WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Результаты численного моделирования эффективности системы ТОР установок ЭЦН при ликвидации полетов ЭЦН, обрывов и отворотов колонны НКТ показали, что коэффициент готовности скважин на месторождениях Тюменской свиты выше на 2.5 – 7.5%, чем на месторождениях Даниловской свиты. При чисто плановых обслуживаниях скважин мы не достигаем максимума коэффициента готовности. Хотя имеем при плановых обслуживаниях ниже интенсивность отказов в 2 – 5 раз для месторождений Даниловской свиты и в 2.5 – 6.7 раз для месторождений Тюменской свиты. При этом Топт меньше в 3 - 8 раз (Даниловская свита) и в 2.8 - 6 раз (Тюменская свита) по сравнению с первой методикой. Также на месторождениях Даниловской свиты при использовании первой методики коэффициент готовности на 4.7 – 13% выше по сравнению с системой, предусматривающей проведение только плановых ремонтов вне зависимости от наличия аварийных отказов, а для месторождений Тюменской свиты коэффициент готовности выше на 2.5 – 7.5%. Эти результаты наглядно показывают эффективность первой методики организации технического обслуживания на скважинах. Но даже если по каким-то причинам применяется вторая методика, то целесообразно будет увеличивать отношение Тa/Тп, т.е. снижать продолжительность планового ремонта.

При плановых обслуживаниях скважин (ППР) наблюдаются удельные затраты выше, чем при использовании плановых профилактик при внеплановых ремонтах (в 1.64 – 2.85 раза для Даниловской свиты и в 1.73 – 2.87 раза для Тюменской свиты). Оптимальные периоды проведения ловильных работ Топт меньше в 2.3 – 7.8 раз (Даниловская свита) и в 2.2 – 5.2 раз (Тюменская свита), хотя имеем при плановых обслуживаниях ниже интенсивность отказов в 1.6 – 3.раз и в 1.9 – 4.6 раз, соответственно. Эти результаты наглядно показывают эффективность плановых профилактик при внеплановых аварийных ремонтах.

При этом целесообразно будет увеличивать отношение Тa/Тп за счет снижения продолжительности планового ремонта, а также увеличивать отношение Сa/Сп путем уменьшения потери при проведении этих ремонтов. Замечено, что на месторождениях Тюменской свиты минимальные удельные затраты меньше, чем на месторождениях Даниловской свиты в 1.8 – 2.2 раза и в 1.8 – 2.1 раза для первой и второй методик соответственно.

Рассмотрена эффективность применения системы технического обслуживания и ремонта для обеспечения уровня добычи нефти на примере Северо-Даниловского месторождения (Даниловская свита).

Месторождение введено в разработку в 1984 году. Разработка опытного участка велась изначально с ППД. Средний темп отбора нефти от НИЗ по опытному участку составляет 6,2%. Темп отбора в первый год (1985г.) промышленной эксплуатации залежи составил около 3%. Высокие темпы отбора нефти из высокопродуктивных пластов П Северо-Даниловского, а также более интенсивные системы разработки (плотная сетка скважин, высокие темпы разбуривания и площадное заводнение) низкопродуктивных пластов остальных месторождений позволили выйти на стадию максимальной добычи за шесть лет.

Добывающий фонд скважин, оборудованных УЭЦН, по СевероДаниловскому месторождению составляет 53 скважины. Законы распределения отказов УЭЦН по техническим причинам и вследствие полетов на забой были приведены в табл. 1.

Анализ показывает, что наибольшая вероятность безотказной работы характерна для установок ЭЦН при прочих равных условиях (отсутствие технических проблем при условии выполнения требований по спуску в скважину и запуску насоса). В то же время самая высокая интенсивность отказов - по отворотам (обрывам) колонны НКТ, что подтверждается и характером кривой вероятности безотказной работы.

Расчетный оптимальный период проведения профилактических ремонтов и обслуживаний составляет для критерия оптимальности максимум технической готовности - 278 сут., фактическая средняя наработка на отказ составляет 241 сут. при коэффициенте эксплуатации 0,66, что является крайне низким показателем.

Предполагается, что 20% фонда скважин переходящего с предыдущего года, и они являются первыми на очереди для проведения профилактики.

Расчет технологической эффективности применения системы ТОР проводился исходя из прироста коэффициента эксплуатации, с использованием формулы, описывающей связь коэффициента готовности и коэффициента эксплуатации:

tэксп + tвост 2 k = kэ - kэ = kг - kэ tкал, Q = k N q 1 где kэ,kэ - коэффициент эксплуатации до и после внедрения системы ТОР, д.е.;

tкал,tэксп,tвост - соответственно календарное, эксплуатационное время и время на восстановление (ремонт), сут.; kг - коэффициент готовности, д.е.

Прирост коэффициента готовности за счет внедрения системы ТОР составит tэксп + tвост 1 278.7 + 2 k = kэ - kэ = kг - kэ = 0.9461 - 0.661= 0.735 - 0.661= 0.074.

tкал Учитывая принятые условия (20% фонда является переходящим из прошлого года), а также отсутствие мгновенной индикации об отказах примем повышающий коэффициент 1,2 для определения прироста коэффициента эксплуатации.

Тогда прирост добычи нефти от организационных мероприятий по ремонту составит Q = k 1.2 N q = 0.074 1.2 53 90 = 425.68 тонн.

Таким образом, лишь по одному небольшому месторождению, находящемуся на поздней стадии разработки, только за счет изменения системы организации ТОР мы получили дополнительную добычу в объеме 425,68 тонн.

Экономическую эффективность определим по формуле ( ) ( ) ( ) ( ) Э = Q Ц - Cc + З1 - Зр = Q Ц - Cc + t1 - t2 Cб-ч, р р р где Ц – цена тонны нефти на внутреннем рынке без НДС, руб.; Cc - себестоимость добычи и подготовки одной тонны нефти, руб.; З1,Зр - затраты на р ремонт до и после введения системы технического обслуживания и ремонта, руб.; t1,t2 - среднее время ремонта до и после введения системы технического р р обслуживания и ремонта, час; Cб-ч - стоимость 1 бригадо-часа работы бригады ПРС, руб.

Тогда экономическая эффективность по Северо-Даниловскому месторождению без учета налогов и обязательных платежей составит ( ) ( ) () ( ) Э = Q Ц - Cc + t1 - t2 Cб-ч = 425.68 2000 -1100 + 7 - 5 2454 000 = 2 975 р р рублей (в ценах на 01.04.2003 г.).

Итак, внедрение системы технического обслуживания и ремонта позволяет в условиях Северо-Даниловского месторождения достигнуть технологического эффекта в объеме 425,68 тонн дополнительной добычи нефти и экономического эффекта в размере 2 975 112 рублей без привлечения дополнительного финансирования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Установлено, что ремонтные работы становятся более затратными и продолжительными при низкой выработке бригад и требуют применения более эффективных и прогрессивных способов и форм организации ремонтных работ на скважинах.

2. Разработан алгоритм и программа расчета выбора оптимального периода проведения технического обслуживания и ремонта скважин при критериях оптимальности – максимум коэффициента технической готовности, максимум удельной прибыли и минимум удельных затрат.

3. Результатами обработки геолого-промысловых данных по отказам установок ЭЦН на месторождениях Шаимской группы установлены законы распределения отказов насосного оборудования, обрывов (отворотов) насосно-компрессорных труб, которые описываются распределением Вейбулла. Для оценки близости статистического и теоретического распределений применены критерии К. Пирсона (2-хиквадрат) и А.Н. Колмогорова.

4. Байесовские оценки функций распределения отказов установок ЭЦН по методам параметрического семейства Вейбулла и непараметрической оценки, основанной на процессах Дирихле, предлагаются как верхние границы применимости УЭЦН и проведения ловильных работ в условиях ТПП «Урайнефтегаз».

5. Показано, что использование стратегии проведения ТОР с ликвидацией преждевременных отказов оборудования дает возможность получить наиболее высокие показатели надежности работы насосов УЭЦН при больших периодах проведения ТОР, в среднем превышающих в 3,4 раза периоды проведения ТОР при использовании стратегии плановых профилактик. При этом коэффициент готовности увеличивается в среднем на 4,5%, что позволяет увеличить рентабельность работы скважины за счет снижения удельных затрат и увеличения удельной прибыли.

6. Исследования критерия минимальные удельные затраты показали, что применение ТОР обеспечивает уменьшение удельных затрат на обслуживание скважин Северо-Даниловского месторождения на 39%;

Мортымья-Тетеревского месторождения - на 53%; Толумского месторождения - на 45%; Ловинского месторождения - на 59%;

Убинского месторождения - на 48% и позволяет получить дополнительную удельную прибыль от 4,3% до 10,5% на один ремонт установки ЭЦН.

7. Имитационное моделирование системы технического обслуживания и ремонта на 53 добывающих скважинах Северо-Даниловского месторождения показало возможность обеспечения высокого технологического и экономического эффекта за счет увеличения объема добычи нефти без привлечения дополнительного финансирования.

Технологический эффект составил 425,68 тонн, а экономический эффект - 2 975 112 рублей.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Меньшиков А.Г. Методологические основы технико-экономического анализа эффективности использования механизированного фонда нефтяных скважин/ Кучумов Р.Р., Меньшиков А.Г., Пустовалов М.Ф. // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 3., ч1. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. – С.50-56.

2. Меньшиков А.Г. Анализ уровня удельных затрат при проведении ТОиР УЭЦН в условиях ТПП «Урайнефтегаз» / Меньшиков А.Г., Кучумов Р.Р.// Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб.

науч. тр., Вып. 3., ч1. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. – С.56-64.

3. Меньшиков А.Г. Исследования критерия технической готовности установок ЭЦН при проведении ТОиР в условиях ТПП «Урайнефтегаз» / Меньшиков А.Г., Пустовалов М.Ф.// Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 3., ч. 1. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. – С.64-74.

4. Меньшиков А.Г. Исследование показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях Шаимской группы месторождений/Пустовалов М.Ф., Кучумов Р.Р., Меньшиков А.Г. //Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 3., ч2. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. – С.45-49.

5. Меньшиков А.Г. Методика анализа эффективности работы механизированного фонда нефтяных скважин // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы III Всероссийской научно-технической конференции. – Тюмень:

ТюмГНГУ, 2002. -С.39-40.

6. Меньшиков А.Г. Исследование удельных затрат при проведении ТОиР установок ЭЦН // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы III Всероссийской научнотехнической конференции. –Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. -С.40-41.

7. Меньшиков А.Г. Исследование технической надежности работы установок ЭЦН // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы III Всероссийской научнотехнической конференции. –Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. -С.42-43.

8. Меньшиков А.Г. Методика байесовской оценки показателей надежности установок ЭЦН / Кучумов Р.Р., Иксанова Г.Н., Меньшиков А.Г., Муфтахутдинова Э.Б., Наместников С.В. // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 4. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2003. – С. 76 – 82.

9. Меньшиков А.Г. Анализ байесовской оценки показателя надежности установок ЭЦН / Кучумов Р.Я., Иксанова Г.Н., Кучумов Рубин Р., Меньшиков А.Г., Наместников С.В.// Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 4. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2003. – С. 171 – 179.

10. Меньшиков А.Г. Методическое руководство по организации технического обслуживания и ремонта наклонно направленных скважин, оборудованных установками ЭЦН, в условиях Шаимской группы нефтяных месторождений / Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Р., Пустовалов М.Ф., Меньшиков А.Г., Кучумов Рубин Р. – М.: НИЦ НК «ЛУКОЙЛ», 2003 – 40 с.

Подписано к печати..2004 г. Бум. писч. №Заказ №_ Уч.- изд.л. 1.Формат 60х84 1/16 Усл.печ..л. 1.Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская,

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»