Анализ эксплуатации скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Организационный раздел

1.1 Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе

1.2 Краткая характеристика месторождения

1.3 Организационно-производственная структура ЦДНГ, ее характеристика

1.4 Функции членов бригады по добыче нефти

2. Расчетно-аналитический раздел

2.1 Характеристика эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

2.2 Оценка фонда скважин

2.3 Анализ эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН, по времени и производительности

2.4 Анализ выполнения плана ГТМ за I - полугодие 2013 г. Составление плана ГТМ на II - полугодие 2013 г.

2.5 Анализ баланса времени эксплуатации скважины УЭЦН. Расчет планового коэффициента эксплуатации

2.6 Обоснование исходных данных для расчета производственной программы. Расчет задания по добыче нефти на II - полугодие 2013 г.

2.7 Пути повышения эффективности использования фонда скважин

Заключение

Список использованных источников

нефтяной скважина добыча фонд



Введение

Высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеют нефть и газ для развития народного хозяйства страны. Природный газ и тяжелые остатки переработки нефти - это дешевое и удобное энергетическое и бытовое топливо.

Из нефти получают жидкое топливо всех видов бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические, жирные кислоты и др. Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматические углеводороды служат основным сырьем для развивающейся химической промышленности. Значение же химизации, т.е. внедрение во все отрасли народного хозяйства дешевых равноценных или более высоких по качеству заменителей дерева, металла, пищевых продуктов и т.д. трудно переоценить.

Продукты нефтехимии - полимерные материалы и пластические массы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие - широко применяются во всех отраслях народного хозяйства. Использование полимерных материалов в значительной степени определяет технический прогресс в автомобильной, авиационной, судостроительной, электротехнической и других отраслях промышленности. Так, автомобильная промышленность превратилась в крупного потребителя пластмасс, искусственных и синтетических волокон, искусственного каучука и резины, лаков и красок. Применение пластмасс дает возможность заменить сотни тысяч тонн металла, сократить производственные площади, уменьшить потребности в инструменте и оснастке, сократить число технологических операций и их трудоемкость. Широкое применение получают пластмассы в кабельной промышленности. Это высвобождает для других отраслей народного хозяйства большое количество свинца, хлопчатобумажной ткани, каучука.

Россия - единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти - около 10%.

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть - один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27%. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов. На долю крупных нефтяных компаний приходится около 80% добычи нефти в стране.

Тема курсовой работы "Расчет задания по добыче нефти по скважине, оборудованной УЭЦН" является актуальной, так как не только рассматривает значение нефтяной промышленности, характеристику добычи, но и дает развернутый анализ факторов, влияющих на изменение в добыче, и устранение недостатков.

В курсовой работе выполнен расчет показателей задания по добыче нефти по скважине, оборудованной УЭЦН, в условиях Бобровского месторождения, дано теоретическое обоснование расчетов, рассмотрены пути снижения затрат на добычу нефти и пути повышения эффективности использования фонда скважин.

При выполнении работы были использованы учебная и методическая литература, данные периодической печати, Интернет-ресурсы.



1. Организационный раздел

1.1 Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе

В 20 веке в мире произошло 15-кратное увеличение уровня Таблица 1 потребления коммерческих энергетических ресурсов при росте численности населения Земли в 3,8 раза - от 1,7 до 6,3 миллиардов. Наиболее быстро увеличивался спрос, прежде всего, на нефть и газ, что объясняется повсеместным развитием науки и техники и, как следствие, техническим прогрессом.

Немаловажную роль в глобальной энергетике играет нефтегазовый комплекс России, суммарная добыча которого составляет 10-12 % от мировой. Это достаточно для удовлетворения внутренних потребностей и поддержания позиций на глобальном нефтяном рынке.

Несмотря на огромную роль нефтяной промышленности в экономике, в России в последние десятилетия усиливаются негативные явления, связанные, прежде всего, с нарушением пропорций между приростом промышленных запасов нефти и объёмами её добычи. Это происходит на фоне значительного наращивания объёмов добычи нефти.

Фактически объём добычи нефти уже в 2006 году превысил прогнозный на 2020, предусмотренный умеренным вариантом добычи нефти в Энергетической стратегии России и приблизился к оптимистическому варианту развития. В то же время объёмы переработки нефти наращиваются крайне медленно. Большой разрыв в объёмах добычи и переработки фактически ограничивает возможности использования нефти внутри страны, и всё большие объёмы её будут направляться на экспорт.

Кроме того, весьма высокие темпы прироста добычи нефти не компенсируются темпами прироста её запасов. Значительный прирост добычи в последние годы обеспечивался, в основном, за счёт интенсификации отбора на месторождениях, введённых в разработку в 60-70 года ХХ века (таблица 1).

Таблица 1.

Показатели	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.
Добыча нефти, млн.т.	323,7	348,1	379,6	458,8	470,0	480,0
Прирост запасов нефти, млн.т	302,0	315,0	254,0	230,0	424,0	580,0
Восполнение добычи приростом запасов, %	93,3	90,8	66,9	50,1	90,2	120,8
Объём бурения на нефть и газ, млн.м.	1,014	1,204	0,720	0,541	0,635	0,722

Существенно прирастить запасы невозможно без значительного увеличения объёмов разведочного бурения и применения современных технологий повышения коэффициентов извлечения нефти. Однако в последние десятилетия сохраняются низкие объёмы разведочного бурения, и идёт процесс снижения проектных коэффициентов извлечения нефти.

Сокращению объёмов разведочного бурения способствовала отмена платежей на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Отмена целевых платежей привела к резкому уменьшению и без того низкого объёма разведочного бурения. За последние 5 лет он составляет 46-60% от уровня 2001 года (таблица 1).

