактический весовой дебит, т/сут;
К - коэффициент продуктивности, т/сут МПа;
∆Р - депрессия на пласт, МПа;

Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут

5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут

Qф.о. = Qф.в./ ρсм (4.6)


где Qф.о. - фактический объёмный дебит, м3/сут;
Qф.в - фактический весовой дебит, т/сут;
ρсм - плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;

Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут

6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут

Qт.о. = Qф.о.п (4.7)

где Qт.о. - теоретический объёмный дебит, м3/сут;
Qф.о. - фактический объёмный дебит, м3/сут;
αп - коэффициент подачи;

Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут

7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:

тип - УЭЦН

идеальная подача - 35 м3/сут;

наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;

наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);

наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора – 40 (4000) Кн м (кгс. м);

условный диаметр НКТ - 60 мм;

редуктор - Ц2-Ш-860;

9. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:

N = 401·10-7·π·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-ηн·ηскн·ηск)+ αп] ·К (4.8)

где N - полезная мощность электродвигателя, кВт;
DплГОСТ - стандартный диаметр плунжера, м;
S - наибольшая длина хода плунжера, м;
ηн - 0,9 – КПД насоса;
ηск - 0,8 – КПД станка-качалки;
К - 1,2– коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК;
Lн - глубина спуска насоса, м;
αп - 0,75 – коэффициент подачи насоса, д.ед.;
n - необходимое число качаний, мин-1;

N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт

Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.


5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

5.1. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Рославльскому 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 №560 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3

2.скважина №1053 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3

3.скважина №517 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3

4.скважина №552 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3

5.скважина №536 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3

6.скважина №541 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3

7.скважина №612 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица № 5.1

Исходные данные
№ п/п Показатели Единицы измерения Числовое значение
1 Фонд оптимизированных скважин ед. 7
2 Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине) т/сут 243
3 Наработка на отказ до оптимизации сут 135,0
4 Наработка на отказ после проведения оптимизации сут 135,0
5 Себестоимость добычи нефти руб/т 5000
6 Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти % 51,2
7 Ставка дисконта % 10
8 Расчётный период лет 3
9 Продолжительность одного ПРС час 48
10 Стоимость одного часа ПРС руб 3700
11 Цена одной тонны нефти руб 7200
12 Среднесписочная численность ППП чел 980
13 Среднегодовая стоимость основных производственных фондов млн. руб. 4487
14 Годовая добыча нефти в 2007году тыс. т 1389,6

5.2 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

5.2.1 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, (5.1)

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.

DQ2007 = 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, (5.2)

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 * 7200/980 = 616,8 тыс.руб/чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

DФо = DQ * Ц/Сопф, (5.3)

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

DФо – прирост фондоотдачи.

DФо = 83959,6 * 7200/4487000 = 134,72 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)), (5.4)

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

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

DС = 1545,1 * 0,48 *(1/1389,6-1/(1389,6+83,9)) = 2,9 руб/т.

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

DПрреал = DQреал * (Ц - (с/с -DС)), (5.5)

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 * (7200 – 5000 + 2,9) = 184823,3 тыс.руб.

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

DПрчист = DПрреал – Нпр, (5.6)

где Нпр – величина налога на прибыль, руб;

DПрчист = 184823,3 – 184823,3 * 0,26 = 136769,2 тыс.руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 136769,2 тыс.руб.

5.3 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

5.3.1 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 7200 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.