Технология эксплуатации скважин месторождения Акшабулак Восточный

Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

По полученным значениям Re и Ks находим по графику значение[11]

Для определения необходимо найти общую глубину спуска насоса L, которая равна

L = hq + h=1074,8 +50=1124,8, (7)

где h=50м - глубина погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от газового фактора и определяется приближенным расчетом.

Теперь определим потери напора на трение и местные сопротивления:

Необходимый напор насоса определим по формуле:

3. Подбор насоса:

Насос подбирают в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН. Для получения дебита Q = 39,8 м 3 /сут и напора = 1301,2 м.ст.ж. наиболее подходит насос УЭЦН 5-40-1400, с числами ступеней =299.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора, определим по формуле:

где - число ступеней насоса

Нн - напор, создаваемый насосом.

Следовательно, насос УЭЦН - 5 - 40 - 1400 должен иметь 299 - 21 = 268 ступени. Вместо внятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливаются приставки. В случае необходимости избавиться от вредного влияния газа, вместо нескольких ступеней, устанавливают газосепараторы и газодиспергаторы [10].

Исходя из технической характеристики УЭЦН 5 - 40 - 1400 эл/дв. берем ПЭД 20-103. Кабель выбираем КРБК 3х16, трехжильный круглый с площадью сечения 165 мм 2 и d-м = 13,1 мм. На длине насоса и протектора (около 7 м) берем плоский кабель КрБП 3х10 с площадью сечения 10 мм 2 и толщиной 12,2 мм. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в них и КПД установки. Потери в кабеле КрБК 3х16 длиной 100 м определим по формуле:

где I - сила тока в статоре э/двигателя ПЭД 20-103 и равна I = 29 А.

R - сопротивление кабеля.

Р - потери энергии в кабеле, кВт

Сопротивление кабеля длиной 100 м определим по формуле:

где - удельное сопротивление кабеля при Тк, Ом•мм 2 /м 2 ,

q - площадь сечения жилы кабеля 16 мм 2 .

Удельное сопротивление кабеля при Тк = 313 К, q = 16 мм 2

где = 0,0175 Ом•мм 2 /м. - удельное сопротивление меди при Т = 293 К; = 0,004 - температурный коэффициент для меди. =>, R определяется по формуле:

Потери э/э в кабеле определим по формуле:

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса L = 1125 м и расстояния от скважины до СУ (10 м).

Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 1225 м. В этом кабеле с q = 16 мм 2 потери составляют:

Плоский кабель длиной 6,5 м для уменьшения основного диаметра агрегата берем на один размер меньше круглого, т.е. с площадью сечения 10 мм 2 .

5. Выбор двигателя:

Мощность э/двигателя, необходимо для работы насоса, определим по формуле:

где = 0,5 - КПД насоса

При потере 3,315кВт мощности в кабеле потребная мощность двигателя составит:

На основании расчетов принимаем э/двигатель ПЭД 20-103, мощностью 20 кВт, диаметром 103 мм.

6. Определение основного диаметра агрегата.

Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирается с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбираем допустимый зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата диаметральный зазор для скважины с диаметром колонны 168 мм принимаем 5 - 10 мм. Наибольший основной размер погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром колонны и допустимым зазором.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля определим:

где - наружный диаметр э/двигателя

- наружный диаметр насоса

- толщина плоского кабеля

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля, определим по формуле:

где = диаметр муфты равный 88,9 мм для 73 мм насосной трубы;

- диаметр круглого кабеля = 13,1 мм.

Тогда по формуле находим:

т.к. , то диаметра агрегата выбран правильно.

7. Выбор автотрансформатора.

Автотрансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от СУ до э/двигателя. Для этого необходимо найти падение напряжения в кабеле, в В.

где - активное уд. Сопротивление кабеля Ом/км;

- индуктивное удельное сопротивление кабеля Ом/км (для кабеля КрБК 3х16 приблизительно = 0,1 Ом/км)

- коэффициент мощности установки

- коэффициент мощности реактивный

=29 А; = 1225 м = 1,225 км.

Активное уд. сопротивление определяется по формуле:

для ПЭД 20-103 равен 0,765

Потери напряжения в кабеле определим по формуле:

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжения электродвигателя 400 В и потерь напряжения в кабеле.

где = напряжению э/двигателя В.

Для э/двигателя ПЭД 20-103; с напряжением 400В, требуется напряжение во вторичной обмотке трансформатора, с учетом потерь напряжения в кабеле, 460,87В. Этому требованию удовлетворяет автотрансформатор АТС3-20 с пределами регулирования напряжения во вторичном обмотке от 410 до 540 В.

