Расчет межочистного периода скважины

Обновлено: 07.07.2024

Сервисные услуги для компаний нефтедобывающей отрасли

Анализ эффективности работ по очистке скважин от АСПО с применением оригинальной технологии ООО «Фирма Каскад»

Интенсивность отложения парафина в значительной степени зависит от дебита скважины, обводненности добываемой нефти и достигает максимальных значений при 10-30 т/сут и 20-40%. При дебитах свыше 100 т/сут и обводненности нефти более 80% вероятность образования АСПО минимальна (рис. 2 и 3).

Рис. 1. Вероятность образования парафиновой пробки в НКТ в зависимости от глубины скважины

Рис. 2. Количество операций по очистке НКТ от парафиновых отложений в зависимости от дебита скважины

Рис. 3. Количество профилактических обработок скважин в зависимости от обводненности нефти (Барсуковское месторождение)

Отложения сужают проходное сечение вплоть до полного перекрытия труб с образованием так называемых «глухих» парафиновых пробок. В результате увеличиваются гидравлические сопротивления, уменьшается дебит скважины и ускоряется износ подземного оборудования. Для борьбы с отложениями используют различные методы, в том числе механические, химические и тепловые. Скважины периодически промывают горячей водой или нефтью, обрабатывают растворителями, например газоконденсатном или газовым бензином, а скважины, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами, оборудуются подвижными и неподвижными скребками, устанавливаемыми на штангах. В НГДП «Барсуковнефть» до 1997 г. одним из основных способов борьбы с АСПО был тепловой с использованием электронагревателей различных конструкций. Ежемесячно на скважинах проводилось несколько сотен профилактических обработок, а также около 10 операций по удалению парафиновых пробок. Средний межочистной период (МРП) тепловых обработок составлял приблизительно 20 сут (табл. 1).

Параметры работы нефтяных скважин НГДП «Барсуковнефть» после внедрения фрезерных скребков ООО «Фирма «Каскад» (1997-1999 гг.)

Месторождение	Параметры работы скважин
	при использовании тепловых методов				при использовании скребков
	МОП, сут	Кол-во ПРС	Удаление пробок	Перевод в бездействие	Кол-во ПРС	Удаление пробок	Перевод в бездействие
Барсуковское	22	219	67	100	194	18	48
Верхне-Пурпейское	15	11	1	6	8	0	1
Восточно-Янгтинское	0	0	0	0	0	1
Западно-Пурпейское	15	3	5	6	3	0	1
Комсомольское	16	5	4	5	5	0	0
Ново-Пурпейское	15	1	0	4	2	0	0
НГДП	21	239	77	121	212	18	51
В расчете на 1 скважину за год	0,57	0,18	0,29	0,39	0,03	0,09

К основным недостаткам теплового метода относятся высокая стоимость и необходимость остановки скважины на время проведения работ. Стоимость растепления зависит от многих факторов, в том числе сложности проблемы, типа использованного оборудования, и для НГДП «Барсуковнефть» составляла 4000 руб. на одну операцию (в ценах 1998 г.). В соответствии с технологическим регламентом на время обработок скважины останавливались в среднем на 7 ч, что приводило к потерям добычи 6 т нефти в месяц на одну скважину.

Кроме того, при использовании теплового метода:

предъявляются повышенные требования электробезопасности к оборудованию и обслуживающему персоналу;
существует реальная опасность образования «глухих» пробок по причине застывания расплавленного парафина при отсутствии циркуляции жидкости, особенно в зоне вечной мерзлоты;
в отложениях постепенно накапливаются тугоплавкие парафины, удаление которых представляет еще более сложную проблему.

С целью создания оптимальных условий для эксплуатации фонтанных, газлифтных скважин и скважин, оснащенных электроцентробежными установками (УЭЦН), а также снижения эксплуатационных расходов, ООО «Фирма «Каскад» был предложен механический способ борьбы с АСПО 1,2. Для разрушения отложений используется фрезерный скребок. Скребок выполнен в виде установленных на валу режущих головок, которые вращаются движущимся жидкостным потоком. Размеры и количество режущих головок подбирают в зависимости от диаметра труб, а также типа, толщины и протяженности отложений. При первом спуске скребка в скважину используют головки с минимальными размерами. В верхней части скребок снабжен узлом для присоединения тягового устройства — проволоки. На наружной поверхности имеется кольцевая канавка, используемая для захвата скребка ловильным инструментом в случае отсоединения или обрыва проволоки. Инструмент опускается на забой под действием собственного веса и поднимается вверх с помощью лебедки, смонтированной на шасси автомобиля.

Скребок периодически спускают через лубрикатор в насосно-компрессорные трубы (НКТ). Периодичность спуска скребка зависит от интенсивности парафинизации, определяется опытным путем и для НГДП «Барсуковнефть» колеблется от 1-2 сут до нескольких недель (рис. 4), при среднем значении 9 сут.

