7.6 Разъем «RS - 232» типа DB-9M предназначен для передачи данных по последовательному каналу в стандарте RS-232. Используя этот разъем можно считать накопленную информацию о работе насосной установки в портативный компьютер или в блок БСИ-01.

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателями мощностью 16 - 125 кВт для добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

КТППНКС рассчитаны на применение, в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

Климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, группа условий эксплуатации М4.

В шифре 5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН-6 кВ приняты следующие обозначения: 5 - число применяемых трансформаторов; КТППНКС - буквенное обозначение изделия; 650 - суммарная мощность силовых трансформаторов в кВА; 10 - класс напряжения силовых трансформаторов в кВ; 1,6 - номинальное напряжение, на стороне низшего напряжения, кВ; 85 - год разработки; УХЛ1 - климатическое исполнение и категория размещения. Основные параметры КТППНКС приводятся в табл. 10. Требования к электрической прочности изоляции цепи 36 В указаны в ГОСТах.

КТППНКС обеспечивает для каждого из четырех ЭЦН в кусте:

1. Включение и отключение электронасосной установки.

2. Работу электронасосной установки в режимах «ручной» и «автоматический».

3. Возможность управления электронасосной установкой дистанционно с диспетчерского пункта.

4. Автоматическое включение электродвигателя ПЭД с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания.

5. Автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин.

6. Возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения.

Таблица 4.10.

КТППНКС	Суммарная мощность силовых трансформаторов, кВА	Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения, кВ	Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения, кВ	Номинальный ток на стороне высшего напряжения, А
5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН = 6 кВ	650	6	1,6	63
5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН = 10 кВ	650	10	1,6	40
5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1, ВН = 6 кВ	1250	6	2,4	125
5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1, ВН= 10 кВ	1250	10	2,4	75

7. Возможность выбора режима работы ЭЦН с защитой от турбинного вращения или без защиты.

8. Отключение электродвигателя ПЭД и блокировку запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10 или ниже 15% от номинального, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузке по току, и автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после восстановления напряжения питания.

9. Разновременность пуска ЭЦН, подключенных к одному фидеру, определяемую выдержкой времени по п. 4.

10. Возможность управления ЭЦН от программного устройства.

II. Возможность управления ЭЦН в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

12. Отключение блока управления (БУ) без дополнительной выдержки времени при токах короткого замыкания в цепи управления 220 В.

13. Отключение ЭЦН без дополнительной выдержки времени при коротком замыкании в силовой цепи.

14. Отключение электродвигателя ПЭД при перегрузке любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы по амперсекундной характеристике. Минимальный ток срабатывания защиты от перегрузки должен составлять (1,1 ± 0,05) от номинального тока электродвигателя ПЭД.

15. Отключение электродвигателя ПЭД с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с при изменении сигнала, характеризующего уменьшение загрузки ЭЦН на 15% от рабочей загрузки электродвигателя. Уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку изменения сигнала от 1 до 5 А.

16. Отключение электродвигателя ПЭД при снижении напряжения питающей сети до 0,75 Uном.

17. Возможность отключения ПЭД по сигналам контактного манометра о порыве нефтепровода.

18. Запрещение включения ЭЦН после срабатывания защиты от перегрузки, кроме случаев, когда перегрузка была вызвана отклонением напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального.

19. Запрещение включения ЭЦН в турбинном вращении погружного электродвигателя.

20. Ручную деблокировку защит при отключенном ЭЦН.

21. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружной электродвигатель - кабель» с регулируемой устав-кой сопротивления срабатывания 10 и 30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени. 2. Контроль тока электродвигателя ПЭД в одной из фаз.

23. Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

24. Возможность регистрации тока одного электродвигателя ПЭД в одной из фаз самопишущим амперметром, поставляемым по отдельному заказу.

25. Возможность подключения не менее четырех входов технологических блокировок.

26. Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки и недогрузки, а также от превышения и снижения напряжения сети (выбор рабочей зоны).

27. Сигнализацию состояния любого ЭЦН с расшифровкой причины его отключения.