Весьма негативно на состояние минерально-сырьевой базы влияют противоречия, заложенные в законах "О недрах" и "Об акционерных обществах". Они создают широкие возможности для недропользователя не только разрабатывать месторождения, которые требуют меньших объёмов капиталовложений для получения максимальной прибыли, но и в пределах одного месторождения выборочно отрабатывать высокопродуктивные участки с преждевременным выводом из эксплуатации менее продуктивных.

Фактически наблюдается выборочная выработка запасов. Некоторые нефтяные компании для поддержания высокого уровня добычи нефти и обеспечения возрастающих объёмов её экспорта широко используют Таблица 1 форсированный отбор нефти из ограниченного числа добывающих скважин.

Такой подход существенно снижает природные фильтрационные свойства продуктивных пластов. Отступления от проектных решений, направленных на рациональную разработку нефтяных месторождений, приводят к уменьшению продуктивности скважин, не поддающемуся контролю росту их обводнённости, снижению КИН.

Немаловажным фактором является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, обусловливающее необходимость применения современных методов повышения нефтеотдачи пласта. Без широкомасштабного их внедрения, особенно на низкопродуктивных отложениях будет наблюдаться дальнейшее снижение коэффициентов извлечения нефти.

Серьёзное положение складывается также с нарушением требования закона "О недрах" о недопущении сверхнормативных потерь в добыче нефти, связанных со сжиганием нефтяного газа.

Сокращение объёмов сжигаемого газа позволит направить теряемые в настоящее время миллиарды долларов на модернизацию нефтегазопереработки и нефтехимии для организации выпуска готовой продукции с высокой добавленной стоимостью.

Долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны основывается на решении следующих основных задач:

1) рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей отрасли;

2) ресурсо - и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

3) углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных и попутно добываемых компонентов;

4) формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

5) расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах-реципиентах.

1.2 Характеристика месторождения

Месторождение является многопластовым и многокупольным . Промышленная нефтеносность выявлена в пластах О2, О3, О4, 05, О5в, 06 окского надгоризонта, Б2, Б2-1 ,бобриковского горизонта, Т1, Т2, Т2-1 турнейского яруса.

Месторождение введено в разработку в 1967 г. Выделено 5 самостоятельных объектов: О3, О4, Б2+Б2-1, Т1, Т2+Т2-1 Остальные залежи рассматриваются как возвратные объекты. Основным по запасам является пласт Т), с которым связано 40,7% запасов нефти месторождения, распределение извлекаемых запасов по остальным объектам следующее: Б1, + Б2-1, - 31 2%- О4 -19.2%; О, - 6.0%; Т2 + Т2-1, - 1,3%, в возвратных объектах сосредоточено 1,6% запасов.

Объект 1 (пласт О3) представлен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта составляет 11,9%, проницаемость - 0,023 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 3,0 мПа . с. Данные по первому объекту приводятся совместно с возвратными 02, 05б, О5в, О6 . Объект разрабатывается 20 добывающими скважинами без поддержания пластового давления. Из него добыто 192,26 тыс. т нефти, степень выработки начальных извлекаемых запасов -5,1% при обводненности продукции - 28,1%. Отмечается превышение фактических показателей разработки над проектными. Основной причиной этого является большой (на 9-17 единиц) фонд добывающих скважин, а также более высокий средний дебит по нефти.

Объект 2 (пласт 04) сложен карбонатными породами. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость равна 18,9%, проницаемость - 0,095 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 6,93 мПа.с. Пласт 04 разрабатывается 99 добывающими и 27 нагнетательными скважинами. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурной. Из залежи извлечено 3288,4 тыс. т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,144, пень выработки извлекаемых запасов - 34,55%, обводненность продукции - 27,9%. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки показало, процесс идет с превышением первых над вторыми 1 меньшем (на 19-31 единиц) фонде добывающих скважин.

Это объясняется более высокими фактически дебитами скважин по нефти и жидкости при более низкой обводненности продукции (на 5-12%). Фактическая годовая закачка воды в пласт превышает проекта на 4,9 тыс. м3, а накопленная - на 6,3 тыс. м3. Объект 3 (пласты Б2 + Б2-1,) представлен терригенными отложениями. Залежь - пластового типа. Пори oгость пласта составляет 16,7%, проницаемость - 0,5 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,86 мПа Объект разрабатывается 49 добывающими скважинам система заводнения не освоена.

Из пластов добыто 8856 тыс. т нефти, коэффициент нефтеотдачи - 0,333, степень выработки начальных извлекаемых запасов - 57,3%, обводненность продукции - 73,6%. Разработка объекта ведется с отставанием от проектных показателей: действующий фонд добывающих скважин меньше проекгного на 23-27 единиц, отсутствует закачка воды в пласт, что привело к снижению дебита по жидкости на 9,3 т/сут.

Объект 4 (Т,) представлен карбонатными оотложениями. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта равна 12%, проницаемость - 0,070 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,7 мПа.с.1 разработка объекта осуществляется 89 добывающими и 52 нагнетательными скважинами. Система заводнения очаговая в сочетании с приконтурной. Из пласта добыто 15722,6 тыс. т нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,384, степень выработки извлекаемых запсов - 77,8%, обводненность продукции - 75,7%. разработка объекта отстает от запроектированных показателей: фактическая добыча нефти за последние 3 года ниже проектной на 11,7 - 48 тыс. т, хотя средний практичсский дебит нефти выше проектного на 3,6 т/сут., обводненйость - ниже на 5%. Основной причиной отставания от проекта является дефицит действующих добывающих скважин на 36-51 единиц. Фонд нагнетальных скважин находится практически на проектном ровне, однако фактическая годовая закачка была ниже проктной на 74-383 тыс. м3, при этом текущая компенсация составила 133, 1%, суммарная - 106%.