Рис. 4. Периодичность спуска фрезы в скважины НГДП «Барсуковнефть»

Восходящий поток продукции скважин приводит во вращение режущие головки и выносит срезанные отложения на поверхность. Вращение головок происходит и в остановленной скважине во время движения инструмента при спускоподъемных операциях. Поскольку разрушение АСПО происходит главным образом за счет вращения фрезы потоком нефти, при использовании данного метода эксплуатация скважины не прекращается.

Промышленное внедрение механического метода депарафинизации началось с января 1997 г. За 6 лет количество скважин, обслуживаемых ООО «Фирма «Каскад», выросло со 116 до 380 и к середине 2000 г. практически весь фонд фонтанных, газлифтных скважин и скважин, оснащенных УЭЦН, осложненный образованием отложений, находился на сервисном обслуживании (рис. 5).Быстрому внедрению новой технологии депарафинизации способствовала высокая эффективность и более низкая стоимость работ. В результате применения технологии ООО «Фирма «Каскад» существенно улучшился ряд технологических показателей в расчете на 1 скважину анализируемого фонда за год:

число подземных ремонтов, связанных с прекращением подачи нефти, в том числе из-за влияния АСПО, сократилось с 0,57 до 0,39;
количество скважин, переведенных в бездействие (в том числе и по причине запарафинивания НКТ), снизилось с 0,29 до 0,09;
объем работ по удалению парафиновых пробок уменьшился с 0,18 до 0,03.

В 1999-2002 гг. после адаптации предложенной технологии к условиям НГДП «Барсуковнефть» образование в НКТ парафиновых пробок не допускалось (табл. 2).

Рис. 5. Объёмы внедрения технологии депарафинизации ООО «Фирма «Каскад» в НГДП «Барсуковнефть»

Затраты на удаление отложений по сравнению с тепловым методом были снижены более чем на 2000 руб. на 1 скважину в месяц (в ценах 1998 г.).

К недостаткам предложенного способа удаления парафиновых отложений следует отнести возможность обрыва проволоки в результате износа или скручивания вследствие резкого подъема скребка газожидкостным потоком после прохождения парафиновой пробки. Во втором случае извлечение скребка из скважины становится невозможным и проволока обрезается. Поскольку обрыв фрезерного скребка нарушает нормальную эксплуатацию скважины и может вывести из строя ЭЦН, возникает потребность в проведении аварийных и ремонтно-восстановительных работ. Однако влияние оборванного скребка на работу скважины часто оказывается несущественным. Так, например, в 1997-1998 гг. на 6 скважинах после обрыва скребка были проведены подземные ремонты со сменой ЭЦН, в двух случаях оказалось достаточным выполнить профилактическую очистку лифта, а 4 скважины продолжали работать без заметных осложнений (табл. 3).

Эффективность внедрения фрезерных скребков ООО «Фирма «Каскад» в НГДП «Барсуковнефть»

Показатели	До внедрения	После внедрения фрезерных скребков
1997 г.	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.
Число скважин (среднее за год)	141	145	175	229	315	380	380
Удаление парафиновых пробок, шт.	77	14	4	0	0	0	0
шт/(скв. год)	0,18	0,10	0,02	0,00	0,00	0,00	0,00
Количество спусков скребка, шт.	6203	6765	8711	14383	17381	17505
Число обрывов скребков	10	2	0	8	5	4
шт/(скв. год)	0,069	0,011	0,000	0,025	0,013	0,011
шт/(1000 спусков)	1,61	0,30	0,00	0,56	0,29	0,23

Таким образом, в результате передачи скважин НГДП «Барсуковнефть» на сервисное обслуживание ООО «Фирма «Каскад» обеспечено:

решены проблемы борьбы с АСПО в насосно-компрессорных трубах фонтанных, газлифтных скважин и скважин, оснащенных электроцентробежными установками;
сокращение потерь добычи нефти на 6 т. в месяц в расчете на одну скважину;
снижение эксплуатационных затрат по депарафинизации на 2000 руб. на 1 скважину в месяц (в ценах 1998 г.);

Работа скважин ЭЦН Барсуковского месторождения после обрыва фрезерного скребка

Скважина	Куст	Дата обрыва	Дебит жидкости, тонн/сутки		Дата ремонта	Вид ремонта
до обрыва	после обрыва
596	40а	11.1997	17	23	11.1997	Смена ЭЦН
1547	416	12.1997	26	39	12.1997	Смена ЭЦН
1656	59	02.1997	62	55	Без ремонта более 1 года
1814	49б	10.1997	43	51	11.1997	Очистка лифта
1849	516	10.1998	49	54	10.1998	Смена ЭЦН
1849	516	09.2000	38	38	09.2000	Смена ЭЦН
1870	56	01.1998	41	41	02.1998	Очистка лифта
2017	45	03.1997	36	40	04.1997	Смена ЭЦН
2050	57	12.1997	18	16	Без ремонта 3 месяца
3059	39	08.1997	18	28	09.1997	Смена ЭЦН
3174	46	08.1997	55	57	09.1997	Смена ЭЦН
3323	576	03.1997	43	43	Без ремонта более 1 года
3338	60	12.1997	58	66	Без ремонта более 1 года

Технология ООО «Фирма «Каскад» может быть использована другими нефтедобывающими предприятиями для борьбы с АСПО.

