Вода(пресная или с установки УППН)подается в приемный коллектор с давлением 2-5кг/см2.
Затем на вход насосов БКНС.После насоса через обратный клапан вода подается в блок гребенок напорного трубопровода.В БГ происходит распределение потока воды под высоким давлением
по направлениям.Затем по напорным водоводам вода подается на ВРП(водораспределительные
пункты,которые находятся непосредственно на кустах скважин).В ВРП происходит разделение потока воды.От ВРП до скважин положены водоводы,по которым подается вода к скважине.На
устье скважины установлена арматура,через которую поток воды попадает в скважину.На арма-
туре установлен манометр,позволяющий контролировать давление закачки.В ВРП на линиях
установлены приборы учета расхода воды,позволяющие контролировать количество закачивае-
мой воды по каждой скважине.Вода,подаваемая в приемный коллектор,тоже учитывается на узле учета.
Экономическая деятельность предприятия (НГДУ, цеха). Основные технико-экономические показатели. Себестоимость добычи нефти, ее статьи. Понятие-рентабельность производства.
Технико-экономические особенности современной разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа определили целесообразность построения калькуляции себестоимости добычи нефти и газа по следующей номенклатуре статей расходов:
I. Расходы на энергию по извлечению нефти. При глубинно-насосной эксплуатации эти затраты связаны со стоимостью используемой энергии (электроэнергии, энергии, двигателей внутреннего сгорания, пара) для приведения в действие станков-качалок и групповых приводов, а при компрессорной - сжатого воздуха или газа, нагнетаемого в скважину через спущенные подъемные трубы.
II. Расходы по искусственному воздействию на пласт связаны с осуществлением мероприятий по интенсификации добычи нефти путем воздействия на пласт в целом. Они складываются из заработной платы работников, занятых в цехах поддержания пластового давления, отчислений на социальное страхование, стоимости закачиваемой воды, сжатого воздуха или газа со стороны, амортизации нагнетательных скважин и других основных средств и прочих расходов.
III. Основная заработная плата производственных рабочих. Эта статья включает заработную плату производственных рабочих, непосредственно занятых обслуживанием нефтяных, газовых н контрольных скважин и находящихся в распоряжении инженерно-технологических служб (операторов по добыче нефти и газа, по замеру давлений и др.). Заработная плата инженеров-технологов и техников этих служб также относится па эту статью. Премии, выплачиваемые им из фонда материального поощрения, в себестоимости не отражаются.
IV. Дополнительная заработная плата производственных рабочих включает выплаты, предусмотренные законодательством (коллективными договорами) за не проработанное на производстве время: оплата очередных и дополнительных отпусков, оплата льготных часов подростков, и др.
V. Отчисления на социальное страхование состоят из отчислений на эту цель по установленным нормам с суммы основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих.
VI. Амортизация скважин. По этой статье показываются амортизационные отчисления от балансовой стоимости нефтяных, газовых и контрольных скважин.
различными способами.
VII. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа состоят из затрат по эксплуатации системы сбора и транспорта нефти и газа.
VIII. Расходы по технологической подготовке нефти включают затраты по подготовке нефти различными способами.
IX. Расходы на подготовку и освоение производства состоят из затрат на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих управлений на вновь вводимых в разработку площадях, а также отчислений в фонд премирования за создание и освоение новой техники.
X. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования объединяют затраты на содержание и эксплуатацию технологического и энергетического оборудования - фонтанной арматуры, насосно-компрессорных труб, глубиннонасосных штанг, станков-качалок, эксплуатационных вышек и мачт, погружных электронасосов, электродвигателей к стенкам-качалкам и групповым приводам, морских эстакад.
На эту статью относят затраты прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, цеха эксплуатации и ремонта морских сооружений. В этой же статье отражаются и особо выделяются расходы по подземному текущему ремонту скважин, состоящие из затрат по оплате труда бригад по подготовке к ремонту и ремонту скважин и отчислениям на социальное страхование, на материалы (глубинные насосы, канаты и др.)) на работу тракторов-подъемников, услуги вспомогательных производств и прочих расходов.