28. Подключение с помощью штепсельного разъема трехфазных передвижных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

29. Подключение геофизических приборов на напряжение 220 В с током до 6 А.

30. Подключение переносных токоприемников на напряжение 36 В с током до 6 А.

31. Возможность выбора режима работы ЭЦН с запретом включения на самозапуск при превышении напряжения питания 1,1 Uном и без запрета.

32. Функционирование при колебаниях напряжения питающей сети от 0,85 до 1,1 номинального напряжения. КТППНКС обеспечивает:

1. Контроль напряжений 6 или 10 кВ и общего тока, потребляемого из сети, в одной фазе.

2. Учет потребляемой активной и реактивной электроэнергий.

3. Защиту от атмосферных перенапряжений в питающей сети 6 или 10 кВ (грозозащиту),

4. Управление обогревом.

5. Освещение коридора обслуживания.

6. Наружную световую мигающую сигнализацию об аварийном отключении любого ЭЦН.

7. Подключение четырех устройств управления электродвигателями станков-качалок.

8. Подключение замерных установок и блока местной автоматики на напряжение 380 В с токами фаз до 25 А.

9. Подключение других потребителей трехфазного тока напряжением 380 В с током фазы до 60 А (резерв).

10. Возможность подключения к трансформаторам ТМПН трехфазных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

Конструкция КТППНКС предусматривает:

воздушный ввод на напряжение 6 или 10 кВ;

шинные выводы к силовым трансформаторам,

кабельные выводы на погружные электродвигатели;

транспортные и подъемные проушины для подъема кабины краном с установленным электрооборудованием и транспортирования ее волоком на собственных салазках на небольшие расстояния (в пределах монтажной площадки);

место для размещения средств индивидуальной защиты;

не менее двух болтов заземления для подсоединения к общему контуру заземления;

сальниковые уплотнения на кабельных вводах;

установку счетчиков электрической энергии с возможностью регулирования угла наклона от вертикали до 10°.

Все шкафы с электрооборудованием встраиваются в утепленную контейнерную кабину серии ККМ23, 5ХЛ1 ТУ 16-739.048 - 76 и должны иметь одностороннее обслуживание. Силовые трансформаторы устанавливаются рядом с кабиной.

5. Специальная часть

5.1 Анализ и подбор скважин оборудованных (УЭЦН) на Хохряковском месторождении

Основные технологические показатели

Электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 5 до130 м³/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками на Хохряковском месторождении, на 1.01.04 г. составляет 303 скважин или 58% всего фонда. За год фонд скважин, оборудованный ЭЦН, увеличился на 31 скважин (Таблица 5.1.), а бездействующий на 7 скважин и составил 23 скважин или 8% от всего эксплуатационного фонда ЭЦН.

Таблица 5.1. Динамика фонда скважин оборудованных ЭЦН

Фонд скважин	На 1.01.2003 г.	На 1.01.2004 г.
Эксплуатационный	368	391
Действующий в т.ч.: дающий продукцию простаивающий	303 297 21	332 327 22
Бездействующий	44	37

На месторождении применяются в установки производительностью 25 - 35-50-80-125 и более м³/сут. Американского производства насосы относятся от TD-650-TD-1200 Распределение ЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Распределение ЭЦН по типоразмерам

Типоразмер УЭЦН	25; 35; 50	TD-650-TD-1200	80	125; 250	всего
Количество: шт.	185	36	74	43	332

Электроцентробежные насосные установки спускаются на глубину в среднем 2000 м (от 1200 м до 2400 м). Динамический уровень поддерживается в среднем на глубине 1735 м, что обеспечивает средний дебит по жидкости 50 м³/сут и 23 т/сут по нефти.

Таблица 5.3. Основные технологические показатели работы скважин с ЭЦН

Показатели	Ед. изм.	Min	Max	Средние
Дебит по нефти	т/сут	2	90	30
Дебит по жидкости	м3/сут	15	130	46
Динамический уровень	м	480	2200	1735
Глубина спуска насоса	м	1200	2400	2000
Забойное давление	МПа	7,0	17,5	11,5
Депрессия на пласт	МПа	4,5	15,0	7,0
Обводненность	%	10	98	46

Фонд скважин оборудованный ЭЦН по дебитам и обводненности распределяется следующим образом (таблица 5.4.).

