Обустройство нефтяной скважины № 50s2 и реконструкция ГЗУ-3 Вишанского нефтяного месторождения (Оценка эффективности предлагаемых мероприятий)

ГЛАВА 3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

По мере выработки запасов нефти из месторождений ухудшаются технологические и экономические показатели разработки: растет обводненность извлекаемой продукции скважин, снижаются  дебиты скважин по нефти, растут удельные вложения и себестоимость продукции.

Показателями эффекта служат чистая, товарная и валовая продукция, прибыль (балансовая или от реализации промышленной продукции).

Для подготовки расчета  эффективности геолого-технических мероприятий на планируемый период необходимы показатели, которые определяются на базе ретроспективного анализа работ и текущего состояния стоимостных показателей. Эти показатели можно разбить на две группы:

- технологические;

- стоимостные.

К технологическим показателям относятся:

количество мероприятий, n, шт.;

общая дополнительная добыча нефти, DV, тонн;

К стоимостным показателям относятся:

среднефактические затраты на выполнение одного ремонта (1

скважино-операции), З_ГТМ, руб.;

окупаемость затрат в течение года выполнения ГТМ, К_окуп.т, ед.;

полный период окупаемости затрат, Т_п, сут.;

себестоимость добычи нефти, С, руб.;

чистая прибыль на одну тонну дополнительно добытой нефти, Пр_1т, руб.

Цель данного раздела дипломного проекта – оценка предлагаемых геолого-технических мероприятий проводится по следующим вариантам разработки:  базовый (без проведения геолого-технического мероприятия);

рекомендуемый (с проведением геолого-технического мероприятия).

Проведем анализ эффективности по следующим мероприятиям:

1)  Увеличение длины хода плунжера насоса (скважина 46s2);

2)  Перевод скважины с насоса НГВ-38 на насос НГВ-44  (скважина 152).

Рассмотрим первое мероприятие (увеличение длины хода плунжера насоса НГВ-44 с 2 до 2,5 м).

При изменении длины хода плунжера насоса можно считать, что затраты потребляемой электроэнергии на подъем 1 тонны нефти на поверхность не изменяются, а изменяется только среднесуточный дебит нефти.

   Покажем изменение среднесуточного дебита нефти при увеличении длины хода плунжера насоса с 2 до 2,5 м. Диаметр плунжера насоса D=0,044 м и число качаний в минуту n = 6,6 остаются неизменными.

   Теоретическая производительность насоса определяется по формуле:

                                             (3.1)

где Q – теоретическая производительность насоса, м³/сут;

D – диаметр плунжера насоса, м;

L – длина хода плунжера, м;

n – число качаний в минуту.

Определим относительное изменение производительности насоса. Для этого возьмем отношение производительности насоса при длине хода плунжера равной 2,5 м к производительности при длине хода равной 2м.

                      (3.2)

где Q_2,5  – теоретическая производительность насоса при длине хода плунжера 2,5 м, м³/сут;

Q₂ – теоретическая производительность насоса при длине хода плунжера 2 м, м³/сут;

L_2,5 – длина хода плунжера 2,5 м;

L₂ – длина хода плунжера 2 м.

Тогда относительное изменение производительности насоса:

Следовательно, при увеличении длины хода плунжера насоса с 2 до 2,5 м среднесуточный дебит скважины увеличится на 25%. Тогда, если дебит скважины по нефти до увеличения длины хода плунжера был 14,6 т/сут, то после увеличения длины хода плунжера до 2,5 м дебит составит 16,09 т/сут.

Рассчитаем экономические показатели.

Энергетические затраты состоят:

·  Затраты на установленную мощность:

Стоимость 1 кВт мощности составляет Ц_у = 21391,88 руб/мес.

·  Затраты на потребляемую мощность:

Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии Ц_п = 173,3 руб/кВт×ч

Затраты на установленную мощность в сутки определяются по формуле, руб/сут:

                                               (3.3)

где М_у ¾ установленная мощность электродвигателя.

М_у = 30 кВт.

 руб/сут

Определяем затраты на установленную мощность при добыче 1т нефти, руб/т:

                                                (3.4)

где q_н ¾ среднесуточный дебит нефти до мероприятия q_н1 = 14,6 т/сут

 руб/т после мероприятия q_н2 = 16,09 т/сут

 руб/т

Определяем затраты на потребляемую мощность.

При глубиннонасосной добыче нефти на удельный расход электроэнергии влияют глубина динамического уровня и суточный дебит жидкости скважины, тип и состояние подземного оборудования и степень его разгрузки, а также геологические факторы: степень искривления ствола скважины, вязкость добываемой нефти [11].

Удельный расход электроэнергии на подъём 1т нефти, кВт×ч/т:

                                              (3.5)

где H_дин – динамический уровень в скважине, м (H_дин=905 м);

K_у – КПД всей насосной установки.

                                         (3.6)

где К_н – КПД насоса, К_н=0,4;

К_э – КПД электродвигателя, К_э=0,85;

К_ск – КПД станка качалки, К_ск=0,95;

К_п – коэффициент подачи насоса, К_п=0,531.

Тогда получим следующее значение КПД насосной установки:

Удельный расход электроэнергии на подъём 1т нефти:

 кВт×ч/т

Определяем расход электроэнергии на суточную добычу нефти:

  кВт×ч/сут                      (3.7)

  кВт×ч/сут                      (3.8)

Определяем затраты за потребляемую электроэнергию на добычу 1т нефти:

 руб/т                                (3.9)

Определяем суммарные затраты электроэнергии на добычу 1т нефти:

 руб/т                       (3.10)

 руб/т                       (3.11)

Определяем добычу нефти за год, т/год:

                                           (3.12)

где К_и.ф. –коэффициент использования фонда, равный 0,93.

 т/год

 т/год

Рассмотрим теперь второе мероприятие (перевод скважины с насоса