XI. Общепроизводственные расходы включают затраты по содержанию районных инженерно-технологических служб, эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов, сооружений и инвентаря общепроизводственного назначения, содержанию нефтегазодобывющих управлений в целом (включая центральные инженерно-технологические службы), а также другие расходы общепроизводственного назначения. Здесь отражаются непланируемые непроизводительные расходы.
XII. Прочие производственные расходы состоят из: 1) отчислений на геологоразведочные работы по установленным ставкам с 1 т реализованной нефти и с 1000 м3 реализованного попутного газа; 2) отчислений или расходов на научно-исследовательские и опытные работы; 3) оплаты за нефть, полученной от буровых и геологоразве-дочных организаций. Попутно добытая этими организациями нефть сдается нефтегазодобывающему управлению и оплачивается им по установленной для него плановой себестоимости 1 т нефти, за исключением отчислений на геологоразведочные работы, которые особо выделяются в составе этой статьи.
Все расходы по перечисленным выше статьям калькуляции составляют производственную себестоимость валовой продукции. Помимо этих расходов в себестоимость добычи нефти и газа включают внепроизводственные расходы.
Основный технико-экономические показатели:
Добыча нефти с газовым конденсатом, всего (тыс.тонн)
Бурение, всего (тыс.м)
Прирост мощностей по добыче нефти (тыс.тонн)
Ввод новых скважин (скв.)
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин (скв.)
Действующий фонд нефтяных скважин (скв.)
Неработающий фонд нефтяных скважин (скв.)
Поставка нефти (реализация), всего в т.ч. внутренний рынок, дальнее зарубежье(тыс.тонн)
Среднесписочная численность работников (чел)
Фонд заработной платы (без совместителей) (тыс.руб)
Среднемесячная оплата труда 1 работника (руб)
Цена 1 т.нефти с НДС и акцизом (руб) в т.ч. на внутр.рынок и дальнее зарубежье (руб)
Акциз (руб/тонна)
Экспортная пошлина (руб/тонна)
Выручка от реализации продукции, товаров, работ, услуг по отгрузке (с налогами)
Себестоимость 1 т. реализованной нефти (руб)
Прибыль от реализации продукции, работ, услуг (тыс.руб)
Операционные доходы (тыс.руб)
Операционные расходы (тыс.руб)
Внереализационные доходы (тыс.руб)
Внереализационные расходы (тыс.руб)
Балансовая прибыль (тыс.руб)
Налог на прибыль (тыс.руб)
Чистая прибыль (тыс.руб)
Отвлеченные средства (тыс.руб)
Нераспределенная прибыль (тыс.руб)
Аммортизация осн. Средств
Избыток (дефицит) денежных средств до финансирования и изменения в оборотном капитале (тыс.руб)
Изменения в оборотном капитале (тыс.руб)
Внешнее финансировани (тыс.руб)
Избыток (дефицит) денежных средств после финансирования и изменения в оборотном капитале (тыс.руб)
Наличность после финансирования (тыс.руб)
Обьем незавершенного строительства (тыс.руб)
Начисленные налоги (тыс.руб)
Дебиторская задолженность на конец периода (тыс.руб)
Кредиторская задолженность на конец периода (тыс.руб)
Рентабельность - относительный показатель характеризующий степень прибыльности производства. Рентабельность предприятия рассчитывают двояко: как процентное отношение балансовой прибыли к полной себестоимости реализованной продукции или как процентное отношение прибыли к стоимости производственных фондов (основных фондов и оборотных средств), функционирующих в процессе производства.
Билет № 2
Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.
В мировой практике, в том числе и у нас в России, одним из основных способов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается для интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи пластов.
В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.
Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем. Следовательно, тепло, вводимое в пласт, передается не только жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, но и породе продуктивного пласта, а также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность термических методов и их преимущество перед другими методами повышения нефтеотдачи, в которых перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват тепловым воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в итоге обеспечивает значительный прирост коэффициента нефтеизвлечения.
Росту коэффициента нефтеизвлечения способствуют следующие основные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, тепловое расширение пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.
Если вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды. Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил. Значение последних двух механизмов особенно велико для трещиновато-пористых пластов, в которых основная масса нефти сосредоточена в низкопроницаемых поровых блоках (матрицах) и вытеснить ее можно только за счет активизации тепломассообмена между трещинами и блоками.
При нагнетании в пласт пара, в отличие от горячей воды, проявляется дополнительный механизм увеличения нефтеотдачи - дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.
Несмотря на то, что тепловые методы могут обеспечить достаточно высокую нефтеотдачу, применение их ограничивается экономической целесообразностью. Дело в том, что эти методы весьма энергоемки, требуют больших энергозатрат на производство теплоносителя и они экономически невыгодны для разработки месторождений с малой и повышенной вязкостью нефти (менее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические методы и др.
Из соображений экономической целесообразности в документе министерства нефтяной промышленности "Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений" (РД 39.0147035.214.87) в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.
Впоследствии мировой опыт показал, что тепловые методы эффективно применяются и на месторождениях менее вязких нефтей (от 30 мПа×с и выше) и, следовательно, область применения их значительно расширена.
Опыт показывает, что тепловые методы на месторождениях высоковязких нефтей могут обеспечить весьма значительное (иногда кратное) увеличение нефтеотдачи относительно естественных режимов разработки или методов заводнения.
Широко известны технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ). Суть этих технологий заключается в том, что при любых системах размещения скважин (площадных или рядных) на первом этапе в нагнетательные скважины осуществляют непрерывную закачку теплоносителя, за счет чего в пласте создаются обширные прогретые зоны (этот процесс называется созданием оторочки теплоносителя в пласте), затем, на втором этапе в те же нагнетательные скважины непрерывно закачивают ненагретую (холодную) воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Объем теплоносителя, необходимого для создания тепловой оторочки, зависит от конкретных геолого-физических условий пласта, плотности сетки скважин, температуры нагнетания и изменяется в широких пределах от 0,4 до 1,2 порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 порового объема - при закачке горячей воды.
Наиболее крупными базовыми объектами применения тепловых методов в бывшем СССР явились месторождения Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Оха (Сахалин), Гремихинское (Удмуртия), Усинское (Коми), Зыбза - Глубокий Яр (Краснодарский край).
На Гремихинском месторождении работы по воздействию горячей водой были начаты в 1983 году. В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в течение ряда лет были обоснованы, созданы и внедрены в производство следующие новые технологии: технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт - ИДТВ, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами - ИДТВ(П), технология теплоциклического воздействия на пласт - ТЦВП.
Оборудование для нагнетании в пласт пара (горячей воды) состоит из паровых котлов, коммуникации пара, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Рассмотрим каждый вид оборудования в отдельности.
Для закачки теплоносителя в нефтяные пласты используют, в основном, специальные парогенераторные и водонагревательные установки, которые вырабатывают пар и горячую воду требуемых параметров и качества. При давлении нагнетания до 40 МПа могут использоваться паровые котельные общего типа, в которых применяется котел типа ДКВР. Теплогенерирующая установка выбирается из имеющего в серийном производстве оборудования таким образом, чтобы она обеспечивала доставку теплоносителя к забоям нагнетательных скважин с заданными параметрами (давлением, температурой, сухостью). Выбор типа теплогенерирующей установки осуществляется исходя из необходимого рабочего давления и производительности. В случае закачки горячей воды необходимое давление жидкого теплоносителя на выходе из теплогенерирующей установки определяется как и при расчете давления парообразного носителя. Давление горячей воды на выходе из теплогенерирующей установки должно быть выбрано с учетом потерь давления в наземных трубопроводах и при заданной температуре нагрева горячей воды должно быть выше давления насыщения для пара при температуре горячей воды, чтобы не вызвать вскипание в трубопроводах и соответственно гидравлические удары.
При определении единичной номинальной производительности теплогенерирующих установок и их количества в группе руководствуются следующим положением: количество установок, их номинальная производительность определяется из годового объема нагнетания теплоносителя в пласт. Установки на месторождениях монтируются в группы. Максимальное число установок в группе, по мере нарастания темпов разработки месторождения, не должно превышать 4. Исходя из практических соображений и унификации оборудования в каждой группе должна быть резервная установка.
Основные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к следующему:
- конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную работу в условиях нагнетания в пласт теплоносителя и последующей закачки в пласт холодной воды для продвижения тепловой оторочки:
- конструкция скважины должна обеспечивать термические напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.
Эффективным средством снижения термических напряжений в элементах конструкции является снижение температуры на внутренней поверхности обсадной колонны путем установки пакеров и тепловой изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.
На всех месторождениях, где применяются тепловые методы добычи нефти, должны быть разработаны регламенты крепления ПНС, на основании которых составляется проектная технология крепления скважин. В регламенте на крепление ПНС должны быть приведены подробно сведения о конструкции скважины и методах снижения температурных напряжений.
Расчет обсадных колонн ПНС необходимо производить с учетом температурных усилий и цикличности тепловой нагрузки. В тех случаях, когда проект разработки месторождения предусматривает- применение теплоносителя с температурой 300 С и более, то при расчете обсадных колонн необходимо учитывать явление ползучести металла. При значительных механических напряжениях, которые испытывают обсадные колонны ПНС, ползучесть металла может кратно сократить срок службы скважин. Поэтому расчет обсадных колонн на ползучесть обязателен.
Технология крепления ПНС должна предусматривать методы снижения как температуры нагрева обсадных колонн, так и температурных напряжений. Эти методы можно разделить на две группы. Используя первую группу методов снижают температуру нагрева обсадной колонны, следовательно, и температурные напряжения путем оборудования ПНС термостойким внутрискважинным оборудованием (термоизолированные НКТ, пакерующие средства, термоизоляция затрубного пространства и др.). При этом еще и сокращаются теплопотери. С помощью второй группы снижают уровень температурных напряжений путем создания условий свободной деформации или создания в обсадной колонне предварительных механических напряжений знака обратного знаку температурных напряжений. В скважинах, используемых для нагнетания теплоносителя в пласт, эксплуатационная колонна перед ее цементированием натягивается на расчетное усилие и закрепляется на устье скважины. Таким образом, в сечениях обсадной колонны создаются предварительные напряжения, противоположные по знаку термальным напряжениям, которые постепенно по мере нагрева обсадной колонны исчезают ("погашаются").
В для закачки теплоносителя в нефтяной пласт могут применяться следующие схемы конструкции нагнетательных скважин.
1. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ, подвешенным на устьевом фланце без пакера и другого внутрискважинного оборудования. В этом случае параметры теплоносителя (в первую очередь температура) не должна превышать расчетные для колонны труб и цементного камня.
2. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ с использованием термостойкого пакера, термокомпенсатора и специальной устьевой арматуры. В этом случае при обеспечении герметичности резьбовых соединений НКТ и элементов внутрискважинного оборудования после выпаривания воды (или замены на воздух) в затрубном пространстве создаются благоприятные условия для повышения параметров нагнетания теплоносителя и уменьшения потерь тепла по стволу скважины.
3. Нагнетание теплоносителя по НКТ, изолированными теплоизолирующими материалами. В этом случае пар (или горячую воду) подают по колонне нагнетательных труб в качестве которых используются 73-мм или 88,9-мм насосно-компрессорные трубы), спущенные до или ниже кровли продуктивного пласта. Для уменьшения потерь тепла в стволе скважины и предохранения обсадной колонны от воздействия высокой температуры кольцевое пространство между нагнетательной и эксплуатационной колоннами целесообразно разобщать термостойким пакером, устанавливаемым над кровлей продуктивного пласта.
Потери тепла в стволе нагнетательной скважины являются одним из важных критериев применения метода закачки теплоносителя для разработки нефтяных месторождений. В ОАО "Удмуртнефть" тепловые методы нашли применение на Гремихинском месторождении. При этом для закачки теплоносителя в пласт использовались, как термоизолированные трубы произведенные объединением "Удмуртнефть" ТТНК 89/50-343, так и термоизолированные трубы ТТ 48/89-350-1(Краснодар).