1.3 Организационно-производственная структура ЦДНГ и ее характеристика

Цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) является структурным подразделением ОАО "Оренбугрнефть" и подчиняется непосредственно начальнику ОАО "Оренбугрнефть". Структура и штаты цеха по добыче нефти и газа утверждает начальник ОАО "Оренбугрнефть" в соответствии с типовыми структурами и нормативами численности руководителей, специалистов и служащих нефтегазодобывающего управлений с учетом работы и особенностей производства. Цех по добыче нефти и газа в зависимости от масштаба, характера условий и объема работ подразделяется на бригады.

Начальник ЦДНГ №3 организует и направляет всю производственно-хозяйственную деятельность цеха и несет полную ответственность за выполнение планов в соответствии с утвержденными, принимает меры по улучшению использования фонда скважин. Контролирует своевременность обеспечения производственных объектов необходимыми материалами, оборудованием, инструментами и транспортом. Координирует работу участков и бригад по добыче нефти и газа. Обеспечивает безопасные и здоровые условия труда. Осуществляет подбор, расстановку и рациональное использование кадров. Обеспечивает составление и своевременное представление установленной отчетности по цеху. Производит воспитательную работу в коллективе.

Первым заместителем начальника ЦДНГ №3 является главный инженер. Заместитель начальника ЦДНГ №3 назначается приказом начальника предприятия по представлению цеха. Заместитель начальника ЦДНГ №3 подчиняется и работает под руководством начальника цеха. Главной задачей заместителя начальника ЦДНГ №3 является организация технической подготовки производства, направляет на обеспечение выполнения коллективом производственных заданий по добыче и сдачи нефти и газа, осуществления контроля за выполнением мероприятий по депарафинизации и солеотложениям в скважинах и трубопроводах. Заместитель начальника составляет совместно с геологом мероприятия по повышению производительности действующих, сокращению числа простаивающих и бездействующих скважин и организует выполнение этих мероприятий. Он наравне с начальником несет такую же ответственность за работу ЦДНГ№3.

Старший геолог - разрабатывает текущие перспективные планы, направляет деятельность геологической службы цеха, осуществляет геологический контроль.

Старший технолог - разрабатывает планы и технологии ремонта и испытания скважин, механизации и автоматизации производственных процессов.

Старший механик ЦДНГ №3 - на него возлагается работа по техническому руководству эксплуатацией, ремонтом и модернизацией механического оборудования, бесперебойному обеспечению запасными частями и инструментом.

Управление деятельностью основных подразделений осуществляется через мастеров и их помощников. На мастеров возлагается задача оптимальной организации ремонтов и эксплуатации скважин.

Мастер по добыче нефти и газа назначается на должность и освобождается от должности приказом начальника предприятия в соответствии с трудовым законодательством. Мастер подчиняется начальнику промысла. В своей работе мастер руководствуется действующим законодательством РФ, приказами, распоряжениями, правилами внутреннего трудового распорядка предприятия. Мастер производит непосредственное руководство бригадой по добыче нефти, по выполнению заданий по добыче нефти и газа и других установленных производственных показателей нефтепромысла. Осуществляет контроль за соблюдением правил внутреннего распорядка рабочими бригады. Схема организационно-производственной структуры представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Схема организационно-производственной структуры ЦДНГ



1.4 Функции членов бригады по добыче нефти

Характеристика работ оператора по добыче нефти и газа II разряда:

- наблюдение за работой скважин;

- участие в осуществление и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации;

- участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромыслового оборудования, установок и трубопроводов;

- отбор проб для проведения анализа.

Оператор по добыче нефти и газа II разряда должен знать:

- элементарные сведения о конструкции нефтяных и газовых скважин;

- назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента и приспособлений;

- основные понятия технологического процесса добычи, сбора и транспортировки нефти и газа.

Характеристик работ оператора по добыче нефти и газа III разряда:

- ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти и газа;

- обследование, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора более высокой квалификации;

- осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти и газа;

- разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов, простого нефтепромыслового оборудования и аппаратуры;

- очистка НКТ от парафина и смол;

- обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий;

- замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке;

- расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.

Оператор по добыче нефти и газа III разряда должен знать:

- основные понятия о нефтяном и газовом месторождении;

- назначение, правила эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений;

- технологический процесс добычи, транспортировки нефти и газа на обслуживаемом участке;

- устройство обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.

Характеристика работ оператора по добыче нефти IV разряда:

- ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, закачки и отбора газа;

- обеспечение бесперебойной работы скважин, установок комплексной подготовки газа и другого оборудования;

- участие в работе по освоению скважин, выводу их на заданный режим;

- опрессовка трубопроводов, технологического оборудования под руководством оператора более высокой квалификации;

- монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования;

- проведение профилактических работ по предотвращению гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ;

- снятие и передача параметров работы скважин;

- контроль за работой средств автоматики и телемеханики;

- участие в работах по исследованию скважин;

Оператор по добыче нефти и газа IV разряда должен знать;

- основные данные о нефтяном и газовом месторождении, режиме залежей;

- физико-химические свойства нефти, газа и конденсата, технологический режим обслуживания скважин;

- устройство и принцип работы установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, систем сбора и транспортирования нефти и газа, закачки и отбора газа. обслуживаемых КИП, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики;

- техническую характеристику и правила эксплуатации наземного промыслового оборудования;

- основные сведения о методах интенсификации добычи нефти и газа, подземного (текущего) и капитального ремонта скважин;

- правила эксплуатации промыслового электрооборудования и работы на электротехнических установках.

Характеристика работ оператора по добыче нефти и газа V разряда

- ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа;

- осуществление геолого-технических мероприятий по поддержанию и улучшению;

- осуществление работ по освоению и выводу на режим работы скважин и электропогружных центробежных насосов производительностью до 500 м³/сутки;

- наладка запальных устройств факельных систем, обслуживание установок комплексной подготовки газа, по очистке и осушке газа, нагнетательных скважин при рабочем давлении до 15 МПа (150 кгс/см²);

- руководство по монтажу и демонтажу простого и средней сложности нефтепромыслового оборудования;

- участие в работах по приему скважины после капитального и подземного ремонтов;

- определение характера неполадок в наземном и подземном оборудовании;

- замена неисправных блоков местной автоматики;

- руководство операторами более низкой квалификации;

Оператор по добыче нефти и газа V разряда должен знать:

- технологический процесс добычи нефти и газа, закачки и отбора газа;

- техническую характеристику подземного и наземного оборудования;

- методы исследований скважин и интенсификации добычи нефти и газа;

- монтажные и принципиальные схемы обслуживаемой аппаратуры, автоматики и телемеханики;

- основы радиотехники.

Требуется среднее специальное образование.

Характеристика работ оператора по добыче нефти и газа VI разряда:

- ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти;

- осуществление контроля за бесперебойной работой скважин и проводимыми геолого-техническими мероприятиями по поддержанию и улучшению режима работы скважины;

- обеспечение заданного коэффициента эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

- руководство и участие в работах по монтажу и демонтажу сложного технологического оборудования, сосудов, работающих под давлением;

- участие в работах по подготовке объектов к подземному и капитальному ремонту;

- прием объектов из ремонта, участие в их наладке и пуске после ремонта;

- контроль за работой бригадных узлов учета нефти;

- руководство операторами более низкой квалификации.

Оператор по добыче нефти и газа VI разряда должен знать:

- характеристику разрабатываемого месторождения;

- техническую характеристику и устройство подземного и наземного оборудования;

- виды подземного и капитального ремонта скважин;

- методы освоения и исследования скважин, интенсификации добычи нефти и газа.

Требуется среднее профессиональное образование.



2. Расчетно-аналетический раздел

2.1 Характеристика эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

Всё большее применение в нефтяной промышленности находят УЭЦН, особенно для эксплуатации обводнённых, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин.

Погружные центробежные насосы, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяют передавать насосу значительно большую мощность, чем в штанговой установке, а следовательно, увеличивать добывающие возможности этого вида оборудования.

УЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводнённых, глубинных и наклонных скважин с дебитом 25 - 1300 куб. м/сут и высотой подъёма жидкости 500 - 2250 м. Установка (рисунок 3) состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ. Погружной агрегат включает в себя центробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ.

Применение погружных электронасосов позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период времени года без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска НКТ наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрооборудование ввиду его малых габаритов, небольшой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой неотапливаемой будке

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоёмкость, относительно большой межремонтный период (МРП) их работы.

Большие МРП позволяют эксплуатировать скважины без вышек с использованием передвижных мачт для периодических подъёмов электронасосов.

Рисунок 3 - Установка погружного ЦН

1 - погружной электродвигатель;

2 - узел гидрозащиты;

3- центробежный многоступенчатый насос;

4 - плоский кабель;

5 - обратный клапан;

6 - хомут;

7 - круглый кабель;

8 - насосно-компрессорные трубы;

9 - оборудование устья;

10 - автотрансформатор;

11 - станция управления.



2.2 Оценка фонда скважин

Объем добычи нефти, газа и газового конденсата зависит, в первую очередь, от числа (фонда) скважин на начало планируемого года, его изменения в течении планового периода и показателей экстенсивного и интенсивного использования.

Эксплуатационный фонд включает в себя действующие и бездействующие скважины.

Действующие скважины - включают две группы скважин, дающие продукцию и остановленные в последний месяц отчетного периода.

Бездействующие скважины относятся к бездействующему фонду на начало планируемого периода. К бездействующим скважинам относят: скважины, не работающие более одного календарного месяца, эти скважины могут быть остановлены в отчетном году или простаивать с прошлых лет.

Таблица 2 - Движение фонда скважин

На 1.01.09	Прибыло	Выбыло	На 1.01.10
	Из буре- ния	Из пьезометрического фонда	С другого способа добычи	Перевод в ППД	В консер- вацию	В ликви- дацию
П	12	1	1	2	1	1	2	12
Ф	12	0	1	3	0	2	1	12

На основании данных таблицы можно сделать вывод, что фактический действующий фонд скважин УЭЦН Султангулово-Заглядинского месторождения составлял 22 скважины, что соответствовало плановому на начало периода (1.01.09 г.).

Плановый ввод из бурения скважин не был выполнен в связи с тем, что месторождение эксплуатируется длительное время, продукция скважин имеет высокий процент обводнённости и бурение новых скважин экономически невыгодно.

Как и планировалось, из пьезометрического фонда была введена одна скважина. Перевыполнено задание по плану перевода с ШСНУ на УЭЦН на одну скважину.

Это связано с ростом обводнённости скважины; необходимостью увеличения глубины спуска насоса (из-за снижения пластового давления и динамического уровня), что технологически невозможно было провести с ШСНУ.

Планировалось перевести одну скважину в ППД для улучшения вытеснения нефти из застойной зоны, но в результате более интенсивной закачки в другие скважины эта необходимость отпала.