Из материалов сборника научных трудов по результатам НИОКР за 2002 год ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Способ добычи нефти в осложненных условиях

Способ относится к области добычи нефти и может быть использован для определения оптимального межочистного периода скважинного оборудования и уменьшения эксплуатационных затрат. Способ включает отбор скважинной жидкости, депарафинизацию, определение дебита скважинной жидкости и определение оптимального количества дней межочистного периода скважинного оборудования (МОП) на основе, по крайней мере, двух контрольных этапов эксплуатации скважины. Ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости и ежедневно определяют падение дебита нефти по отношению к дебиту нефти в начале первого контрольного этапа эксплуатации скважины. Определяют суммарные потери, связанные со снижением дебита, и затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины. В момент равенства затрат определяют МОП первого контрольного этапа эксплуатации скважины. Выполняют следующую депарафинизацию термической или химической обработкой скважины. Затем выполняют все перечисленные операции на втором контрольном этапе эксплуатации скважины. Оптимальное количество дней МОП определяют в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважины. МОП каждого контрольного этапа эксплуатации определяют по формуле. Повышается эффективность добычи нефти в осложненных условиях и уменьшаются эксплуатационные затраты. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти в осложненных условиях для определения оптимального межочистного периода (МОП) скважинного оборудования.

Известен способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости и очистку скважинного оборудования от отложений асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) путем проведения химической обработки (Рагулин В.В. и др. Исследование свойств АСПО и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов. Нефтепром. дело. - №5. - 2001. - С.33-36).

Недостатком способа является большие эксплуатационные затраты, связанные с приобретением химических реагентов.

Известен также способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости, очистку скважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых веществ путем проведения термической или химической обработки (Эксплуатация нефтяных газовых скважин: Учебник для техникумов. А.И.Акульшин и др. - М.: Недра. - 1986. - С.197-198).

Недостаток способа заключается в том, что межочистной период определяется без проведения предварительного обследования изменения дебита скважины во времени и учета экономических показателей процесса добычи, что приводит к снижению эффективности добычи и к увеличению эксплуатационных затрат.

Известен способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости, очистку скважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых веществ, т.е. депарафинизацию с подъемом запарафиненных и спуском чистых подъемных труб, возбуждение скважины, определение среднесуточного дебита скважины за время одного цикла с учетом потери нефти за время, потребное на депарафинизацию по формуле:

где Q - фактическая добыча нефти за первые сутки цикла;

q - потери нефти за один цикл, который определяется по формуле:

где q_з - потери нефти в период запарафинирования;

q_д - потери нефти в период депарафинизации и возбуждения скважины.

(Галонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика. М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1955, с.26-29), выбранный в качестве рототипа.

Способ депарафинизации подъемных труб, который не требует остановки скважины, не учитывает потери, связанные с применением, например, агрегатов для прокачки горячей нефти, электродепарафинизации, очистке труб скребками или затраты на химические реагенты, а использование каждого из указанных выше методов требует специфических условий их осуществления, что связано с дополнительными потерями, расходами. Технологические режимы оказывают влияние на МОП, а это свидетельствует о необходимости измерять дебит нефти.

Недостатком является также и то, что в прототипе рассматриваются лишь общие рекомендации выбора межочистного периода, в частности, что нельзя доводить падение добычи до нуля, и что слишком частые обработки (депарафинизация) также экономически невыгодны, но не приводится способ определения - оценки оптимального межочистного периода, нет конкретных рекомендаций. Отсутствуют данные по определению оптимального межочистного периода и нет расчета этой оптимальной величины.

Поставлена задача создать способ добычи нефти в осложненных условиях, который бы обеспечивал максимально возможное увеличение эффективности добычи нефти и уменьшение эксплуатационных затрат.

Технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти в осложненных условиях, включающем отбор скважинной жидкости, депарафинизацию, определение дебита скважинной жидкости и определение оптимального количества дней межочистного периода (МОП) на основе, по крайней мере, двух контрольных этапов эксплуатации скважины, новым является то, что ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости и ежедневно определяют падение дебита нефти по отношению к дебиту нефти в начале первого контрольного этапа эксплуатации скважины, определяют суммарные потери, связанные со снижением дебита, и затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины и в момент их равенства определяют МОП первого контрольного этапа эксплуатации скважины и выполняют следующую депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, затем выполняют все перечисленные операции на втором контрольном этапе эксплуатации скважины и оптимальное количество дней МОП определяют в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважины, причем МОП каждого контрольного этапа эксплуатации определяют по формуле:

где n_опт - оптимальное количество дней МОП, сут;

З₁ - затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, руб;

Ц₁ - цена одной тонны нефти на промысле, руб;

_с.ж - среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости, м 3 /сут;

- плотность нефти, т/м 3 ;

К₁ - коэффициент, учитывающий содержание нефти в скважинной жидкости.

При этом среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости определяют по формуле:

где _c.ж. - ежедневное уменьшение дебита скважинной жидкости,

n - количество дней, в течение которых измеряют дебит скважинной жидкости контрольного этапа.

Способ реализуется следующим образом. После выполнения очередного ремонта (текущего или капитального) или термообработки скважины ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости. Для этого используют, например, установку “Спутник”. С учетом обводненности и плотности нефти определяют дебит скважины по нефти, т.е. _н= _с.ж.К₁ , где _с.ж.. - средний суточный дебит скважиной жидкости, м 3 /сут; K₁=1–К₂ - коэффициент, учитывающий содержание нефти в скважинной жидкости;

К₂ - коэффициент обводненности (изменяется от 0 до 0,99).

Сравнивают затраты на термообработку и потери от снижения дебита скважины и в момент их равенства определяют межочистной период. После этого выполняется следующая термообработка скважины и повторно осуществляется сбор информации ( _c.ж., _н, К₂, Ц₁) и определяется второй оптимальный межочистной период. В дальнейшем оптимальный межочистной период определяется в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважин.

В пределах одного межочистного периода или контрольного этапа Ц₁, K₁, K₂, и З₁, как правило, не изменяются.

Пример. Если затраты на одну термообработку скважины при помощи агрегата депарафинизации АДП З₁=10000 руб., цена нефти на промысле Ц₁=1000 руб/т, среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости _ср=0,1 м 3 /сут, плотность нефти 0,84 т/м, коэффициент, учитывающий содержание нефти K₁=0,8, то первый оптимальный межочистной период равен n_опт1=10000/1000 0,1 0,84 0,8=149 сут.

Если на втором контрольном этапе среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости равно 0,13 м 3 /сут, то n_опт2=10000/1000 0,84 0,8=114,5 сут.

Далее по уменьшению дебита в конце первого ₁ и второго ₂ контрольных этапов определяют оптимальный параметр для выбора последующих термообработок _I=( ₁+ ₂)/2.

Если ₁=10,2 м 3 /сут, а ₂=10,33 м 3 /сут, то ₃=(10,2+10,33)/2=10,27 м 3 /сут, где i=3. При снижении дебита на 10,27 м 3 /сут, по сравнению с дебитом в начале периода, надо выполнить следующую термообработку. В таблице 2 приведены результаты замеров, проведенные в естественных условиях.

Приведенные результаты свидетельствуют о том, что предлагаемый способ является более эффективным, чем известные, так как добыча нефти увеличивается на 10-15%, а межочистной период увеличивается на 30%.

Таким образом, предложенный способ по результатам измерения параметров добычи нефти позволяет определить допустимое снижение дебита и тем самым - МОП, что способствует к уменьшению эксплуатационных затрат.

Способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости, депарафинизацию, определение дебита скважинной жидкости и определение оптимального количества дней межочистного периода (МОП) на основе, по крайней мере, двух контрольных этапов эксплуатации скважины, отличающийся тем, что ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости и ежедневно определяют падение дебита нефти по отношению к дебиту нефти в начале первого контрольного этапа эксплуатации скважины, определяют суммарные потери, связанные со снижением дебита, и затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины и в момент их равенства определяют МОП первого контрольного этапа эксплуатации скважины и выполняют следующую депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, затем выполняют все перечисленные операции на втором контрольном этапе эксплуатации скважины и оптимальное количество дней МОП определяют в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважины, причем МОП каждого контрольного этапа эксплуатации определяют по формуле:

где n_опт - оптимальное количество дней МОП, сут.;

З₁ - затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, руб.;

Ц₁ - цена одной тонны нефти на промысле, руб.;

_с.ж - среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости, м 3 /сут;

- плотность нефти, т/м 3 ;

К₁ - коэффициент, учитывающий содержание нефти в скважинной жидкости.

При установке МАС стрелка на кожухе должна указывать вверх (при повторном спуске вверх должен быть направлен торец МАС с рисками на внутренней поверхности МАС.

Требования и рекомендации по установке и эксплуатации магнитных аппаратов типа МАС в добывающих скважинах:

1 Для нормальной работы МАС в скважине требуется полная очистка и промывка всего оборудования до забоя (лучше растворителем, а после длительной работы без промывки или длительного простоя— лучше механическая очистка затрубного пространства).

2 Скважина должна быть работающей с систематически контролируемыми параметрами.

3 Магнитный аппарат устанавливается в колонну штанг непосредственно над насосом,штанги оборудуют центраторами (не ферромагнитными), исключающими прилипание и трение штанги по корпусу МАС; могут бытьиспользованы штанги с полиамидными скребками, укрепленными на расстоянии 750 мм друг от друга.

4 Рекомендуется устанавливать МАШ в скважины с интервалом отложения АСПО выше насоса и с дебитом выше 10 м 3 /сут.

5 Запрещается наносить удары, например, кувалдой по корпусу и кожуху МАШ.

6 Категорически запрещается нагревать МАС выше 50 о С, оберегать МАС от воздействия острым паром и нагрева прямыми солнечными лучами. При установке МАС стрелка на кожухе должна указывать вверх (при повторном спуске вверх должна быть направлена головка штанги с номером МАС, выбитым на квадрате цифрами).

3.3 Методика расчета межочистного и межремонтного периода

Дополнительное оборудование, предупреждающее осложнения в процессе эксплуатации повышает межочистной и межремонтный периоды скважин. Межочистной период (МОП) – характеризует среднюю работоспособность насосных установок с момента запуска (обработки) до отказа. Расчет производиться по формуле:

где Тi – суммарное количество суток, отработанное скважинным оборудованием с момента пуска скважины в работу, до отказа подъемного оборудования.

Пi – суммарное количество промывок, проведенное за период спуска оборудования до следующего ремонта (нормативного отказа).

Увеличение наработки на отказ является одним из основных показателей правильного технологического подбора метода предотвращения отложений АСПО. Увеличение наработки на отказ ГНО ведет за собой увеличение коэффициента межочистного периода К:

где Т1–средний МОП за текущий скользящий год (месяц) по залежи в сутках.

Т2– средний МОП за прошедший скользящий год (месяц) по залежи в сутках.

Расчет производится по каждой скважине с ведением анализа ее работы. Данные расчеты позволяют в целом рассмотреть динамику увеличения межочистного периода по залежи, месторождению.

Межремонтный период (МРП) – это продолжительность фактической эксплуатации скважины, от ремонта до ремонта, то есть время между двумя ПРС.

В МРП не включается продолжительное время промывки и ТРС без подъема, смены насоса.

Продолжительность МРП расчитывают один раз в квартал, путем деления числа дней отработанных в течение квартала на число ПРС, за то же время в данной скважине.

МРП – это важный параметр, по которому судят об успешной эксплуатации скважины.

При внедрении магнитных аппаратов, глубинных дозаторов и других методов рассчитывается усредненные за скользящий год (квартал, месяц) параметры работы скважины:

Межочистной период МОПI =НI / СI (3)

Межремонтный период МРП = НI /РI (4)

где коэффициент эксплуатации скважины КI= НI / 365;

СI – число всех обработок (промывоки обработок реагентами) скважины, включающих операцию депарафинизации оборудования после внедрения;

РI– число всех подземных ремонтов после внедрения;

НI – количество отработанных суток, т.е. наработка скважины на отказ после внедрения дополнительного оборудования.

В подсчёт наработки на отказ не входят ремонты, связанные с :

- неисправностями наземного оборудования (СК, УА, коллектора), которые не привели к отказу и замене скважинного оборудования.

- отказами, связанными с заменой полированного штока УШГН, ликвидацией срыва полированного штока с траверсы канатной подвески.

- отказами, связанными со снижением изоляции кабеля УЭЦН в кабельном вводе, ликвидированные без замены оборудования.

- остановками для проведения геолого– технических мероприятий при работоспособном скважинном оборудовании.

- остановками для проведения исследований.

- неисправностями скважинного оборудования, ликвидированные без подъёма оборудования (промывкой, перепосадкой штангового насоса).

- повторными отказами, (по оборудованию, не отработавшему 48 часов).

- переводом скважин из категории в категорию, с одного способа эксплуатации на другой при работоспособном оборудовании.

3.4 Анализ эффективности применения магнитных аппаратов

В ходе работы над дипломным проектом проанализированы отчёты базы ТРС и промывок с 2002 по 2009 годы. Для расчётов эффективности выявлены по технологическим режимам 27скважин, на которых внедрены магнитные аппараты для предупреждения образования АСПО. Дата внедрения магнитных аппаратов на скважины является ключевым звеном для начала отсчёта эффекта от применения этого дополнительного оборудования.

Проведём анализ эффективности по межочистному периоду.

В результате работы над проектом проанализированабазапромывок с 2002 по 2009 годы и произведен анализ эффективности применения МАС для предупреждения АСПО на Павловском месторождении по межочистному периоду. Рассчитан МОП до внедрения магнитных аппаратов и после внедрения. Все расчёты сведены в таблицу 5.

Выводы по эффективности применения МАС:

Таблица – 5 МОП по скважинам, оборудованным магнитными аппаратами

Из проанализированных 27 скважин наблюдается эффект по увеличению межочистного периода в 17 скважинах :№№ 72; 208; 336; 720; 748; 753; 807; 865; 879; 882; 2043; 2099; 822; 877; 742; 962; 914; эффект сомнителен на скважинах №№ 747; 995; 1017, не наблюдается эффекта на скважинах №№ 2210; 880; 107; 314; 223; 851; 1052.

Выводы по эффективности применения МАС по МОП:

По 27 скважинам до внедрения МАС общий МОП составляет 1981 сутки, средний удельный МОП на одну скважину –74 дня. После внедрения МАС общий МОП составил 5258 суток, средний удельный МОП на одну скважину равен 195 суткам (рисунок 9). Средний прирост по 27 скважинам составил 121 сутки.

На основании таблицы 5 рассчитаем прирост МОП после внедрения МАС и внесём данные в таблицу 6.

Таблица 6–Увеличение МОП после внедрения МАС

№ скв.	Увеличение МОП после внедрения МАС (сут)
№ скв.	Увеличение МОП после внедрения МАС (сут)

Взяв 17 скважин, на которых наблюдается стойкий эффект от внедрения МАС, рассчитаем средний прирост МОП, он составил 232 дня. Получается, что эффект от внедрения МАС на 27 скважинах Павловского месторождения составляет 62,9%.

Рисунок 11– Сравнение среднего удельного МОП по всем скважинам, оборудованным МАС до и после внедрения

На основании анализа фактического промыслового материала по межочистному периоду можно сделать вывод, что эффект от внедрения МАС составляет 62,9% , поэтому в дальнейшем для повышения работоспособности скважин необходимо и дальше внедрять дополнительное оборудование.

Проведём анализ эффективности применения МАС по наработке на отказ по четырём скважинам из 27. Данные для анализа взяты из базы отчётов ТРС с 2002 по 2009 годы.

Таблица 7 –Анализ эффективности применения МАС на скважине №72

Дата ремонта	Наработка на отказ ( сут)	Причина ремонта	Затраты ( руб)
01.03.02 г	АСПО	90 000
17.07.02 г	АСПО	100 000
22.11.03	ППР. Спуск МАС	143 550
12.03.04	Отсутствие подачи	83 660
25.02.06 г	Отсутствие подачи	97 994

По составленной таблице рассчитаем среднюю удельную наработку на отказ до внедрения и после внедрения МАС. До внедрения МАС за два года было проведено три ТРС, средняя наработка на отказ составила 265 суток, т. е. насос не отрабатывал гарантийный срок..После внедрения МАС за три года было проведено два ТРС, средняя наработка на отказ составила 407 суток, т. е. в среднем ремонты не были преждевременными.Суммарные затраты на ТРС до внедрения МАС за два года составили 333550 руб, а после внедрения – 181654 руб. Эффективность от внедрения МАС по уменьшению количества ТРС и увеличению наработки на отказ на скважине №72 подтверждается.

Рисунок 12–Динамика изменения наработки на отказ до и после внедрения МАС на скважине № 72

Таблица 8 – Анализ эффективности применения МАС на скважине № 208

Дата ремонта	Наработка на отказ ( сут)	Причина ремонта	Затраты (руб)
09.08.02 г	АСПО	75 000
01.03.03 г	АСПО	74 510
07.06.04	Зависли штанги. АСПО. Спуск МАС–2	122 130
16.07.05	Зависли штанги. АСПО.	122 000

По составленной таблице рассчитаем среднюю удельную наработку на отказ до внедрения и после внедрения МАС. До внедрения МАС за два года было проведено два ТРС, средняя наработка на отказ составила 232 суток, т. е. насос не отрабатывал гарантийный срок. После внедрения МАС за два года было проведено два ТРС, средняя наработка на отказ составила 420 суток, т. е. в среднем ремонты не были преждевременными. Суммарные затраты на ТРС до внедрения МАС за два года составили 149 510 руб, а после внедрения – 244 260 руб. Эффективность от внедрения МАС по увеличению наработки на отказ на скважине № 208подтверждается.