Таблица 5.4. Распределение скважин по дебитам и обводненности

Дебит по жидкости, м3/сут	Обводненность, %	Всего
	0-30	30-70	70-100
0-20 20-50 50-100 более 100	30 122 60 4	6 60 14 15	4 6 7 4	40 188 81 23
Всего	244	116	15	332

Из таблицы видно, что 244 скважины (73,75) работают с обводненностью от 0 до 30%. Средняя обводненность продукции по фонду ЭЦН равна 46%. С дебитом по жидкости от 0 до 50м³/сут эксплуатируются 194 скважины, из них в интервале дебитов от 0 до 20м³/сут в работают 40 скважин. Всего на месторождении в периодическом фонде ЭЦН числится 23 скважины или 19% от фонда дающих продукцию, год назад таких скважин было 70.

Причины работы ЭЦН в периодике.

1. Геологические причины:

а) пластовое давление ниже первоначального

б) не полностью сформирована система заводнени

2. Технологические причины:

а) отсутствие обустройства для перевода на ШГН

б) осложнение при производстве ГРП(СТОП)

в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодический фонд по УНП-1 снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на 15 скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34 скважины.

Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005 году

1) Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2) Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3) Внедрение винтовых насосов импортного производства.

4) Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6-1,2) работают около 75% установок.

Таблица 5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении

Коэффициент подачи	0,1 - 0,4	0,4 - 0,7	0,7 - 1,2	Более 1,2	Всего
Количество скважин: шт. %	49 11	69 17	175 61	39 11	332 100

Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25 скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.

Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№130, 705, 163, 785, 1059

Таблица 5.6. Перечень скважин с К_подачи более 1,2

№№ скв.	Тип насоса	Кподачи	Qжидкости	Рпласт, МПа	Ндин, м	Глубина спуска насоса
702	ЭЦН 50-2100	1,7	65	20,5	1683	2300
130	TD-650-2100	1,4	100	17,9	1332	2380
705	ЭЦН-160-2100	1,6	123	18,3	2167	2400
707	TD-850-2100	1,5	114	16,5	1124	2260
163	ЭЦН-160-2150	1,5	82	18,2	1899	2350
185	ЭЦН 25-2100	1,4	29	20,0	1820	2245
818	ЭЦН 80-2100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	ЭЦН 50-2100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	ЭЦН 30-2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ЭЦН 125-2100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	ЭЦН 50-2100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ЭЦН 160-2100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	ЭЦН 80-2100	1,4	72	16,1	1762	2080

В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности - наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03 г. по 1.01.04 г., по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО «ННП» этот показатель ниже и находится в пределах 330-350 сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.

На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью.

На месторождении в 2003 г. было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85 ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004 г. на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд - 332 скважины и, К_отказ положительно уменьшился до 0,79 ед. В целом по ОАО «ННП» К_отказ. ЭЦН в это время составил 0,85 ед.

5.2 Анализ причин отказов ЭЦН

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.

До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к - повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин.

18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации.

В 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования.

10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.

8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации - это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.

6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.

В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

В 2004 г. на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 м от сростка удлинителя при температуре 130 °С.

По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 м из кабеля 3 группы

Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;

особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН - ЗАО «Новомет» г Премь);

на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок - центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты - (ОАО «ТТДН» г Тюмень);

значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования

В 2004 г. распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. - 5.1.8.

Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400 м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.

Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

Глубина спуска ЭЦН, м.	1200- 1400	1800- 2000	2000- 2200	2200- 2300	2300- 2400	Более 2400
Количество скважин, ед	15	55	65	120	40	25
Дебит по жидкости, м3/сут	190	120	100	95	75	67
Обводненность, %	96	86	66	54	47	35
Ср. отработанное время скважины в году, сут	342	329	350	346	338	337

Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин - в диапазоне спуска ЭЦН от 1200-1400 м и 1800-2000 м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346-350 суток.

Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000 м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200-2400 м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

Энергетическое состояние залежи

Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

По состоянию на 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000-2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.

Таким образом, на основании анализа системы поддержания пластового давления можно сделать вывод о том, что сложившееся состояние системы ППД не удовлетворяет текущие потребности разработки месторождения по следующим причинам:

Не смотря на значительное превышение объемов ГТМ, а следовательно и уровней добычи жидкости над проектом, до сих пор не реализована проектная система ППД, предлагающая блочно-замкнутую систему заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 2: 1. Фактическое соотношение 3,5: 1.

Только 19,2% фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания (Р_нагн^опт =14-15 МПа), при этом 28% фонда эксплуатируются при Р_нагн выше 16 МПа, что приводит к неэффективной закачке воды по техногенным трещинам.

Система очистки воды для целей ППД не удовлетворяет предъявленным требованиям. Так при проектном предельном содержании ТВЧ - 40 мг/л, фактическое же их содержание зачастую превышает 100 мг/л.

Расширение контуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическом строении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует о необходимости разработки нового проектного документа на основе построения геологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.

5.3 Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении

В связи с углублением установок до 2200-2400 м. устанавливают ТМС на ЭЦН российского и американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамический уровень до забойного давления в пределах 50-70 атм

Что дает нам увеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляется контроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры, давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине по какой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9

Рис. 5.9 График параметров

На хохряковском месторождении установлено -75 ТМС за период с 2003 по 2005 г. ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный момент практикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на некоторых скважинах нет возможности определить уровень по Микону, где большой газовый фактор, маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.где показанные приведенные формулы (1,2)

1) Нд=20+Нсп - ((датР-Рзатр)*10,32 / Рн)/(1-удл / Нвд

2) Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл / Нвд)*(Нвд-Нсп-20)

По показнием ТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве до насоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются выше интервала перфорации до 200 м, можно точно рассчитать.

По подбору установок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС, а также применяется по исследованию скважин путем отжатия динамического уровня на закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет определить по формуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамические исследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее 12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМС сравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которых делали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768

По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторные кривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуется использовать глубинные манометры

Этот метод определения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине а также определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.

Индикаторные кривые

исходные данные:
месторождение	Хохр.
куст	83
скважина	3510
пласт	2Ю1
мес., год исслед.	март. 05г.
а.о.сер. инт. перф.	2366
а.о.гл. сп. эцн
% обвод. продукции	8
плотность нефти в пл. усл.	0.732
плотность воды в пл. усл.	1.013
плотность смеси	0.75448
Dшт., мм.	Рдатч.	Ндин., м	а.о. Ндин.	Qж., м3/с	Рзатр., атм.	Рзаб., атм.
б/ш		2224	2144	96	21.8	38.89128
б/ш		2168	2088	94	20.2	41.6026
	Кпрод =	96-94	= 0,74	м3/сут.
		41,6-38,9		атм.

		Ln	250
kh	=0,74 *11,57 *		0.1	= 10,66	D*см
m		2*3,14		сП

Кпр. =	10*10,66* 0,61	= 4,45 mD
	14.6

Исследования по отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываются не более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование по разным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждый месяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретную информацию по скважине гле нет возможности определиться с динамическим уровнем и где снижение замеров по высоко дебитному фонду.

Эти расчеты позволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальный уровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлению и температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась при высокой температуре и по низкому давлению по которому настроина программа.

Применение на нефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления «Электон» с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачу создания «интеллектуальной» скважины или «интеллектуального» куста, тем самым максимально автоматизировать процесс добычи нефти.

Использование ТМС позволяет эфективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимов скважин:

1) снижения периодического фонда путем подбора оборудования

2) вывода скважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.

3) Определения Кпр и пластового давления.

Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий

5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении.

1) Перевод на другой вид эксплуатации.

Для УЭЦН:

1) Изменением типоразмера УЭЦН.

2) Заглублением УЭЦН.

3) установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов.

На месторождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.

Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.

Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт, тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.

В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.

Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).

Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003 году.

На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж, Qн, % от снижения Рзаб. Из данного графика мы видим

Рис. 6.1. Параметры по Qн

Рис. 6.2 Параметры по Н2О



Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50 атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10 месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.

В скважинах где Рпл ниже 180 атм снижение Рзаб до 50 атм, явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв. 106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас.

Вывод:

1. Снижая Рзаб до 50 атм

2. Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.

3. Рост% воды в продукции.

Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.

Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза (повышенный радиус питания)

Пример скв. 610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002 спустив 125-2100 на глубину 2320 после Э60-1700 гл. 1800 с режимом 60/52/7 Нд-870 м с влиянием ППД скв. 510. Получили режим 112/78/15 Нд-1298.

23.05.03.спустили Э160-2100 гл. 2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции. Спустили Э-125-2100, гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48 атм.

Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.

Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО «ННГ» программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:

1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Q_ж, Ндин, Р_пл определяется коэффициент продуктивности скважины.

К_пр = (1)

где Q_ж - дебит жидкости, м³/сут.;

Р_пл - пластовое давление, кг/см²;

Р_заб - забойное давление, кг/см².

Для вновь вводимых скважин К_пр определяется по результатам гидродинамических исследований.

2. Определяется оптимальное забойное давление , позволяющее получить при данном К_пр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75ч0,8 от давления насыщения нефти газом.

3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень

(2)

где - динамический уровень по вертикали, м;

- глубина залегания пласта по вертикали, м;

- оптимальное забойное давление, кг/см².

- удельный вес газожидкостной смеси, г/см³.

4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsб угла отклонения ствола скважины от вертикали.

; (3)

5. Определяется динамический уровень в стволе скважины

(м); (4)

6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

Н_сп = Н_{дин +} Н_погр/соsб; (5)

Н_погр - глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при



где Q_пл - планируемый дебит скважины, м³/сут;

К_пр - коэффициент продуктивности скважины, м³/сут. ат.

8. Определяется требуемый напор установки

(м)

где Н - напор установки, м;

ДН - поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).

Для насосов производительностью:

- 20 ч 50 м³/сут Д Н ? 250 м;

- 80 ч 125 м³/сут Д Н ? 180 м;

- 200 и более Д Н ? 100 м;

9. По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.

10. В скважинах с осложнениями (вынос мех. примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.

Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса, приведенными в таблице 1.

Таблица 6.4

Месторождение	Пласт	Рекомендуемые глубины спуска для основных типоразмеров УЭЦН
		50-1950	50-2100	80-1950	80-2100	125-2100	200-2000	250-2100	400-950	500-800
1. Хохряковское	Ю	2000	2200	2050	2300	2150	2150	2150	1250	1100

11. При подборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значение глубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности, приведенной в таблице 2.

Таблица 6.5.

Обводненность, %	0-20	20-40	40-60	60-80	80 и более
Глубина погружения под динамический уровень не менее, м	900	800	700	600	500

Расчетные показатели по месторождению

2 ЮВ 1	Рнас	В	G	Uв	Uнс	Uг
	83	1.152	60	0.986	0.847	0.001258

Показатели по скважине
Lвип (верхний ин-л перфор)	3086
Lкр (удлинение кровли)	149
H сп (глубина спуска)	1550
Lсп (удлинение на глуб спуска)	83
Qж (дебит скв)	35
%в (процент обводнённости)	10
Hдин (динамический уровень)	1870
Lудин (удлин на дин ур-нь)	38
Рб (давление на буфере)	11
Рзатр (затрубное давл)	8
Рпл (пластовое давление)	210
dлифта (в дюймах)	2
Нсппр (принимаемая глуб спуска	2300
Lпод реал	1650
Lудл пр	89

Данные расчёта
Uпл=	0.817058		удельный вес нефти пластовой
Uнг=	0.747		удельный вес нефти с газом
Рзаб=	188.2411		забойное давление при старом режиме
Кпр=	1.608536		коэфф продуктивности
Рзабmin=	66.4		минимальное забойное давление
Qпот =	230.9858		максимальный расчетный дебит
Lп.расч=	2884.708	(+удл)	длинна спуска при Qпот
Lг =	211.7469		работа газа
Lтр =	16.5		потери напора в трубах
Рпнн =	62.59		потребный напор насоса на подъём жид
Рзаб р =	172.4272		расчётное забойное давление для нового режима
Qрасч =	60.437
Ндрасч=	1757.79	(+удл)

На основании данных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукции индивидуально для каждой скважины.