Из-за высокой обводнённости были законсервированы две скважины, хотя планировалось отправить в консервацию только одну.

Планировалось ликвидировать две скважины, но вследствие применения методов интенсификации притока и забуривания второго ствола, ликвидирована была только одна скважина.

На конец периода (1.01.2010 г.) в соответствии с движением фонда скважин УЭЦН на Школьном месторождении действовало 1 скважины при плане 1 скважины.



Рисунок 4 - Структура фонда скважин

2.3 Анализ эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН, по времени и производительности

Для анализа использования эксплуатационного фонда скважин по времени, применяют два показателя: коэффициент использования скважин и коэффициент эксплуатации.

При этом время работы и простоя скважин учитывается в скважино-часах, скважино-днях и скважино-месяцах.

Скважино-месяц - это условная единица измерения времени работы и простоев, равная 720 скважино-часам, или 30 скважино-суткам.

Различают:

- скважино-месяцы, числившиеся;

- скважино-месяцы эксплуатации (отработанные.)

Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин, характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин.

Скважины-месяцы эксплуатации (отработанные), характеризуют суммарное время работы действующих скважин, то есть время, в течение которого скважины дают продукцию.

Коэффициент использования скважин - отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах, к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах.

Коэффициент эксплуатации скважин - это отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах, к суммарному календарному времени по действующему фонду скважин, выраженному в тех же единицах.

Коэффициент эксплуатации характеризует степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин. Поэтому этот показатель имеет наиболее важное значение при планировании и анализе результатов работы нефтегазодобывающих предприятий.

Таблица 2 - Исходные данные по скважине № 231

Показатели	План	Факт
Объем добычи нефти по скважине № 459 за I полугодие 2013 г., т	4590,0	5082,0
Фонд действующих фонтанных скважин	1	1
Коэффициент эксплуатации	0,910	0,967
Среднесуточный дебит, т/сут.	27,6	28,8

На основании исходных данных таблицы 2 выполняем расчет основных показателей эксплуатации скважины № 231, оборудованной УЭЦН, Сорочинско-Никольского месторождения за I - полугодие 2013 года.

Рассчитаем скважино-месяцы числившиеся по формуле (1):



Скв.-мес.ч. = Фскв. 365 / 30 2

где Ф_скв.- действующий фонд скважин.

Скв.-мес.ч._п = 1 365 / 30 2 = 6,083

Скв.-мес.ч._ф = 1 365 / 30 2 = 6,083

Рассчитаем скважино-месяцы отработанные по формуле (2):

Скв.-мес.отр. = Скв.-мес.ч. Кэкс,(2)

где Скв.-мес.отр. - скважино-месяцы отработанные;

Скв.-мес.ч. - скважино-месяцы числившиеся;

Кэкс. - коэффициент эксплуатации.

Скв.-мес.отр._п = 6,083 0,910 = 5,535

Скв.-мес.отр._ф= 6,083 0,967 = 5,882

Расчитаем дебит на скважино-месяц отработанный по формуле (3):

q = Q / Скв.-мес.отр, (3)

где q - дебит на скважино-месяц отработанный, т

q_п = 4950 / 5,535 = 829,3,

q_ф = 5082 / 5,882 = 863,9

Результаты выполненных расчетов оформляем в таблице 3



Таблица 3 - Показатели эксплуатации скважины №231, оборудованнойУЭЦН

Объем добычи нефти, т	Скважино-месяцы числившиеся	Скважино-месяцы отработанные	Дебит на Скважино- месяцы отработанные, т	Коэффициент эксплуатации
план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт
4950,0	5082,0	6,083	6,083	5,535	5,882	829,3	863,9	0,910	0,967

Выполнение задания по добыче нефти зависит от трех факторов:

Выполнения задания по дебиту рассчитаем по формуле (4):

Qq = kэкс.ф · скв.-мес.ч.ф.· (qф - qп), (4)

Q_q = 0,967 6,083 (863,9- 829,3) = 204 т

Выполнение задания по скважино-месяцам числившимся рассчитываем по формуле (5):

Q _{скв.-мес.ч.} = q_п. · k_экс.п. · (скв.-мес.ч.ф. - скв.мес.ч.п.), (5)

Q_{скв.-мес.ч}. = 829,3 0,910 (6,083 - 6,083) = 0

Выполнения задания по коэффициенту эксплуатации рассчитаем по формуле (6):

Qk._эксп. = qп. · свк.-мес.ч.ф · (kэкс.ф. - kэкс.п.),(6)

Qk._эксп. = 829,3 6,083 (0,967 -0,910) = 288 т

Находим общее влияние факторов по формуле (7):

Q_общ.1 = Q_q + Q_{скв.-мес.ч.} + Qk_.эксп,

Q_общ.1 = 204 + 0 + 288 = 492 т,



Находим отклонение добычи нефти от плана по формуле (8):

Q_общ.2 = Q_ф. - Q_п., (8)

Q_общ.2 = 5082 - 4950 = 492

Q_общ.1 = Q_общ.2

492 т = 492 т

Значит анализ выполнен верно

Результаты расчета оформляем в таблице 4

Таблица 4 - Результаты анализа

Показатели	План	Факт	Результаты анализа
Объем добычи, т	4950,0	5082,0	+ 492,0
Скв.-мес.-числившиеся	6,083	6,083	0
Скв.мес.-отработаные	5,535	5,882	-
Дебит скважино-месяц отработанный	829,3	863,9	+ 204
Коэффицентэксплуатации	0,910	0,967	+ 56

В I - полугодии 2013 г. план по добыче по нефти по скважине № 231, оборудованной УЭЦН, Сорочинско-Никольского месторождения перевыполнен на 492 т.

Выполнение плана составило 97%.

Наибольший прирост в добыче нефти в объеме 288 тонн получен в результате перевыполнения задания по коэффициенту эксплуатации за счет сокращения непроизводительных затрат времени.

Это стало возможным за счет эффекта от геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах в текущем периоде.

В результате перевыполнения задания по среднемесячному дебиту дополнительно получил 204 тонн.



2.4 Анализ выполнения плана ГТМ за I полугодие. Составление плана ГТМ на II полугодие

С целью увеличения объема добычи нефти за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта, разрабатывают план геолого-технических мероприятии (ГТМ).

Проводя их в полном объеме и в запланированный срок можно существенно увеличить добычу нефти.

При планировании и расчете эффекта от ГТМ используют следующие исходные данные:

- средняя продолжительность эффекта (за полугодие) - 90 дней;

- среднесуточный дебит одной скважины плановый 27,6 т/сут.;

- среднесуточный дебит одной скважины фактический 28,8 т/сут.;

-планируемый среднесуточный прирост на скважину от проведения соляно-кислотной обработки-5,5 т/сут.;

-фактический среднесуточный прирост на скважину от проведения соляно-кислотной обработки-7,5 т/сут.;

Для расчета эффекта от проведения мероприятий по плану ГТМ используют формулу (9):

Q = qср.сут. Тэф. Кэкс. nскв, (9)

где qср.сут.- среднесуточный прирост от мероприятия;

Тэф. - время эффекта от СКО, сут.;

nскв. - количество скважин, где проводились эти мероприятия;

Кэкс. - коэффициент эксплуатации.

Q_п = 5,5 90 0,910 1 = 450

Q_ф = 7,5 90 0,967 1 = 655



Полученные результаты оформляем в таблице 5

Таблица 5 - План ГТМ на I - полугодие 2013 года

Мероприятия	План	Факт
	скважины	тонны	скважины	тонны
Соляно-кислотная обработка скважины	1	450,0	1	655,0
Итого	1	450,0	1	655,0

После проведения анализа геолого-технических мероприятий за I - полугодие 2013 года с учетом сделанных выводов составляем в таблице 6 план на II - 2013 год.

Таблица 6 - План ГТМ на II полугодие 2013г.

Мероприятия	План на II полугодие 2013 г.
	скважины	тонны
Соляно-кислотная обработка скважины	1	850,0
Итого	1	850,0

2.5 Анализ баланса времени эксплуатаций скважин УЭЦН. Расчет планового коэффициента эксплуатации

На основе данных о фактических затратах времени эксплуатации, времени ремонта и времени простоев, в соответствии с таблицей 7, составляем баланс времени эксплуатации за I - полугодие 2013 года.

Плановое календарное время определяется по формуле:

Т_{к.календ.п}=Скв.-мес.ч.п ·720=720 6,083 = 4380 ч,

Фактическое календарное время определяется по формуле:

Т_{к.календ.ф}=Скв.-мес.ч.ф·720=720 6,083 = 4380 ч



Таблица 7 - Баланс времени эксплуатации

Наименование затрат времени	План	Факт
	Часы	%	Часы	%
Время календарное Время эксплуатации Время ремонта Простои, в том числе: а) отключение электроэнергии; б) ожидание спецтехники в) порыв коллектора г) прочие	4380,0 43968,0 36,0	100,0 91,0 9,0	4380,0 4236,0 92,0 53,0 31,0 13,0 4,0 4,0	100,0 96,7 2,1 1,2 0,7 0,3 0,1 0,1

Фактическое календарное время в часах составило 4380 часов, что соответствует запланированному.

Время эксплуатации увеличилось на 5,7 % или на 250,0 часов.

Время ремонта сократилось на 6,9 % или на 56,0 часов и составило 2,1 % от календарного времени.

Вместе с тем имели место простои, которые составили 1,2 % или 53,0 часов.

Наибольшие потери времени вызваны порывом коллектора - 0,1 % или 4,0 часа.

Это составляет 4,0 % от всех простоев

Ликвидировав эти потери времени, в результате принятых мер по ликвидации порывов коллектора: во время очищать подъездные пути к скважинам; не допускать порыва коллектора; повышать квалификацию специалистов.

Расчет выполняем по формуле:

К _{экс.п.II-полуг.}=, (10)



где Т_эксф. - фактическое время эксплуатации в часах;

?T_{простоев} - сокращение времени простоев (час.) в результате принятых мер;

T_{кален.ф.} - календарное время фактическое в часах.

К_{экс.II-полуг.}== 0,979

2.6 Обоснование исходных данных для расчета производственной программы. Расчет задания на II - полугодие 2013 года

В основу планирования расчета добычи нефти на планируемое полугодие используем фонд скважин, коэффициент эксплуатации, исходный дебит и коэффициент кратности.

Рассчитаем фонд скважин на II - полугодие 2013 г. С учетом ввода новых скважин:

n_{скв.II-полуг.=} 1 + 0 = 1 скв.

Коэффицент эксплуатации на II - полугодие составляет - К_экс=0,979

Для определения исходного среднесуточного дебита выполняем следующие расчеты:

Скв.-мес.отр._{II-полуг.}= 6,083 0,979 = 5,955

Среднесуточный исходный дебит определяем по формуле:



где Q_{ф I-полуг} - фактический объем добычи нефти за I - полугодие, т;

Q_{ГТМ II-полуг} - плановый объем добычи нефти, полученный в результате проведения плана ГТМ, т;

30,4 - средняя продолжительность месяца, сут.

q_{ср.сут.исх.}==33 т

Коэффициент кратности показывает во сколько раз объем добычи нефти из скважины за месяц меньше добычи нефти за год.