Рисунок 13– Динамика изменения наработки на отказ до и после внедрения МАС на скважине №208

Таблица9 – Анализ эффективности применения МАС на скважине № 720

Дата ремонта	Наработка на отказ (сут)	Причина ремонта	Затраты (руб)
09.07.02 г	Износ п/штока, СУСГ	100 000
12.01.04 г	ППР. Спуск МАС	114 521
25.04.06 г	Утечки в арматуре	105 199

По составленной таблице рассчитаем среднюю удельную наработку на отказ до внедрения и после внедрения МАС. До внедрения МАС за два года было проведено два ТРС, средняя наработка на отказ составила 572 суток, т. е. насос отрабатывал гарантийный срок, а причины ремонтов не были связаны с АСПО. После внедрения МАС за два года был проведен один ТРС, наработка на отказ составила 832 суток. Эффективность от внедрения МАС по увеличению наработки на отказ на скважине № 720и уменьшению количества ТРС подтверждается.

Рисунок 14 – Динамика изменения наработки на отказ до и после внедрения МАС на скважине № 720

Таблица 10 – Анализ эффективности применения МАС на скважине № 753

Дата ремонта	Наработка на отказ (сут)	Причина ремонта	Затраты ( руб)
24.11.02 г	ЛОШ	70 000
24.02.03 г	ЛОШ	79 664
16.08.03	ЛОШ	54 365
16.10.03	ППР. Спуск МАС–2	133 103
25.12.04 г	Износ СУСГ	40 360
17.08.05 г	Износ п/штока	80 000
10.10.06 г	Утечки в СУСГ. Износ цилиндра.	85 000

По составленной таблице рассчитаем среднюю удельную наработку на отказ до внедрения и после внедрения МАС. До внедрения МАС за два года было проведено четыре ТРС, средняя наработка на отказ составила 244 дня, т. е. насос не отрабатывал гарантийный срок, а причины ремонтов были связаны с АСПО. После внедрения МАС за три года было проведено три ТРС, но два из них не были связаны с подъёмом подземного оборудования, поэтому средняянаработка на отказ составила 731 сутки. Эффективность от внедрения МАС по увеличению наработки на отказ на скважине №753 и уменьшению количества ТРС подтверждается.

Рисунок 15 – Динамика изменения наработки на отказ до и после внедрения МАС на скважине №753

Обобщим проведённые исследования по четырём скважинам, рассчитав среднюю удельную наработку на отказ до внедрения МАС и после, сведя все расчёты в таблицу 11.

Таблица 11 – Сводная таблица наработки на отказ до и после внедрения МАС

№ скважины	Наработка на отказ (сут) до внедрения МАС	Наработка на отказ (сут) после внедрения МАС
Средняя удельная наработка ( сут)

Рисунок 16 – Динамика изменения средней удельной наработки на отказ до и после внедрения МАС по четырём скважинам

По анализу наработки на отказ, проведённому по четырём скважинам, можно сделать вывод, что средняя удельная наработка на отказ после внедрения МАС выросла в 1,8 раза, таким образом, внедрение МАС эффективно.

По проведённому анализу по МОП и наработке на отказ можно сделать вывод, что внедрение магнитного аппарата на месторождении привело к увеличению МОП в 2,6 раза (МОП до внедрения составлял 74 суток, после внедрения стал 195 суток по 27 скважинам) и к увеличению наработки на отказ в 1,8 раза (наработка до внедрения составляла 328 суток, после внедрения МАС увеличилась до 598 суток) на четырёх скважинах). Таким образом магнитные аппараты можно и дальше внедрять на нефтяных скважинах Павловского месторождения, учитывая геолого – физические характеристики конкретной скважины.

4 Экономическая часть

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капитальными вложениями.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

- снижение затрат на производство единицы продукции;

- повышение качества изделий (экономия у потребителя);

- рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на повышение совершенствования техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство.

Данными для расчетов послужили показатели базы отчетов ТРС по ЦДНГ–1и условно принятые данные.

Основные расчётные показатели сведены в таблицу 12.

Таблица 12 – Основные расчётные показатели скважины № 208

Показатели	Скв.№208
Наработка до внедрения МАС, дни
Наработка после внедрения МАС, дни
Суточный объем нефти, т/сут	6,1
Затраты до внедрения МАС, тыс. руб.	122, 130
Затраты после внедрения МАС, тыс. руб.	122, 0

Затраты до внедрения МАС взяты по ремонту, проведённому в 2004 году, когда был внедрён магнитный аппарат. Затраты после внедрения МАС взяты по ремонту, проведённому в 2005 году.

4.1 Определение количества добытой нефти до и после внедрения МАС

, (1)

где – объем наработки;

– дни наработки;

– суточный объем нефти.