8. Выбор силовой установки

Для управления э/двигателем ПЭД 20-103 берем АТС3-20 (по таблице характеристики автотрансформаторов и трансформаторов ).

9. Определение удельного расхода электроэнергии

Характерным энергетическим показателем работы электронасосной установки служит расход э/э на 1 т добытой жидкости.

Он определяется по формуле:

где - высота подачи жидкости (1074,8 м);

- общий КПД установки.

где - КПД труб = 0,94;

- КПД двигателя = 0,73;

- КПД кабеля, зависит от сечения, длины, J, и t изменяется 0,7 до 0,95;

- КПД автотрансформатора = 0,96.

= 0,94 х 0,5 х 0,73 х 0,83 х 0,96 = 0,273.

Удельный расход электроэнергии рассчитывается по (25) формуле:

2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ

Расчет параметров УЭЦН с использованием компьютерной программы Microsoft Excel для скважины № 34 показано в приложении A.

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

Расчет экономической эффективности эксплуатации месторождения Акшабулак проведен для сравнения вариантов разработки и не может служить для оценки деятельности предприятия.

Попутный газ, добываемый на месторождении, используется для выработки электроэнергии и сжиженного газа для собственных нужд предприятия.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приводятся в текущих ценах. С переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов. Инфляция не учитывалась, так как не оказывает влияние на конечные результаты.

В расчетах принято, что обеспечение необходимых объемов финансирования обустройства и разработки месторождения будет осуществляться:

За счет реинвестиции чистой прибыли учредителей;

За счет аккумулированных амортизационных отчислений на реновацию;

За счет средств учредителей (кредит или другой источник для выбора варианта не имеет значения).

Объемы капитальных вложений включают в себя:

- бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, затраты на внутрискважинное оборудование;

- нефтепромысловое обустройство, строительство вахтового поселка, базы промысла и нефтеперекачивающей станции;

- внешне промысловые коммуникации.

Капитальные вложения предполагается осуществить в течении первых 9 лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием месторождения.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом того, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан. Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если они соответствуют по качеству мировым аналогам, а также могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.

Сметная стоимость строительства определена на стадии технико-экономическое обоснование в ценах 1991г., сначала в национальной валюте тенге согласно письма Минстроя РК № АК-5-1-431 от 2.03.94г., с пересчетом в действующие цены по индексам Госкомстата РК (с прогнозной корректировкой на 1 января 1996г.). Для пересчета в действующие цены от базисных цен 1991г. приняты следующие коэффициенты: К смр=82; К обор=60; К прочих=30; К кап. влож.=78.

Стоимость единичных показателей объектов и сооружений рассчитана на основании стоимости объектов-аналогов с учетом коэффициентов на объем и территориальных коэффициентов изменения сметной стоимости СМР с пересчетом цен.

В расчете учтены затраты:

На временные здания и сооружения- 4.1%;

2.Прочие затраты определены согласно установленных норм в процентах от строительно - монтажных работ.

Прочие затраты, относящиеся к СМР -7.62%.

Прочие затраты относящиеся к прочим: -15% с учетом вахты.

Затраты на технадзор и затраты на содержание дирекции.

Затраты на архитектурно - строительный контроль-0.5%.

Кроме того, в итоге добавлены следующие затраты:

Затраты на дополнительный транспорт материалов -1.5%.

Затраты на проектно изыскательские работы (ПИР) и научно исследовательские и опытно конструкторские работы (НИОКР) приняты на основе статистики в размере 1% от капвложений.

Затраты на пуск и наладку -4%.

Резерв на непредвиденные затраты -20%.

Все эти затраты учтены в единичной стоимости, используемой в дальнейших расчетах.

Расчет динамики эксплуатационных затрат по основным вариантам разработки произведен согласно нормативных показателей родственных нефтяных предприятий.

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию, на мех добычу и другие нужды, закачку и добычу воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти, газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплату труда персонала.

Расходы, связанные с транспортом нефти, роялти, налог на имущество, земельный налог и бонусы, в расчет эксплуатационных затрат при определении себестоимости не включены.

Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовки нефти и газа в целом по месторождению, а также по процессам составлен перечень эксплуатационных показателей и расчет годовых эксплуатационных затрат себестоимости.

Расчет приведен на основании следующих исходных данных:

- Рабочих дней в году -345;

- Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической части, с учетом;

- Использования нефти и газа на собственные нужды;

- Расходы электроэнергии, газа, реагентов и воды приняты по материалам технологических расчетов;

- Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия;

- Среднемесячная заработная плата одного рабочего в размере 21300 тенге с учетом районного коэффициента. Затраты на социальное страхование и в фонд занятости приняты в размере 32% от фонда зарплаты;

- Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений;

- Амортизации определена по " Нормам амортизационных отчислений по основным фондам", введенным в действие 1 января 1991 года и с учетом постановления Кабинета Министров РК от 22 ноября 1992г. и Указ Президента РК от 24 апреля 1995г;

- Стоимость электрической энергии принята по действующим тарифам;

- Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов принята на основе данных производственных нефтедобывающих объединений и их управлений по материально-техническому снабжению;

- Для выработки тепла и для обеспечения производства горюче-смазочных материалов принят расход от добываемой продукции в объеме 1%, который не учитывается в выручке;

- Текущий ремонт принят в размере 1.3% от стоимости производственных фондов за минусом выбываемых объектов;

- Прочие расходы приняты в размере 6% от основных расходов и включают в себя цеховые и общепроизводственные расходы.

3.1.1 Анализ состояния эксплуатационных расходов

Переменные эксплуатационные затраты включают в себя затраты на дизельное топливо, электроэнергию и вспомогательные материалы. Начальный этап освоения характеризуется относительно высокими затратами на дизельное топливо и отсутствием затрат на электроэнергию. Относительно низкие затраты на дизельное топливо и электроэнергию ожидаются на последующих этапах.

Затраты на дизельное топливо на начальном этапе освоения покрывают потребности в топливе для обеспечения перевозок грузовиками и работы дизельных генераторов. Затраты на дизельное топливо для перевозок грузовиками исчислены из расчета 5 грузовиков, совершающих 4 поездки в день на расстояние 60 миль (97 км) каждый, при расходовании одного галлона топлива на каждые 10 миль (16 км) при стоимости топлива, равной 1 доллару США за галлон (3.8 литра). После начального этапа потребности в дизельном топливе составляет предположительно 20% от общего объема топлива, потребляемого грузовиками. Здесь также учитывались потребности в дизельном топливе, потребляемом двигателями генератора, производящего электроэнергию.

Затраты на электроэнергию посчитаны из расчета предполагаемой стоимости электроэнергии в размере 7 центов за один киловатт-час (по обменному курсу на настоящий момент) и потребностей работающего оборудования, выраженных в л.с. мощности.

Затраты на капитальный ремонт скважины взяты из прогнозного отчета компании. Значения из отчета компании указаны в более поздние сроки с учетом затрат на капремонт, включенных в сумму капитальных затрат на различных этапах.

Трудовые затраты подсчитаны из расчета 90 человек, работающих на начальном этапе освоения, и 110 человек, работающих на этапах расширения добычи и полного освоения месторождения. Предполагалось, средняя ставка составит примерно 8 долл. США в час (по обменному курсу на настоящий момент). Однако, следует ожидать роста заработной платы (10% в год) в связи с быстрым ростом экономики. Учитывались также отчисления в фонд развития в размере 32% от стоимости местной рабочей силы.

Затраты на содержание аппарата управления совместного предприятия подсчитаны из расчета предполагаемой численности аппарата управления равной 8 человекам при занятости полный год и ставке 60 долл. США в час (по обменному курсу на настоящий момент).

Фиксированные эксплуатационные затраты включают стоимость материалов для осуществления технического обслуживания и ремонта (0.5% от затрат генерального подрядчика), стоимость страхования (0.8% от общих капитальных затрат), общие и административные расходы (0.2% от общих капитальных затрат) и расходы на содержание вахтового поселка в размере примерно 800.000 долл. США (по обменному курсу на настоящий момент). Все эти затраты допускают отклонения и нуждаются в дальнейшем уточнении по мере реализации проекта.

Суммы выплаты премиальных по итогам работы взяты из прогнозного отчета компании .

Расходы по консервированию месторождения базируется на данных компании и составляют примерно 10 млн. долл. США (по обменному курсу на сегодняшний момент), повышаясь к последнему году периода эксплуатации месторождения.

3.2 Расчет экономической эффективности

месторождение нефть пластовой добыча

Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:

Чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконте процентов

Внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR)

Срок окупаемости капитальных вложений

Срок разработки до достижения отрицательной прибыли

Расчет экономической эффективности произведен на срок до достижения отрицательной прибыли при цене одной тонны 120 долларов США без учета НДС, без стоимости транспортировки, без применения замыкающих предельных затрат и без учета инфляции.

Расчет чистой прибыли произведен с учетом реинвестирования части амортизационных отчислений и чистой прибыли в капитальные вложения. После уплаты налога на прибыль рассчитана накопленная величина чистой прибыли.

Потоки денежной наличности для проекта рассчитывалась на базе чистой прибыли (к чистой прибыли неиспользованных амортизационных отчислений с привлечением всех вложенных средств), прибавляется остаток.

Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала определялась от ежегодного денежного потока. Также производился расчет дисконтирования вложенных средств.

Расчет окупаемости произведен по моменту перехода накопленного дисконтированного денежного потока в положительную величину.

Ниже следует таблица XIV-1 "Результаты экономического анализа проекта". Таблица разделена на две части. В верхнюю часть включены суммарные результаты, в нижнюю - параметры.

Суммарные результаты включают в себя показатели эффективности проекта, необходимые суммы инвестирования, капитальные затраты, погашение задолжностей и поток денежных средств.

Параметры включают предположительные периоды времени, особенности добычи нефти и связанные с ними предположительные цены на нефть и газ, предположения о суммах налогов и темпах инфляции, особенности финансирования, предположительные переменные величины эксплуатационных расходов и предположительные фиксированные эксплуатационные расходы.

Ниже также приведены два графика. Верхний график показывает влияние внутренней нормы рентабельности и погашение задолжности на цены на нефть; нижний график отражает темпы роста добычи нефти и газа в течении всего периода эксплуатации месторождения.

3.2.1 Расчет удельной себестоимости нефти при эксплуатации скважины УЭЦН

Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки оборудования и режима его работы необходимо рассчитывать экономические показатели для каждого из вариантов.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье "Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования".

где Na - норма годовых амортизационных отчислений, %;

Сост - остаточная стоимость обрудования;

Сп - первоначальная стоимость обрудования;

Та - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления для УЭЦН:

где Суэцн - стоимость станка-качалки;

Снкт - стоимость колонны НКТ;

Скаб - стоимость колонны штанг;

Сскв - стоимость скважины;

Na - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины вычисляем по формуле (26):

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ С, массы одного погонного метра q и глубины спуска насоса L:

Стоимость кабеля рассчитана исходя из стоимости 1м кабеля Скаб:

Годовые амортизационные отчисления для ШГН:

где Сшгн - стоимость станка-качалки;

Снкт - стоимость колонны НКТ;

Сшт - стоимость колонны штанг;

Сскв - стоимость скважины;

Na - норма амортизации соответствующего оборудования.

Стоимость одноступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг С, массы одного погонного метра q и их длины l:

Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 17439 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ППП работает повременной форме оплаты труда - 10,85.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ППП

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 17439 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 6 = 36691078,7 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 17439 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 8 = 48921439,4 тг.

Отчисления от ФОТ

Отчисления социального налога в размере 11% от ФОТ.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч = 0,11 • 14727768,3 = 1472776,83 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч = 0,11 • 19637024,4 = 2160072,68 тг.

Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

где Q - количество нефти в тоннах;

Эуд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт•ч;

Цэ - цена одного кВт •ч.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл = 14527 • 70 • 10,2 = 10372278 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл = 6935 • 45 • 10,2 = 3183165 тг.

Затраты на подготовку и перекачку нефти

Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

где (Цпод + Цпер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл = 14527 • (885 + 540) = 20700975 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл = 6935 • (885 + 540) = 9882375 тг.

Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

где Qв - объем закачиваемой воды, м 3 ;

Цз - цена закачки 1м 3 воды, тг;

Эн/в - норма расхода электрической энергии на закачку 1м 3 воды

Зппд = 1777100 • 2,5 • 23 = 102183250 тг.

Затраты на ремонт оборудования

Затраты на ремонт оборудования для рассчитанного и существующего вариантов рассчитываются по формуле:

где Трем - время проведения ремонта, час.;

S - стоимость 1 нормо-часа проведения ремонта, тг.

Срем = 180 • 8840 = 1591200 тг.

Прочие затраты составляют 11 процентов от ФОТ:

Зпр = 14727768,3 • 0,11 = 1620054,51 тг.

Годовые производственные затраты

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Згод = 4454507,8 + 14727768,3 + 5301996,59 + 5287828 +

+ 20700975 + 102183250 + 1591200 + 3681942,08 = 157929467,77 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Згод =3326448,7 + 19637024,4 + 7069328,78 + 1622790 + 9882375 +

+ 102183250 + 1591200 + 3681942,08 =148994358,96 тг.

Удельная себестоимость определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Годовой экономический эффект

Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

где С1 - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С2 и Q2 - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (21484,4-10871,4) • 14527= 154175051 тг.

Таблица 3.1 Технико-экономические показатели для существующего и рассчитанного вариантов компоновки оборудования