Этот коэффициент находится по таблице в соответствии с коэффициентом изменения - К_изм. Коэффициент изменения - К_изм = 0,991

Ему соответствует коэффициент кратности (полугодие) - К_крат = 5,811

Рассчитаем плановое задание по добыче нефти по формуле:

Q_{II-полуг.} = q_ср.сут.• К_крат. 30,4 К_экс. n_скв.,

Q_{II-полуг.} = 33 5,811 30,4 0,979 1 = 5707 т

Расчитаем дебит скважино-месяц отработанный по формуле:

q_{скв-мес.отр.II-полуг.} = Q_{II-полуг.} / скв.-мес.отр_{II-полуг},

q_{скв-мес.отр.II-полуг}. = 5707 / 6,053= 938 т

Результаты расчетов оформляем в таблице 8



Таблица 8 - Сравнение показателей за 2 полугодие

Показатели	Факт I - 2011	План II - 2011	Сравннение: "+"- увеличение. "-"- уменьшение.
Объем добычи, т	5082,0	5707,0	+698,0
Скв.-мес. числившиеся	6,083	6,083	0
Скв.мес. отработанные	5,882	5,955	+0,073
Дебит на скв.-мес. отработаный	863,9	938,0	+74,7
Коэффициент эксплуатации	0,967	0,979	+0,012

2.7 Пути снижения затрат на добычу нефти

Нефтяные компании изыскивают на основе накопленного производственного и управленческого потенциала возможности повысить свою конкурентоспособность. Одно из препятствий на этом пути - рост издержек производства, который в отечественных нефтяных компаниях на протяжении последних лет остается важнейшей проблемой.

Физическая и моральная изношенность технико-технологической базы является одной из причин низкой производительности труда и высоких издержек в геологоразведочной и добывающей отраслях. В частности, использование современных технических средств и технологий может позволить более чем на 60% увеличить извлекаемые запасы углеводородов на норвежском шельфе, в британском и датском секторах Северного моря. По экспертным оценкам, так называемые технологические запасы углеводородов составляют не менее 30% от мировых. Таким образом, решение задачи повышения экономической эффективности использования недр, а также развития и улучшения сырьевой базы, помимо возможностей сырьевого потенциала и других обеспечивающих условий, тесно связано с техническим перевооружением геолого-разведочного производства и добывающего комплекса.

В настоящее время в отечественных нефтяных компаниях в том или ином сочетании используют следующие методы контроля за уровнем и динамикой издержек:

- постатейный контроль затрат;

- регулирование численности персонала;

- контроль затрат на услуги подрядчиков;

- усиление заинтересованности персонала в снижении издержек;

- анализ отклонений на основе нормативных затрат и гибкой сметы;

- составление бюджета компании;

- контроль исполнения бюджета;

- нормирование трудовых, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

Одним из перспективных методов контроля издержек является нормативная система управления затратами, которая представляет собой совокупность процедур по планированию, нормированию, отпуску материалов в производство, составлению внутренней отчетности, калькулированию себестоимости продукции, осуществлению экономического анализа и контроля на основе норм затрат.

В нефтяных компаниях проводится работа по нормированию расхода материальных ресурсов в нефтедобыче. Главной ее целью является разработка обоснованных прогрессивных норм расхода химических реагентов, сырья и материалов.

К организационным мероприятиям, способствующим снижению затрат на добычу нефти, относятся:

1) оптимизация производственных бизнес-процессов и опти мальное использование ресурсов (трудовых, транспорта и других):

а) оптимизация распределения трудовых заданий;

б) оптимальное распределение зон обслуживания между исполнителями работ;

в) создание оптимальных маршрутов движения транспорта и передвижения участников;

2) минимизация простоев скважин.

С целью снижения затрат на добычу внедряются технологии интенсивной добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, в том числе такие, как локальный гидроразрыв пласта, который увеличивает дебиты скважин в 1,5-5 раз.

В качестве примера можно привести ОАО "ЛУКОЙЛ", где активно реализовывается комплекс мер по сокращению эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа, что позволило снизить в 2008 г. себестоимость добычи на 13%. В целом в "ЛУКОЙЛе" благодаря новым технологиям дебит одной скважины вырос на 5%.

В результате реализации программы ресурсосбережения и внедрения автоматизированных систем учета электрической и тепловой энергии сэкономлено более 50 млн. рублей.

Для поддержания конкурентоспособности и рентабельности основных видов деятельности в условиях низких цен основное внимание уделено сокращению контролируемых затрат. Выведены из эксплуатационного фонда 4,5 тыс. нерентабельных скважин, включая скважины из неработающего фонда. Были пересмотрены программы по текущему и капитальному ремонту скважин, а также выполнен ряд мероприятий по энергосбережению и сокращению потребления топлива на собственные нужды. Это позволило существенно снизить издержки на ремонт и обслуживание.

Сокращению подвергся ряд статей общепроизводственных и управленческих расходов. Были уменьшены расходы на оплату труда, причем сокращение затрат было обусловлено уменьшением числа занятых и уровня заработной платы сотрудников. Снизились амортизационные отчисления в основном из-за уценки основных средств для уменьшения общих затрат и приведения стоимости фондов к реальным рыночным ценам.



Заключение

В курсовой работе рассчитаны показатели производственной программы добычи нефти по скважине №231 Сорочинско-Никольского месторождения, оборудованной УЭЦН, в I - полугодии 2013г.

Выполнение задания составило 97%.

Затем произведен факторный анализ причин перевыполнения производственный программы добычи нефти.

Наибольший прирост в добыче нефти получен в результате перевыполнения задания по коэффициенту эксплуатации, за счет сокращения непроизводительных затрат времени. Увеличение коэффициента эксплуатации с 0,910 до 0,967 дало возможность дополнительно добыть 288,0 тонн.

За счет эффекта от геолого-технических мероприятий, проводимых на скважине в текущем периоде, дополнительно получено 204,0 тонны.

На основании проведенного анализа и сделанных выводов составлено задание по добыче нефти на II - полугодие 2013 г.

С учетом выявленных резервов намечено увеличить добычу во втором полугодии на 670 тонн.

Для определения наиболее существенных и рациональных путей снижения себестоимости продукции в каждом конкретном случае необходим детальный постоянный анализ структуры себестоимости и ее динамики.

Улучшение использования огромного национального богатства, заключенного в основных фондах, имеет первостепенное значение, так как влияет на эффективность общественного производства, количественные и качественные показатели работы предприятий.

Во-первых, лучшее использование основных производственных фондов увеличивает объём производства без дополнительных капитальных вложений. Так, более полное использование техники путём ликвидации простоев, сокращения числа и ускорения ремонтов и других мер обеспечивают прирост продукции с имеющихся основных фондов.

Во-вторых, с улучшением использования основных фондов полнее используются трудовые ресурсы страны, и повышается производительность труда. Так, например, установление и поддержание оптимального технологического режима работы скважин позволяет увеличить добычу нефти при неизменной численности промысловых рабочих. Кроме того, при этом более производительно используется труд, затраченный на бурение скважин и нефтепромысловое обустройство.

В-третьих, в результате улучшения использования основных фондов снижается себестоимость продукции. Это обеспечивается тем, что амортизационные отчисления остаются неизменными или возрастают медленнее, чем объём производства.

В-четвёртых, улучшение использования основных фондов ускоряет оборот средств труда. Чем скорее переносится стоимость основных фондов на вновь созданный продукт, тем в более короткий срок осуществляется их обновление.

В-пятых, улучшение использования основных фондов предприятия обеспечивает ускорение оборачиваемости оборотных средств. Это определяется тем, что увеличение выпуска продукции опережает рост оборотных средств или происходит при их почти неизменном размере.

В нефтяной промышленности выделяют следующие группы основных фондов:

1) Здания. Это все здания, в которых происходит производственный процесс (здания насосных и компрессорных станций, механических мастерских, деэмульсационных установок, а также здания контор, складов, лабораторий, гаражей и.т.д.).

2) Сооружения. К ним относятся инженерно-строительные объекты, служащие для выполнения определённых технических функций и создания необходимых условий осуществления процесса производства (нефтяные и газовые скважины, контрольные и нагнетательные скважины, нефтеловушки, морские эстакады, резервуары, дороги, мосты, бассейны и.т.д.).

3) Передаточные устройства. Средства труда, предназначенные для передачи энергии на расстояния, транспортирования жидких, газообразных и сыпучих веществ (трубопроводы для перекачки нефти, газа, воды (кроме магистральных нефте- и газопроводов), ЛЭП, линии связи).

4) Машины и оборудование:

а) силовые машины и оборудование. Это машины и агрегаты, производящие электрическую и тепловую энергию; а также преобразующие разного рода энергию в энергию движения (генераторы, передвижные электростанции, паровые котлы, электродвигатели и ДВС).

б) рабочие машины и оборудование. Это машины, оборудование и аппараты, предназначенные для воздействия на предметы труда или непосредственно участвующие в технологическом процессе (буровые установки, станки-качалки, тракторные подъёмники, технологические установки, насосные штанги, фонтанная арматура и.т.д).

в) измерительные и регулирующие приборы, устройства и лабораторное оборудование. Приборы и устройства для измерения и регулирования производственных процессов (динамографы, дебитомеры, глубинные манометры, аппаратура лабораторий и.т.д).

г) вычислительная техника. Электронно-вычислительные, управляющие и аналоговые машины, а также цифровые вычислительные машины и устройства.

д) прочие машины и оборудование.

5) Транспортные средства. Автомашины, тракторы, цистерны, вагоны, тепловозы и.т.д. Сюда же относят и магистральные нефте- и газопроводы.

6) Инструмент. Сюда относятся различные инструменты, ключи, трубные и штанговые элеваторы, удлинители, приспособления для обработки материалов и.т.д.

7) Производственный инвентарь и принадлежности. Эта группа включает в себя предметы, служащие для облегчения производственных операций и обслуживания производства (тележки для инструмента, маршевые лестницы, баки для хранения горючего) а также оборудование, предназначенное для безопасности труда (групповые ограждения машин и.т.д.).

8)Хозяйственный инвентарь. Это контрольные и хозяйственные принадлежности (столы, шкафы, сейфы, пишущие машинки) а также предметы противопожарного назначения

9) Прочие основные фонды.

Повышение эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями:

1) Увеличение времени полезной работы основных фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:

а) ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационного фонда, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов КРС и повышению технического уровня ремонтных работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима эксплуатации, правильный выбор оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и.т.д.

б) ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует правильного распределения рабочей силы, средств труда, материальных ресурсов.

в) ускорение подземного ремонта скважин. Оно достигается механизацией, внедрением новой техники спуско-подъёмных операций, укреплением цехов ПР и.т.д.

г) эффективное увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин, при котором обеспечивается поддержание постоянного дебита, установленного технологическим режимом. Эго увеличению способствует широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных ЭЦН, совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина.

д) продление срока жизни нефтяных скважин. Этому способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных методов добычи нефти и различных методов повышения производительности скважин, детальное изучение малодебитных, бездействующих и ликвидированных скважин.