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Анализ динамики технико-экономических показателей

Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице №6.1

Таблица №6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП»

6.2 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях - при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважины для проведения оптимизации.

1. скважина №721 (Э-80) Qж - 85 м3 перевод на Э-125 Qж - 130 м3

2. скважина №1059 (Э-50) Qж - 55 м3 перевод на Э-80 Qж - 86 м3

3. скважина №185 (Э-80) Qж - 88 м3 перевод на Э-160 Qж - 164 м3

4. скважина №763 (Э-125) Qж - 135 м3 перевод на Э-160 Qж - 155 м3

5. скважина №855 (Э-50) Qж - 73 м3 перевод на Э-80 Qж - 95 м3

6. скважина №867 (Э-25) Qж - 35 м3 перевод на Э-50 Qж - 60 м3

7. скважина №155 (Э-125) Qж - 138 м3 перевод на Э-160 Qж - 170м 3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица №6.2 Исходные данные

Показатели	Единицы измерения	Числовое значение
Фонд оптимизированных скважин	ед.	7
Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)	т/сут	243
Наработка на отказ до оптимизации	сут	135,0
Наработка на отказ после проведения оптимизации	сут	135,0
Себестоимость добычи нефти	руб./т	1749
Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти	%	51,2
Ставка дисконта	%	10
Расчётный период	лет	3
Продолжительность одного ПРС	час	48
Стоимость одного часа ПРС	руб.	3700
Цена одной тонны нефти	руб.	3379,2
Среднесписочная численность ППП	чел.	980
Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	4487
Годовая добыча нефти в 2004 году	тыс. т	5589,6

6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

Q_(q) = q * T *Кэ * N, (6.1)

где q - прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т - время работы скважины в течение года, сут;

N - количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ - коэф-т эксплуатации скважин, ед.

Q₂₀₀₄ = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда,

которая определяется по следующей формуле:

Пт = Q * Ц_н / Чп, (6.2)

где Пт - повышение производительности труда, руб./чел.;

Q - прирост добычи, тн;

Ц_н - цена одной тонны нефти, руб.;

Чп - среднесписочная численность ППП, чел.;

Пт = 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс. руб./чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

Фо = Q * Ц / Сопф, (6.3)

где Сопф - среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб.);

Фо - прирост фондоотдачи.

Фо = 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб./тыс. руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (С) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (З_пос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

С = З_пос (1/Q - 1/(Q + Q)), (6.4)

где З_пос - условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб.;

Q - добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс. т.

С = 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6-1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб./т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

Пр_реал = Q_реал * (Ц - (с/с -С)), (6.5)

где Пр_реал - дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;

Q_реал - дополнительно реализованная нефть, т;

Ц - цена реализации нефти (руб.);

с/с - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;

С - снижение себестоимости нефти.

Пр_реал = 83,9 * (3379,2 - 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс. руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

Пр_чист = Пр_реал - Нпр, (6.6)

где Нпр - величина налога на прибыль, руб.;

Пр_чист = 136698,2 - 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс. руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс. руб.

6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (Q).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти - 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 3379,2 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2004 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

В (Q) = Q * Цн, (6.7)

где Q - объём дополнительной добычи нефти, тыс. руб.;

Цн - цена 1 тонны нефти, тыс. руб.

В (Q) = 83,9 * 3379,2 = 283514,88 тыс. руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

И_t = И_доп + И_мер2, (6.8)

где И_доп - затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб.;

И_мер - затраты на проведение мероприятия.

И_доп = Q * с/с * д_уп / 100, (6.9)

где с/с - себестоимость нефти, руб./тонну;

д_уп - удельный вес условно-переменных затрат, %.

И_доп = 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс. руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

И_мер2 = С_{1час ПРС} * Т_ПРС * N_скв, (6.10)

где С_1ГРП - стоимость одного ГРП, руб.;

N_скв - количество скважин, ед.

И_мер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс. руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И₁ = 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс. руб.;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

Пнал.обл. = В - И (6.11)

где В-прирост выручки от реализации, тыс. руб.;

И - текущие затраты, тыс. руб.

Пнал.обл₁ = 283514,88 - 77967,4 = 205547,5 тыс. руб.;

Пнал.обл₂ = 205547,5 тыс. руб.;

Пнал.обл₃ = 205547,5 тыс. руб.

Нпр = Пнал.обл * Nпр / 100, (6.12)

где Нпр - ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

Нпр₁ = 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс. руб.;

Нпр₂ = 53442,3 тыс. руб.;

Нпр₃ = 53442,3 тыс. руб.

Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост годовых денежных потоков (ДП_t) рассчитывается по формуле:

ДП_t = В_t - И_t - Н_t (6.13)

ДП₁ = 283514,88 - 77967,4 - 53442,3 = 152105,18 тыс. руб.;

ДП₂ = 152105,18 тыс. руб.;

ДП₃ = 152105,18 тыс. руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДН_t = ДП_t (6.14)

ПДН₁ = 152105,18 тыс. руб.;

ПДН₂ = 152105,18 тыс. руб.;

ПДН₃ = 152105,18 тыс. руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = ПДН, (6.15)

НПДН₁ = 152105,18 тыс. руб.;

НПДН₂ = 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс. руб.;

НПДН₃ = 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс. руб.;

Коэффициент дисконтирования - по формуле:

_t = (1 + Енп)^-t, (6.16)

₁ = (1 + 0,1)^-1 = 0,9091;

₂ = (1 + 0,1)^-2 = 0,8264;

₃ = (1 + 0,1)^-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле:

ДПДН_t = ДП_t * , (6.17)

ДПДН₁ = 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс. руб.;

ДПДН₂ = 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс. руб.;

ДПДН₃ = 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс. руб.

Чистая текущая стоимость - по формуле:

ЧТС_t = ДПДН_t, (6.18)

ЧТС₁ = 138278,82 тыс. руб.;

ЧТС₂ = 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс. руб.;

ЧТС₃ = 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс. руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу №6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке №6.1.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) - это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Таблица №6.3. Расчёт экономических показателей

Показатели	Ед.изм.	2004	2005	2006
Капитальные вложения	тыс. руб.	-	-	-
Прирост добычи нефти	тыс. тонн	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	тыс. руб.	283514,88	283514,88	283514,88
Текущие затраты	тыс. руб.	77967,4	77967,4	77967,4
Прирост прибыли	тыс. руб.	205547,5	205547,5	205547,5
Прирост суммы Налоговых выплат	тыс. руб.	53442,3	53442,3	53442,3
Денежный поток	тыс. руб.	152105,18	152105,18	152105,18
Поток денежной наличности	тыс. руб.	152105,18	152105,18	152105,18
Накопленный ПДН	тыс. руб.	152105,18	304210,36	456315,54
Коэффициент дисконтирования (Енп=0,1)	Д.ед	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	тыс. руб.	138278,82	125699,72	114276,62
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	138278,82	263978,54	378255,16

Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

- годовая добыча (-30%; +10%);

- цены на нефть (-10%; +20%);

- текущие затраты (-25%; +15%);

- налоги (-15%; +25%).

Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Полученная зависимость чистой текущей стоимости от факторов изображается графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука». Значения ЧТС при заданных изменениях параметров находятся в положительной области, проект не имеет риска.

Таблица №6.4. Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс. руб.