До внедрения МАС количество добытой нефти составила:

= 232*6,1 =1415,2 т

После внедрения МАС количество добытой нефти составила:

=420*6,1=2562 т

Рисунок 17 – Годовая добыча нефти (тонн) до и после

внедрения МАС на скв. № 208

4.2 Определение объема дополнительной нефти

= – , (2) где – объем дополнительной нефти;

– объем после внедрения МАС

– объем до внедрения МАС.

=2562–1415,2= 1146,8 т

Рассчитываем дополнительные дни наработки после внедрения МАС по формуле:

= – , (3)

где – определение рабочих дней;

– дни после внедрения МАС;

– дни до внедрения МАС.

=420–262= 188 сут;

4.3 Определение приведенных затрат на добычу 1т нефти

= / , (4)

= / (5)

где и – приведенные затраты на единицу продукции (работы), производимой с помощью заменяемой (базовой) и новой техники.

=122130,0/1415,2=86,2руб.

=122 000,0/2562=47,6 руб.

Годовой экономический эффект от внедрения новых технологических процессов, механизации и автоматизации производства, способов организации производства и труда, обеспечивающий экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э=( – )* , (6)

где Э– годовой экономический эффект, млн.руб;

– годовой объем производства продукции (работы) с помощью новой техники, натуральные единицы.

Э= (86,2 – 47,6) * 2562=98,893тыс.руб;

Основные технико–экономические данные расчетов занесены в сводную таблицу 13.

Таблица 13 – Основные технико–экономические данные скв. №208

Показатели	Скв.№803
Добыча нефти до внедрения МАС, т	1415,2
Добыча нефти после внедрения МАС, т
Объем дополнительной добычи нефти, т	1146,8
Дополнительные дни наработки после внедрения МАС, сут
Приведенные затраты на добычу 1 т нефти, руб (до внедрения).	86,2
Приведенные затраты на добычу 1 т, нефти (после внедрения).	47,6

Проделанные расчеты позволяют сделать вывод, что внедрение МАС на скважине № 208 по экономическим показателям эффективно.

Рисунок 18 – Сравнение приведённых затрат на добычу нефти до и после внедрения МАС

Нефть, Газ и Энергетика

Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы.

Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.

Порядок расчета межремонтного периода общего фонда действующих скважин одинаков, независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатируемого оборудования, независимо от количества скважин, как в масштабе НГДУ, объединения, так и в целом по отрасли.

МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год).

При расчете межремонтного периода скважин, так же, как и при расчете ремонтного периода любого объекта или оборудования, пользуются формулой:

Нефть, Газ и Энергетика

В процессе работы с фондом скважин необходимо использовать как можно больше разнообразных методов борьбы с АСПО. Предполагается, что поскольку каждая скважина имеет свои индивидуальные особенности работы, то и способы борьбы с осложнениями в процессе добычи должны быть разными.

В процессе текущей работы должен определиться тот или иной фонд скважин в которых наиболее эффективно применение определенных методов борьбы с АСПО (превентивной защиты от образования отложений и/или ликвидации ужу образовавшихся).

Ø Применение двухрядного лифта, не принесло ожидаемого эффекта в предполагаемых масштабах, хотя и были определены скважины, где промывка горячей нефтью через двухрядный лифт достаточно эффективна.(Работы велись в течении 1996-97г.г. и в настоящее время данный метод обработок не применяется) Нецелесообразность дальнейших работ была вызвана по двум основным причинам:

1. МРП-рассматриваемой категории скважин не изменился, а в некоторых случаях даже снизился,

ü Скважины с глубиной образования до 500-700 метров составляют до 28% от всех, а глубина образования более 500 метров порядка 1,5%.

ü Образование АСПО в НКТ на глубине до 100 метров наблюдается часто в простаивающих или остановленных спо каким либо причинам скважинах, не зависимо от дебита и обводненности продукции,

ü В свкажинах с интервалом до 300 метров среднестатистический дебит составляет 52м3/сут при обводненности до 15%,

ü В скважинах с интервалом до 500 метров среднестатический дебит составляет 45м3/сут при обводненности до 25%,

Таким образом, можно сделать вывод, что глубина образования АСПО имеет обратно пропорциональную зависимость от дебитов скважин.

Нефть, Газ и Энергетика

В процессе текущей работы должен определиться тот или иной фонд скважин в которых наиболее эффективно применение определенных методов борьбы с АСПО ( превентивной защиты от образования отложений и/или ликвидации ужу образовавшихся).

В данном дипломном проекте, в первую очередь рассматривались и применялись такие методы, которые не требовали больших экономических затрат и приносили максимальный технологический эффект. С этой точки зрения рассматривались все методы и способы борьбы с АСПО в условиях Фаинской группы месторождений.

1. МРП-рассматриваемой категории скважин не изменился, а в некоторых случаях даже снизился,

ü В скважинах с интервалом до 500 метров среднестатический дебит составляет 45м3/сут при обводненности до 25%,

Читайте также: