42. Производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия.
Производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия это максимальный объем добычи нефти или газа при имеющихся сырьевых и производственных возможностях, при их рациональном использовании.
— входящая мощность (мощность на начало планового года)
— исходящая мощность (мощность на конец года с учетом намеченных плановых реконструкций оборудования, его пополнения, изменения технологии производства)
Где Мвх – мощность переходящих ОФ
Мновая – мощность вновь введенных ОФ
Ммод – прирост мощности модернизированных ОФ
Мл – мощности ликвидируемых ОФ
Новая мощность – введение новых скважин
Модернизированная – изменение мощности за счет проведения ГРМ и капитального ремонта скважин.
Где Тр – число полных месяцев работы новых мощностей
Тм – число полных месяцев работы модернизированных мощностей
Тл – число полных месяцев работы ликвидированных мощностей.
Оценка использования производственной мощности нефтегазодобывающего предприятия.
Мощность НГДУ отражает добывные возможности скважин; это максимальный отбор нефти или газа из пласта; характеризует годовой ресурсный потенциал.
Коэффициент использования производственной мощности:
Q –фактический объем добычи
М –п роизводственная мощность.
При определении производственной мощности учитывают коэффициент бездействующих скважин: Кбскв = 9-12%.
Расчет фактического показателя использования запланированной мощности и нормативного показателя использования производственной мощности позволяет судить о степени использования годового ресурсного потенциала.
Входящая мощность НГДУ определяется по формуле:
МВ – мощность входящая (на начало планового года)
S Э — добывающий фонд скважин (эксплуатирующихся)
q ИСХ – среднесуточный дебет (тонн в сутки)
K ИФ – коэффициент использования фонда скважин – отношение фактического времени работы с учетом ремонтов, простоев к календарному времени.
Мощность всегда считается на год, если она не рассчитывается по спецзаданию.
Данная мощность меняется в течение года: т.к. q – зависит от пластового давления, которое во времени падает.
Годовое снижение мощности:
1) За счет падения дебета
— D М q – падение мощности за счет снижения дебета
S Э — добывающий фонд скважин (эксплуатирующихся)
q ИСХ – среднесуточный дебет (тонн в сутки)
Ккр – коэффициент кратности который зависит от коэффициента изменения дебета, это результат геометрической прогрессии – ее результаты есть в спец .т аблицах – нормативный документ.
30,4 – средний месяц в году — чтобы ввести коэффициент кратности.
2) за счет выбытия скважин в бездействующий фонд
— D МВЫБ — падение за счет выбытия скважин в бездействующий фонд, в консервацию, в ликвидацию.
S ВЫБ — добывающий фонд скважин (эксплуатирующихся)
q В – среднесуточный дебет (тонн в сутки)
КЭ.В. – коэффициент эксплуатации выбывающих скважин (маленький – они часто ремонтируются) .
Годовое увеличение мощности осуществляется по следующим направлениям:
1) за счет проведения геолого-технических мероприятий, которые предусматривают применение:
— методов увеличения нефтеотдачи , позволяют увеличить текущую добычу и конечную нефтеотдачу (увеличение текущего и ресурсного потенциала) увеличивается коэффициент нефтеотдачи
— метод воздействия на призабойную зону, позволяет увеличить мощность и текущую добычу не увеличивая нефтеотдачу
ЧОП – число геолого-технических мероприятий
D q — увеличение дебета скважин .
КЭГТМ – коэффициент эксплуатации скважин после проведения ГТМ
2) в связи с выводом скважин из бездействия после ремонтов:
S Б – введенные скважины из бездействия
q Б — дебет введенных из бездействия скважин
K КР – коэффициент кратности (стабильный показатель т.к. они вводятся)
K ЭБ – коэффициент эксплуатации введенных из бездействия скважин
Капитальный ремонт скважин восстанавливает работу скважин, либо после ремонта, либо перевод скважин на ниже или выше лежащие горизонты.
Подземный ремонт связан с подземным ремонтом оборудования и чаще всего с переводом на другие способы эксплуатации, либо с изменением режимов эксплуатации.
3) за счет новых скважин:
Если на этой площади идет падение дебета, то при планировании мощности учитывается Ккр .
S Б – введенные скважины из бездействия
q Б — дебет введенных из бездействия скважин
K КР – коэффициент кратности
K ЭН – коэффициент эксплуатации новых скважин
Если на этой площади идет падение дебета, то при планировании мощности учитывается Ккр .
Исходящая мощность НГДУ определяется следующим образом
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Новая скважина
Мощность новых скважин — условный показатель, применяемый в плановых расчетах с целью определения количества новых скважин, необходимых для обеспечения чистого прироста добычи нефти или газа ( по району, отрасли), и компенсации падающей добычи вследствие влияния природро-технических факторов. [16]
Число новых скважин , вводимых в планируемом году, и среднее число дней работы одной новой скважины в планируемом году определяются по коврам бурения. [17]
Бурение новых скважин в этом случае оказывается бессмысленным и даже отрицательным фактором. [18]
В новой скважине можно избирательно перфорировать необводненные нефтяные слои и пласты, тем самым уменьшая отбор попутной воды и увеличивая конечную нефтеотдачу. [19]
В новых скважинах после перфорирования колонн в интервале продуктивного пласта или в старых скважинах, которые простаивали некоторое время, часто бывает трудно возобновить фонтанную эксплуатацию, особенно когда поток нефти направляется в резервуарный парк. В этом случае необходимо снизить уровень жидкости, находящейся в скважине, за счет воздействия внешнего источника энергии. Известны несколько способов снижения уровня жидкости в скважине: все они имеют целью снижение давления столба жидкости, действующего на забой, до уровня ниже пластового давления, или, более точно, до давления, равного или временно меньшего, чем расчетное забойное давление при постоянном фонтанировании. [20]
В новых скважинах с высоким пластовым давлением, когда скважина начинает фонтанировать после замены в стволе скважины жидкости, при которой производилась перфорация, на жидкость с более легким удельным весом, указанное условие можно выполнить сравнительно легко. Однако и в данном случае надо максимально стремиться к постепенному и плавному снижению противодавления на забой скважины, чтобы в свою очередь обеспечить плавный приток жидкости из пласта к забою скважины. [21]
На новых скважинах запланировано 295, на перешедших — 16, повторно — 141 скважино-операция. Всего за период 2001 — 2013 гг. дополнительная добыча составит 2477 тыс. т или 54 % от дополнительной добычи по району. [22]
В действительности новые скважины выявили невскрытые ранее линзы песчаников повышенной мощности ( от 12 6 до 22 6 м) в трех случаях, в одном случае — зону с мощностью песчаников 2 — 3 мяв нескольких случаях уточнили границы выявленных ранее зон песчаников различной мощности. [23]
При наращивании новые скважины ставятся на рациональных расстояниях от старых скважин. При перескакивании в каком-нибудь году бурят новые скважины не рядом со старыми, а где-нибудь в другой части газоносной площади, создавая там как бы отдельный новый промысел. [24]
Уменьшение дебита новых скважин в 1968 — 1974 гг. оказало на удельные капиталовложения меньшее влияние, чем рост стоимости строительства скважин. На долю производительности новых скважин приходится 18 8 % общего прироста удельных затрат по предприятиям с падающей и 25 % — по предприятиям с растущей добычей нефти. Характерно, что роль этого фактора в росте удельных капиталовложений по предприятиям, разрабатывающим молодые залежи, значительно большая, чем в НГДУ, эксплуатирующих истощенные месторождения. [25]
Бурение тысяч новых скважин по сетке большой плотности в современных условиях нереально. [26]
При освоении новых скважин компрессорным способом применение методов, снижающих пусковое давление, необходимо обычно не только при однорядном, но часто и при двухрядном лифте. [27]
Постепенный ввод новых скважин , а значит, и нарастание во времени темпов добычи приводят к тому, что плотные блоки не успевают включиться в работу и интенсивность истощения высокопроницаемого коллектора превышает интенсивность истощения низкопроницаемых блоков. [28]
Бурение 35 новых скважин специально на пласт VI. Кроме того, бурятся скважины по варианту I. [29]
Время освоения новых скважин также все еще велико, а в отдельных случаях оно, как это имеет место на Сергеевском месторождении Башкирии, часто превышает время бурения в 2 раза. [30]
Источник
Параметры скважины
Источником автономного водоснабжения в частном или загородном доме чаще всего является скважина. Она должна отвечать многим параметрам, от которых зависит выбор последующего оборудования, срок службы и производительность. Параметры скважины – это ее глубина, внутренний диаметр обсадных труб, дебит воды источника, статический и динамический уровень жидкости, производительность.
Глубина скважины
Скважины подразделяются на типы, каждый из которых разной глубины:
- артезианская – 25 – 450 м, зависит от глубины известнякового слоя;
- скважина на песок – 10 – 55 м;
- абиссинский источник – 10 – 25 м.
Глубина один из основных параметров скважины на воду, но на нее влияют геологические условия почвы. Абиссинская скважина и источник на песок бурятся не везде, – артезианские бассейны есть на территории всей страны, но водоупорные слои находятся на разных глубинах, что может повлиять на цену бурения.
Внутренний диаметр обсадных труб
В параметры скважины так же включают диаметр обсадных труб, которые нужны для блокировки верхних и грунтовых вод. Для артезианских колодцев используются обсадки. Оптимальным вариантом для источника является диаметр трубы 133 мм, длина доходит до первого водоносного слоя. Последующие трубы идут вглубь, каждая из них в диаметре меньше предыдущей. Вторая будет диаметром 125 мм, непосредственно в нее устанавливают насос.
Выбирая трубы для обсадки, надо узнать параметры для скважины: структура грунта, диаметр и глубина, оборудование, глубину водоносного слоя и грунтовых вод.
Дебит воды в скважине
Дебит воды относится к основным параметрам скважины, так как от него зависит выбор насосного оборудования. Дебит определяется количеством жидкости, которое выдает источник за единицу времени. Для того чтобы узнать этот показатель, определяется статистический и динамический уровень воды.
Статистический уровень – это отметка нахождения жидкости в неэксплуатируемом состоянии. Он измеряется от зеркала воды до поверхности земли при выключенном насосе. Измерение можно проводить спустя 2 часа после бурения.
Динамический уровень жидкости – это отметка ее уровня при непрерывной работе насоса. Динамический уровень ниже статистического на метр, в артезианских колодцах точка остается на одной отметке. Разница между ними и является дебитом воды. Если вода со статического уровня опускается быстро, это означает, что дебит низкий и, возможно, дно заилено, если медленно или не опускается вообще, то дебит высокий.
Производительность
Производительность является одним из более важных для пользователя параметров скважины, ведь он отвечает за обеспечение необходимым количеством жидкости. На него влияют вышеперечисленные характеристики. Наиболее глубокие из источников, артезианские – наиболее мощные (5 литров в минуту, чего вполне хватит для водоснабжения 3 – 5 семей). На них влияет низкое гидравлическое сопротивление воды во время прохождения через пористый слой известняка.
Другие виды скважин меньшей производительности:
- на песок – 10 – 20 литров в минуту. Этого вполне хватит для водообеспечения одной семьи. Производительность зависит также от водозабора, чем он больше, тем больше выше она становится.
- абиссинский колодец – 10 – 25 литров в минуту.
Количество воды в минуту зависит от геологических условий почвы. В случае если почва не отвечает этим условиям, производительность может быть менее десяти литров или пропасть вообще, если дно заилится. Данную характеристику надо узнать до бурения.
Остальные параметры скважины на воду
К остальным параметрам относятся:
- Срок службы. Разные источники имеют особый срок службы: артезианский – от 50 лет; на песок – 5 – 15 лет; абиссинский – 5 – 35 лет, в зависимости от зоны его расположения.
- Качество и чистота жидкости.
Артезианский источник чистый, не содержит органических загрязнений, но может быть перенасыщение какими-либо отдельными минералами, это также зависит от местности. Абиссинский практически не отличается от артезианского, он не перенасыщен минералами, его употребляют в питье. Вода из водопесчанного колодца тоже хороша, песок – отличный фильтр, но она может содержать большое количество железа. Нужно использовать фильтр.
Все важные параметры скважины должны быть указаны в паспорте на нее, так же как и параметры оборудования. Их знание дает возможность максимально и долго использовать скважину.
Источник