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 м3/сут.
5 Запрещается наносить удары, например, кувалдой по корпусу и кожуху МАШ.
6 Категорически запрещается нагревать МАС выше 50 оС, 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:
МОП=Тi / Пi (1)
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:
К= Т1 / Т2 (2)
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
| МОП по скважинам, оборудованным магнитными аппаратами | ||||
| № скв. | МОП до внедрения | Дата внедрения | МОП после внедрения | |
| 22.11.2003 | ||||
| 07.06.2004 | ||||
| 10.03.2004 | ||||
| 12.01.2004 | ||||
| 17.07.2004 | ||||
| 16.10.2003 | ||||
| 04.12.2003 | ||||
| 03.05.2004 | ||||
| − | 21.01.2001 | − | ||
| 28.10.2003 | ||||
| 16.12.2003 | ||||
| 16.01.2004 | ||||
| 04.09.2004 | − | |||
| 13.11.2004 | ||||
| № скв. | МОП до внедрения | Дата внедрения | МОП после внедрения | |
| 10.03.2005 | ||||
| 23.07.2006 | ||||
| 17.05.2005 | ||||
| 04.06.2005 | ||||
| 07.06.2005 | ||||
| 09.11.2005 | ||||
| 14.02.2006 | − | |||
| 09.03.2006 | − | |||
| 15.03.2006 | ||||
| 24.04.2005 | ||||
| 29.10.2003 | ||||
| 14.12.2005 | ||||
| 13.04.2005 |
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.
Скважина № 208.
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.
Скважина №208
=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.
Скважина № 208
=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.
Скважина № 208
=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.
Скважина № 208
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
5 Специальный вопрос