Расчет прироста добычи нефти в результате перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН

Для расчета прироста добычи нефти необходимо определить объемы добычи нефти за каждый месяц в году.

Объем добытой нефти за месяц определяется по формуле

Q1г=q1∙Тк∙kп∙kэф, т/мес (1)

Где q1 – суточный дебит, т/сут;

Тк – количество дней в месяце;

kп – коэффициент падения дебита;

kэф – коэффициент эффективности.

kп – принимаем равным 0,94 но каждые три месяца он будет уменьшаться на 0,02. kэф при фонтанном способе добычи принимаем равным 0,98.

Для начала определяем среднемесячный объем добычи до проведения мероприятия.

Qянв = 6 ∙ 31 ∙ 0,94 ∙ 0,98 = 171,3 т/мес;

Qфев = 6 ∙ 28 ∙ 0,94 ∙ 0,98 = 154,8 т/мес;

Qмарт = 6 ∙ 31 ∙ 0,94 ∙ 0,98 = 171,3 т/мес;

Qапр = 6 ∙ 30 ∙ 0,92 ∙ 0,98 = 162,3 т/мес;

Qмай= 6 ∙ 31 ∙ 0,92 ∙ 0,98 = 167,7 т/мес;

Qиюнь = 6 ∙ 30 ∙ 0,92 ∙ 0,98 = 162,3 т/мес;

Qиюль = 6 ∙ 31 ∙ 0,90 ∙ 0,98 = 164 т/мес;

Qавг = 6 ∙ 31 ∙ 0,90 ∙ 0,98 = 164 т/мес;

Qсен = 6 ∙ 30 ∙ 0,90 ∙ 0,98 = 155,2 т/мес;

Qокт = 6 ∙ 31 ∙ 0,88 ∙ 0,98 = 160,4 т/мес;

Qнояб = 6 ∙ 30 ∙ 0,88 ∙ 0,98 = 155,2 т/мес;

Qдек = 6 ∙ 31 ∙ 0,88 ∙ 0,98 = 160,4 т/мес.

Общий объем добытой нефти за год составил 1952,5 тонн. Далее необходимо определить объем добытой нефти за месяц после проведения мероприятия. kэф – при эксплуатации скважины УЭЦН принимаем 0,9. kп – принимаем равным 1. Первые шесть месяцев падение дебита не происходило, потом он падал на 0,02 ежеквартально:

Qян-июнь =16 ∙ 30 ∙ 1 ∙ 0,9 = 2592 т/полгода;

Qиюль = 16 ∙ 31 ∙ 0,98 ∙ 0,9 = 437,5 т/мес;

Qавг = 16 ∙ 31 ∙ 0,98 ∙ 0,9 = 437,5 т/мес;

Qсен = 16 ∙ 30 ∙ 0,98 ∙ 0,9 = 423,4 т/мес;

Qокт = 16 ∙ 31 ∙ 0,96 ∙ 0,9 = 428,5 т/мес;

Qнояб = 16 ∙ 30 ∙ 0,96 ∙ 0,9 = 414,7 т/мес;

Qдек = 16 ∙ 31 ∙ 0,96 ∙ 0,9 = 428,5 т/мес.

Общий объем добытой нефти за год составил 5148 тонн.

Величину прироста добычи нефти определяем по формуле

ΔQ = Q2 – Q1, т

где Q1 – годовая добыча нефти до проведения мероприятия, т

Q2 – годовая добыча нефти после проведения мероприятия, т

ΔQ = 5148 – 1952,5 = 3195,5 т

Прирост добычи нефти после проведения мероприятия составил 3195,5 тонн.

Расчет себестоимости одной тонны нефти по статьям калькуляции

Калькуляция себестоимости 1 тонны нефти по УПЭ «Геонефть»

Таблица 1

Определяем себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия по формуле:

C1 = Q1г ∙ С′1 (2)

где Q1г – годовой объем добытой нефти, т/год

С′1 – статья калькуляции.

Затраты на основную зарплату:

С1-1 = 1952,5 ∙ 480,82 = 953210 руб

Затраты на социальные нужды:

С1-2 = 1952,5 ∙ 140,40 = 281160 руб

Затраты на амортизацию скважины:

С1-3 = 1952,5 ∙ 100,10 = 197200, 3 руб.

Затраты на сбор и транспортировку нефти:

С1-4 = 1952,5 ∙ 1120,5 = 2189720,9 руб.

Затраты на содержание и эксплуатацию спецтехники:

С1-5 = 1952,5 ∙ 460,12 = 900490,3 руб.

Плата за недра, экологию, землю:

С1-6 = 1952,5 ∙ 610,50 = 1200780,8 руб.

Оплата на транспорт нефти/-налог /труба/:

С1-7 = 1952,5 ∙ 320 = 624800 руб.

Цеховые затраты:

С1-8 = 1952,5 ∙ 120,56 = 245230,4 руб.

Прочие производственные затраты:

С1-9 = 1952,5 ∙ 120,10 = 236250,3 руб.

Налоги и платежи:

С1-10 = 1952,5 ∙ 320 = 624800 руб.

Налоги и платежи:

С1-11 = 1952,5 ∙ 610,40 = 1198830,5 руб.

Для расчета себестоимости нефти после проведения мероприятия определяются только условно-переменные затраты. На остальные статьи расходов просто уменьшится доля отчислений с одной тонны нефти.

Условно-переменные затраты после проведения мероприятия определяем по формуле:

С2 = Q2т ∙ С′2

где Q2г – годовой объем нефти после проведения мероприятия, т;

С′2 – расходы по статьям калькуляции.

Определяем расходы на электроэнергию:

С2-1 = 5148 ∙ 190,5 = 1003860 руб.;

Расходы на сбор и транспортировку нефти:

С2-2 = 5148 ∙ 1120,15 = 5773480,2 руб.

Плата на недра, экологию, землю:

С2-3 = 5148 ∙ 610,50 = 3166020 руб.;

Отчисления на транспорт нефти /труба/налог:

С2-4 = 5148 ∙ 320 = 1647360 руб.;

Прочие производственные расходы:

С2-5 = 5148 ∙ 120,10 = 622900,8 руб.;

Расходы на содержание спецтехники:

С2-6 = 5148 ∙ 460,12 = 2374250,8 руб.;

Налоги и платежи:

С2-7 = 5148 ∙ 610,40 = 316 0870,2 руб.

Все полученные данные сводим в таблицу.

Таблица 2

Расчет показателей эффективности перевода скважины с фонтанного метода на УЭЦН

В первую очередь определяем себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятия, с учетом единовременных затрат по формуле:

С2(zе) = (С2 + Zе)/Q2, руб., (4)

где С2 – полная себестоимость нефти за год после проведения мероприятия, руб;

Zе – единовременные затраты, руб;

Q2 – годовая добыча нефти после мероприятия, т.

С2(zе) = (20050340+900130,2)/5148= 4060,96 руб.

Определяем условно-годовую экономию от проведения мероприятия по формуле:

Эг = (С′1 – С′2(zе)) ∙ Q2 – Δк ∙ Ек, руб (5)

где Ек – коэффициент окупаемости основных средств, мы принимаем его равным 0,15;

∆к – стоимость УЭЦН, берем из прайс-листа; в нашем случае – 2405000руб;

Эг = (4430,14-4060,96)∙5148-/2405000∙0,15/=1501790,64 руб

Определяем прибыль в результате проведения мероприятия по формуле:

П1 = (Ц - С′1) ∙ Q1, руб. (6)

где Q1 – годовой дебит до проведения мероприятия, т;

Ц – цена одной тонны нефти, руб;

П1 = (5500-4430,14) ∙ 1952,5 = 208 6440,15 руб

Определяем прибыль после мероприятия:

П2 = (Ц - С′2(zе)) ∙ Q2, руб. (7)

где С′2(zе) – себестоимость 1 тонны нефти с учетом единовременных затрат, руб;

П2 = (5500-4060,96) ∙ 5148 = 736 3690,92 руб.

Определяем прирост прибыли по формуле:

∆П = П2 – П1 (8)

∆П=736 3690,92 – 2086440,15 = 527 7250,77 руб.

Определяем время окупаемости оборудования УЭЦН по формуле:

Ток = ∆к/((С′1- С′2(zе))∙Q2) (9)

Ток = 2405000/((4430,14 – 4060,96)∙5148) = 0,62 года

Определяем удельные затраты по формуле:

∆П′ = ∆П/Q2 = 527 7250,77/5148 = 1020,5 руб/т (10)

Определяем эффективность мероприятия на 1 тонну нефти по формуле

Э′г = Эг/Q2 = 1501790,64/5148 = 290,2 руб/т (11)

Технико-экономические показатели эффективности перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН

Таблица 4

Выводы.

На основании данных, приведенных в таблице мы видим, что после перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН, суточный дебит увеличивается на 10 тонн. При этом годовой прирост добычи нефти составил 3195,5 тонн. Это предопределяет снижение себестоимости одной тонны нефти на 360,18 рублей и позволит увеличить условно-годовую экономию на 1501790,64 рубля, а прирост прибыли составит 5277250,77 рублей. Дополнительные капитальные вложения связаны с приобретением оборудования, но они окупаются за 0,62 года. Следовательно, перевод скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН экономически целесообразен.

Таблица 5

Технико-экономические показатели проекта

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Вариант курсовой работы по

« Скважинной добыче нефти»

Тема «Технология проведения гидравлического разрыва пласта на основе керамических проппантов.»

Содержание

Введение………………………………………………………………..

1. Сущность метода ГРП.

2 Критерии выбора скважин для проведения ГРП……….

3. Расчёт параметров ГРП…………………………………….
4. Рабочие жидкости для проведения ГРП………………….

5.Техника и технология проведения ГРП.
6 Устьевое оборудование и обвязка при ГРП……………….

Выводы………………………………………………………

Список использованных литературных источников……….

Введение.

В настоящее время в результате повышенного спроса на нефть и нефтепродукты цены на углеводороды довольно высоки, что позволяет нефтегазодобывающим компаниям получать большие прибыли. Себестоимость российской нефти была и остается довольно высокой. Поэтому главной задачей, стоящей перед нефтяниками является внедрение технологий и проведение мероприятий, позволяющих снижать себестоимость продукции.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%. Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Сущность метода ГРП.

Гидравлический разрыв пласта - физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в скважину флюида.

После разрыва давление флюида увеличивает трещину, обеспечивая ее связь с системой естественных, природных трещин, не вскрытых скважиной, а также с зонами повышенной проницаемости, расширяя, таким образом, площадь дренажа скважины и способствуя значительному увеличению ее дебита.

Направление трещины (Рис. 8) определяется глубиной залегания пласта, так для пластов, глубина залегания которых менее 500-1000 м трещины в основном горизонтальные, при глубине залегания более 500-1000 м трещины в основном вертикальные.

Вертикальная трещина	Горизонтальная трещина

Рисунок 1. Схемы направления трещин

Различают два основных вида ГРП (Рис. 9):

· ГРП с закреплением трещины (проппантовый гидроразрыв);

· ГРП без закрепления трещин (кислотный гидроразрыв).

ГРП с закреплением трещины	ГРП без закрепления трещины

Рисунок 2. Виды гидравлического разрыва пласта

Так в карбонатных коллекторах проводят в основном кислотный ГРП, а в терригенных ГРП с закреплением трещины.

При проведении проппантового гидроразрыва в образованные трещины с помощью специальных жидкостей – песконосителей - транспортируется расклинивающий материал – проппант, который закрепляет трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки (нефтяная, газовая или нагнетательная скважина) и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам трещин. При локальном ГРП длина образуемых трещин 10-20 м, при ГРП с образованием протяженных трещин оптимальная длина закрепленной трещины обычно составляет 40–60 м; при глубокопроникающем гидроразрыве - 80–120 м, а при массированном ГРП – от 120 до 1000 м и более.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта.

Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы «жидкость разрыва – проппант» являются:

· реологические свойства чистой жидкости и жидкости, содержащей проппант;

· инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

· способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;

· возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

· совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными применениями и пластовыми жидкостями;

· физические свойства проппанта.

Легкий проппант дольше поддерживается во взвешенном состоянии в транспортирующей его жидкости, поэтому может быть доставлен на более далекое расстояние вдоль крыльев трещины. Закачка на завершающей стадии ГРП более тяжелого высококачественного проппанта позволяет с одной стороны обеспечить сопротивление сжатию в области наиболее высоких напряжений около забоя, и с другой снизить риск неудачи операции на завершающей стадии, так как легкий проппант уже доставлен в трещину.

2 Критерии выбора скважин для проведения ГРП.
Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям.
1.Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии.

· эффективная толщина пласта не менее 5 м;

· отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

· продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;

· удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

· накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;

· расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5м;

· скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м;

· проницаемость пласта не более 0,03 мкм² при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.

· начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

· обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;

· продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.

Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с технической, технологической и геолого-промысловой позиций.
При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней, безусловно, должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП.

Расчет параметров ГРП.

Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

-расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;

- определение вида трещин и расчет ее размеров;

Содержание проппанта в жидкости разрыва определяется ее вязкостью и темпом закачки.

Спр = 500 кг/м^З, концентрация смеси

Остальные данные для расчета возьмем из (таб. 1).

Таблица 1 — данные для расчета основных параметров ГРП

1. Определяем забойное давление гидроразрыва

Р_заб = Н DР* , (1)

где Р_заб - забойное давление ГРП, МПа ;

Н - глубина нижних перфорационных отверстий, взята по вертикали, м;

DР* - градиент давления разрыва пластов, глубина залегания которых превышает 1200 м, МПа;[18]

DР* = 1,7 МПА на 100м глубины; (2)

Р_заб = 2239 × 1,7/100=38,06 МПа

2. Определяем устьевое давление гидроразрыва по формуле

P_уст = Р_заб - Р_пл + Р_тр, (3.)

где Р_уст- устьевое давление гидроразрыва, МПа;

Р_заб- забойное давление ГРП, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_тр - потери давления на трение, МПа;

P_уст = 38,06 - 21,7 + 25,83 = 42,19 МПа

3. Определяем потери давления на трение

Р_тр = Р_нкт + Р_ман, (4)

где Р_нкт- потери давления в НКТ, МПа;

Р_нкт = 1,1МПа на каждые 100 м;

Р_ман - потери давления в манифольде;

Р_ман = 1,4 МПа; (5)

Р_нкт = 0,011×L_нкт МПа, (6)

где l_hkt - глубина спуска НКТ, м;

Р_нкт = 0,011×2221 = 24,43 МПа ;

Р_тр = 24,43 + 1,4 = 25,83 МПа

4. Определяем общий объём жидкости для проведения ГРП по формуле

V = V_ж.р + V_буф + V_пес + V_прод, (7)

где V_ж.р - объём жидкости разрыва, м³;

V_буф - объём буферной жидкости, м³;

V_буф = 10 м³;

V_пес-обьем жидкости песконосителя, м³;

V_прод-обьем продавочной жидкости ,м³.

V = 44 + 10 + 100 + 5,092 = 159,092 м³

5. Определяем общий объем жидкости песконосителя

V_п = М_п/ К_п, (8)

где М_п - масса (количество) песка закрепителя трещин. По данным отечественной практики:

М_п = 10 - 30 т на один гидроразрыв; (9)

К_п-концентрация песка в 1 м³ жидкости песконосителя, т/ м³;

К_п = 0,2 т/м³

V_п = 20/0,2 = 100 м³

6. Определяем общий объем продавочной жидкости

V_прод = 1,5 × (V_нкт+V_1э.к), (10)

где V_нкт - объем жидкости в НКТ, м³;

V_1э.к - объем жидкости в эксплуатационной колонне, м³ против обрабатываемого пласта;

V_нкт = p × D²_нкт/4 × L_нкт ; (11)

V_{1 э.к} =p × D²_1э.к/4 × (H_ф2-H_ф1); (12)

V_нкт = 3,14 × 0,053²/4 × 2221 = 4,897;

V_{1 э.к}= 3,14 × 0,150²/4 × ( 2239-2228) = 0,194 м³;

V_прод = 1,5 × ( 4,897 + 0,194) = 5,091 м³

7. Определяем объем жидкости гидроразрыва из условия 4м³ жидкости гидроразрыва на 1 м толщи продуктивного пласта

V_ж.р = h_пл × 4, (13)

где V_ж.р - объём жидкости гидроразрыва, м³;

h_пл-общая мощность обрабатываемого пласта, м;

V_ж.р = 11 × 4 = 44 м³

8. Определяем потребное количество агрегатов 4АН-700,шт.

N ₁=К_з × (16,67×Q×Р)/(W_K×n), (14)

где К_з - коэффициент запаса гидравлической мощности, необходимой для осуществления процесса;

Для установок типа АН -700 принимается равным 1,3; нагнетания жидкостей разрыва применяется насосная установка УН1-630-700А (4АН-700),которая используется также при гидропескоструйной перфорации и других продавочно-промывочных работах. Установка оснащена трех-плунжерным м насосом 4Р-700,укомплектованным сменными плунжерами диаметром 100 и 120 мм,

Q₁=0,738 м³/мин; (15)

Q₁- подача АН-700 на 2 скорости при диаметре плунжера насоса 4Р-700 равном 120 мм,

W_K = 452 кВт,(16)

W_K - полезная гидравлическая мощность насоса, кВт;

n-коэффициент технического состояния насоса, принимается в зависимости от срока службы насоса (0,5 - 0,8);

N₁ = 1,3 × (16,67 × 0,738 × 21,7)/(452 × 0,6) = 1,26»2 шт ;

В связи с накопленным опытом работ по проведению ГРП,принимаем один агрегат - резервный.

9. Определяем количество пескосмесительных агрегатов по загрузочному
объему их бункеров:

N₂ = М_п/V_бунк, (17)

где М_п - масса песка, т;

V_бунк - объем бункера, м³;

V_бунк = 9м³;

N₂ = 9/9 =1 шт.

10. Определяем количество вспомогательных агрегатов ЦА-320

N₃ = (K₃ ×Q_нac× n) /q, (18)

q = 2,5 м³/мин; (19)

Q_нac=1,32 м³/мин; (20)

где q - темп закачки жидкости ГРП, м³/мин;

Q_нac - производительность агрегата ЦА-320, м³/мин;

ЦА-320 применяется для промывки НКТ и забоя скважины от остатков

песка перед вводом скважины в эксплуатацию.

N₃ = (1,3 × 1,32 × 0,56) /2,5 = 0,384 » 1 шт

11. Определяем общую продолжительность процесса

t = (V_ж.р + V_буф + V_пес + V_прод)/q; (21)

t = (44 + 10 + 100 + 5,092)/2,5=63,63 мин