Показатели	Обознач	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	58771,72	58771,72	58771,72
Прирост выручки от реализации	Вt	198601,40	198601,40	198601,40
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	120634	120634	120634
Налог на прибыль и имущество	Нпр	31364,84	31364,84	31364,84
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	89269,16	89269,16	89269,16
Накопленный ПДН	НПДНt	89269,16	178538,31	267807,47
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	81154,59	73772,03	67067,92
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	81154,59	154926,62	221994,54

Таблица №6.5. Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	92355,56	92355,56	92355,56
Прирост выручки от реализации	Вt	312087,91	312087,91	312087,91
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	234120,51	234120,51	234120,51
Налог на прибыль и имущество	Нпр	60871,33	60871,33	60871,33
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	173249,18	173249,18	173249,18
Накопленный ПДН	НПДНt	173249,18	346498,35	519747,53
Коэффициент дисконтирования	А	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	АДПДНt	157500,83	143173,12	130162,11
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	157500,83	30673,95	430836,05

Таблица №6.6. Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	255344,65	255344,65	255344,65
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	177377,25	177377,25	177377,25
Налог на прибыль и имущество	Нпр	46118,09	46118,09	46118,09
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	131259,17	131259,17	131259,17
Накопленный ПДН	НПДНt	131259,17	262518,33	393777,50
Коэффициент дисконтирования	А	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	АДПДНt	119327,71	108472,58	98615,01
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	119327,71	227800,28	326415,30

Таблица №6.7. Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	340459,54	340459,54	340459,54
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	262492,14	262492,14	262492,14
Налог на прибыль и имущество	Нпр	68247,96	68247,96	68247,96
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	194244,18	194244,18	194244,18
Накопленный ПДН	НПДНt	194244,18	388488,36	582732,54
Коэффициент дисконтирования	А	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	АДПДНt	176587,38	160523,39	145935,65
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	176587,38	337110,78	483046,43

Таблица №6.8. Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	58475,55	58475,55	58475,55
Прирост прибыли	ПРt	225240,73	225240,73	225240,73
Налог на прибыль и имущество	Нпр	58562,59	58562,59	58562,59
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	166678,14	166678,14	166678,14
Накопленный ПДН	НПДНt	166678,14	333356,28	500034,42
Коэффициент дисконтирования	А	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	АДПДНt	151527,10	137742,82	125225,29
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	151527,10	289269,91	414495,20

Таблица №6.9. Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	89662,51	89662,51	89662,51
Прирост прибыли	ПРt	194053,77	194053,77	194053,77
Налог на прибыль и имущество	Нпр	50453,98	50453,98	50453,98
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	143599,79	143599,79	143599,79
Накопленный ПДН	НПДНt	143599,79	287199,58	430799,37
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	130546,57	118670,87	107886,52
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	130546,57	249217,44	357103,96

Таблица №6.10. Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	205748,88	205748,88	205748,88
Налог на прибыль и имущество	Нпр	45470,50	45470,50	45470,50
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	160278,38	160278,38	160278,38
Накопленный ПДН	НПДНt	160278,38	320556,76	480835,13
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	145709,07	132454,05	120417,15
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	145709,07	278163,12	398580,27

Таблица №6.11. Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	283716,28	283716,28	283716,28
Текущие затраты	Иt	77967,40	77967,40	77967,40
Прирост прибыли	ПРt	205748,88	205748,88

Подобные документы

• Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин

  Характеристика оборудования при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов, его наземный состав. Устройство, расчет и подбор погружного центробежного насоса. Техника безопасности и охрана окружающей среды в процессе бурения скважины.
  
  курсовая работа [78,9 K], добавлен 27.09.2013
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Анализ работы фонда скважин Сологаевского месторождения пласта Д1+Д2, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования

  Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013
  

• Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

  Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.
  
  курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014
  

• Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

  Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
  
  курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016
  

• Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении

  Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти на Первомайском месторождении, литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов. Оптимизация работы механизированного фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 30.06.2015
  

• Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

  Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014
  

• Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

  Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.
  
  курсовая работа [4,9 M], добавлен 15.02.2012
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

  Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
  

• Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

  Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов. Структура фонда скважин. Изучение вредного влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов, рекомендации по их устранению.
  
  дипломная работа [8,1 M], добавлен 24.06.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам