4.5 Характеристика системы

Сопоставление характеристик серийного ЭЦН и погружной насосно- эжекторной системы "Тандем" в координатах подача Q - давление Р представлено на рис 4.3.

Рис. 4.3. Характеристики ЭЦН и системы «Тандем»

Вид рабочей характеристики ЭЦН широко известен и коментариев не требует. При снабжении системы струйным аппаратом характеристика системы меняется, и на новой характеристике можно выделить две области: левую и правую. Если погружная насосно-эжекторная система работает в левой области характеристики при высоких значениях развиваемого давления Р, струйный аппарат выполняет роль забойного штуцера, а дебит скважины равен подаче ЭЦН. При небольших значениях Р насосно- эжекторная система эксплуатируется в правой части характеристики, а дебит скважины складывается из подачи ЭЦН Q и подачи струйного аппарата Q. При рациональном проектировании геометрии проточной части эжектора можно добиться того, что граница между левой и правой областями характеристики системы "Тандем" будет соответствовать подаче ЭЦН в оптимальном режиме Q. В этом случае при работе системы в право части характеристики режим эксплуатации ЭЦН будет неизменным и соответствующим оптимальному, а все изменения подачи при различных противодавлениях Р возьмет на себя струйный аппарат. Дополнительным преимуществом при работе в правой части характеристики установки "Тандем" является улучшение условий охлаждения погружного электродвигателя и кабельного удлинителя в следствие повышения общего дебита системы по сравнению с подачей ЭЦН.

Погружная насосно-эжекторная система, таким образом, является в левой части характеристики высоконапорной низкодебитной установкой, а в правой - высокопроизводительной низконапорной системой, причем в этом случае погружной центробежный насос работает в оптимальном режиме вне зависимости от колебаний противодавления.

Такая форма характеристики позволяет системе подстраиваться к изменяющимся в широком диапазоне режимов работы добывающих скважин, а также успешно проходить этап освоения скважин после глушения при подземных ремонтах.

4.6 Технология вывода на режим

Технология вывода на режим трудно осваиваемых скважин с помощью установки "Тандем" следующая. При высоком статическом уровне ЭНЦ является насосом, обеспечивающим работу струйного аппарата, который обеспечивает высокую подачу жидкости, "посасывая" ее из своей приемной камеры за счет эффекта эжекции. Таким образом, за короткий срок создается высокая депрессия на призабойную зону скважины. Если приток из пласта все еще недостаточен для стабилизации динамического уровня, то, после его дальнейшего падения, происходит закрывание обратного клапана в приемной камере струйного насоса. После этого он начинает работать как забойный штуцер (диаметр сопла несколько миллиметров), ограничивая подачу установки и снижая тем самым скорость падения уровня.

В большинстве случаев нет необходимости отключать установку, опасаясь срыва подачи, и, продолжая работать, она длительное время поддерживает депрессию, что способствует появлению притока. В случае достаточной очистки призабойной зоны приток улучшается, динамический уровень поднимается, и установка "Тандем" снова подает жидкость за счет действия струйного аппарата.

Таким образом, установка "Тандем" автоматически адаптирует режимы работы оборудования под изменение внешних условий (изменение пластового давления, газового фактора скважин, обводненности и др.); оптимизирует и стабилизирует работу ЭЦН, в том числе в области малых подач насоса; повышает наработку УЭЦН на отказ, ускоряет вывод скважины на режим после глушения и облегчает работу УЭЦН в этот период.

Также технология позволяет обеспечить отбор жидкости из скважины при отсутствии необходимых типоразмеров ЭЦН, эффективно использовать отсепарированный свободный газ для подачи жидкости из скважины, увеличить коэффициент продуктивности скважины путем очистки призабойной зоны скважины от фильтрата технологической жидкости и механических примесей за счет создания больших депрессий.

4.7 Практика эксплуатации скважин оборудованных серийными УЭЦН

Практика показывает, что переход скважин в категорию бездействующих имеет кроме объективных и субъективные причины. Существуют определенные закономерности, понять которые нам поможет анализ наработок серийных УЭЦН, на Покамасовском месторождении. В качестве примера можно проанализировать типовую, попавшую в категорию бездействующих скважину № 959 (куст 69).

Динамика наработок серийных УЭЦН в скв.959 убедительно подтверждает крайне отрицательное влияние глушения на проницаемость призабойной зоны пласта и продолжительность безотказной работы установок.

Рис.4.4.Наработки УЭЦН и системы «ТАНДЕМ» в скв.959

Так, если первая установка ЭЦН-80-1200, спущенная в скважину на глубину 1431 м, отработала 248 сут. (15.08.88 г.-19.04.89 г.), то вторая ЭЦН-40-1400 (глубина спуска 1520 м) проэксплуатировала 154 сут. Затем в скважине была проведена дополнительная перфорация в кислоте, что сразу же существенно увеличило наработку третьей установки ЭЦН-50-1700 (глубина спуска1850 м) до 508 сут. (1.03.91 г.-6.07.92 г.). После этого наработки УЭЦН резко упали, поскольку перед спуском в скважину четвертой, пятой и шестой установок обработки призабойной зоны не проводили. В результате наработка четвертой установки ЭЦН-50-1700 (глубина спуска 1750 м) составила 10 сут. (9-19.08.92 г.), пятой ЭЦН-50-1700 (глубина спуска 1750 м) - 6 сут. (28.08-2.09.92 г.), а шестой ЭЦН-50-1700 (глубина 1750 м) - 5 сут.(19-24.09.92 г.).

Продуктивность скв.959 вследствие частых глушений и текущих ремонтов снизилась настолько, что серийные УЭЦН не могли пройти этап освоения скважины и преждевременно выходили из строя.

Скважина 959 попала в категорию часто ремонтируемых трудновыводимых на режим. В ноябре 1992 г. в ней провели дополнительную перфорацию и поставили цементный мост для изоляции нижнего обводнившегося прослоя. В результате увеличилась наработка седьмой установки ЭЦН-50-1700 (глубина спуска 1830 м) до 385 сут. (19.11.92 г.-1.12.93 г.). Таким образом, для скв.959 наблюдается четкая закономерность: серийные установки ЭЦН могли эксплуатироваться в ней достаточно долго лишь в том случае, если при смене оборудования в скважине проводили ОПЗ. Это увеличивало коэффициент продуктивности и компенсировало вредное влияние глушения. Без ОПЗ серийные установки выходили из строя в процессе вывода скважины на режим.

После отказа седьмой УЭЦН в конце 1993 г. выполнить ОПЗ в скв.959 не удалось. Поскольку опыт предшествующей эксплуатации убедительно доказал, что без ОПЗ пытаться эксплуатировать скважину серийными УЭЦН бесполезно, смену оборудования отложили на будущее. Скв.959 перешла в категорию бездействующих.

Такова была ситуация перед внедрением в скв.959 технологии «Тандем».

4.8 Анализ результатов работы скважин в которых серийные установки заменены на «Тандем»

Более подробно, в качестве примера, проанализируем рассмотренную ранее скв.959.

УстановкаЭЦН-50-1550 с газосепаратором и струйным аппаратом была спущена в скв.959 на глубину 1660 м 31.03.94 г. Обработку призабойной зоны при смене оборудования не проводили.

Статический уровень в скважине, заглушенной соленой водой, находился на глубине 114 м. Дебит жидкости уменьшался с 144 м/сут при запуске в 10 ч 30 мин 1.04.94 г. до 38 м/сут через 5,5 ч работы. Динамический уровень за это время снизился до 897 м и продолжал падать, поэтому погружная система была остановлена ручным отключением в 16 ч.

Второй запуск проводили 2.04.94 г. в 9 ч. Через 9 ч работы дебит жидкости составил 40 м/сут, а динамический уровень - 856 м, причем снижение уровня с 15 ч 30 мин до 18 ч составило всего 52 м, дебит жидкости практически не изменился. Насосно-эжекторная система была оставлена в работе. На следующее утро в 10 ч 30 мин 3.04.94 г. дебит жидкости снизился до 30 м/сут, а динамический уровень - до 1206 м.

Таким образом, уровень в скв.959 медленно, но неуклонно снижался и в 12 ч 45 мин составил уже 1243 м. Ввиду продолжающегося снижения динамического уровня установка была отключена при подаче 28 м/сут в 15 ч промысловым оператором, опасавшимся, что УЭЦН «сгорит», не выдержав таких режимов работы. Последующее развитие событий однако показало, что подобное опасение применительно к погружной насосно-эжекторной системе «Тандем» совершенно напрасно.

Установка была вновь запущена 4.04.94 г. в 2 ч 20 мин. Дебит жидкости в 10 ч 45 мин составил 48 м/сут. Динамический уровень, так же как и ранее, продолжал постепенно снижаться. Так, в 12 ч Н=1109 м, а в 15 ч 45 мин Н=1115 м. Дебит жидкости уменьшался примерно до 21 ч, когда было зафиксировано его наименьшее значение 19 м/сут.

После этого наконец-то дебит начал возрастать, что свидетельствовало о завершении наиболее опасного этапа вывода на режим. В 23 ч дебит увеличился до 34 м/сут, и установку оставили в работе.

На другой день, 5.04.94 г., параметры эксплуатации системы «Тандем» в скв.959 практически не менялись в течение 24 ч. Скважина была окончательно выведена на режим с параметрами:

Весьма интересные результаты последующей эксплуатации погружной насосно-эжекторной системы в скв.959 представлены на рис.4.5 (см. Приложение).

В мае 1994 г. на Покамасовском месторождении было начато существенное ограничение закачки воды в пласт, продолжавшееся до сентября. Это мероприятие проводили для реализации нестационарного циклического заводнения и повышения нефтеотдачи пласта, а так же для более легкого глушения скважин при текущих ремонтах в летний период. В зоне расположения скв.959 закачка воды в пласт была полностью остановлена. Это значительно уменьшило текущее пластовое давление в окрестностях скважины. Динамический уровень снизился с 1194 м в апреле до 1472 м в мае, а в августе 1994 г. находился практически на приеме насоса - 1660 м. Газосодержание на входе погружного насосного агрегата превысило 80%. Несмотря на это, насосно-эжекторная система продолжала работать стабильно, без отключений по недогрузке. Подача установки уменьшилась до14 м/сут в августе, т.е. в 2,5 раза по сравнению с дебитом в апреле, однако срыва подачи не произошло. Система «Тандем» смогла успешно адаптироваться к значительному снижению пластового давления, и подача установки полностью соответствовала уменьшившемуся дебиту пласта. В этот период обводненность снизилась с 53,5 до 36-37%.

Статический уровень, замеренный в скв.959 в сентябре 1994 г., составил 947м. Нетрудно подсчитать, что в этот период пластовое давление в зоне расположения скважины было всего 16,1 МПа, установка «Тандем» продолжала безотказно работать.

После запуска системы ППД в конце сентября 1994 г. пластовое давление в окрестностях скв.959 стало увеличиваться, что подтверждается ростом динамического уровня и дебита жидкости (рис.4.5). Через несколько месяцев после восстановления закачки воды в пласт установка «Тандем» практически вернулась в прежний режим работы по подаче. Динамический уровень, поднявшись в марте 1995 г. до отметки 960 м, снизился в апреле 1995 г. до 1206 м.

Обводненность, увеличившаяся в октябре 1994 г. до 64%, в декабре 1994 г. упала до 9% и менялась в пределах 22-41 %. На рис.4.5 приведены дебит и обводненность, усредненные за каждый месяц эксплуатации по результатам нескольких замеров. Это значительно уменьшает случайные погрешности измерений и в данном случае, вероятнее всего, такие существенные изменения обводненности связаны не с ошибками при отборе проб, а с определенными закономерностями нестационарной фильтрации нефти и воды в пористой среде.

Установка «Тандем» проработала в скв.959 до 6.06.95 г., т.е. 431 сут. Это достаточно высокий показатель наработки с учетом крайне неблагоприятных условий вывода на режим и эксплуатации, в которых находилась погружная насосно-эжекторная система. Наработка установки «Тандем» оказалась больше, чем у предыдущей серийной УЭЦН, хотя перед спуском серийного насоса проводили ОПЗ. Без ОПЗ (см. рис.4.4) серийные установки ЭЦН, как было показано выше, уже не могли освоить скв.959. Следовательно, технология «Тандем» позволила не только освоить бездействующую скважину, но и успешно ее эксплуатировать в течение длительного времени в достаточно тяжелых условиях, причем параметры работы существенно менялись вследствие не стационарности разработки месторождения.

Из всего выше изложенного, а так же из опыта применения технологии «Тандем» на других скважинах Покамасовского месторождения можно сделать следующие выводы:

применение погружных насосно-эжекторных систем является эффективным средством для вывода скважин из бездействия в осложненных условиях эксплуатации;

установки «Тандем» успешно адаптируются к условиям существенного изменения добывных возможностей скважин при выводе на режим и нестационарной фильтрации флюидов в пласте;

технология «Тандем» дает возможность надежно эксплуатировать скважины при значительном падении пластового давления, а так же при очень высоких входных газосодержаниях.

Далее представлены данные по применению технологии «Тандем» на других скважинах Покамасовской площади на период 1996-1997 г.г. (таб.4.1-4.5).

Таблица 4.1 Внедрение технологии "Тандем"

N ¦N скв.¦ N куст ¦ Дата ¦Типоразм.¦ Нсп, ¦

п/п ¦ ¦ ¦ запуска¦ ЭЦН ¦ м ¦ Примечание

1 ¦ 959 ¦ 69 ¦31.03.94¦ 50-1550 ¦ 1660 ¦

2 ¦ 705 ¦ 4 ¦ 2.04.94 ¦ 50-1550 ¦ 1680 ¦

3 ¦ 262 ¦ 14 ¦20.05.94¦ 50-1550 ¦ 1220 ¦

4 ¦ 306 ¦ 11 ¦15.08.94¦ 50-1550 ¦ 1680 ¦

5 ¦ 111р ¦ 69 ¦24.08.94¦ 50-1500 ¦ 1680 ¦

6 ¦ 1058 ¦ 69 ¦25.09.94¦ 50-1700 ¦ 1780 ¦

7 ¦ 203 ¦ 15 ¦26.09.94¦ 50-1550 ¦ 1450 ¦

8 ¦ 1081 ¦ 71 ¦14.05.94¦ 50-1500 ¦ 1480 ¦

9 ¦ 241 ¦ 5 ¦19.10.94¦ 50-1500 ¦ 1650 ¦

10 ¦ 225 ¦ 15 ¦30.10.94¦ 50-1550 ¦ 1680 ¦

11 ¦ 1506 ¦ 11 ¦15.11.94¦ 50-1550 ¦ 1720 ¦ до внедрения Б/Д

12 ¦ 1211 ¦ 69 ¦ 7.12.94 ¦ 50-1550 ¦ 1580 ¦

13 ¦ 1366 ¦ 78 ¦27.12.94¦ 50-1550 ¦ 1680 ¦ до внедрения Б/Д

Таблица 4.2 Оборудование

Спущенное оборудование

скв./куст до применения после Эффект

технологии технологии

"Тандем" "Тандем"

1 705/4а 50-1700-1800 50-1700-1680 Уменьшение глубины спуска на 120 м.

2 959/69 50-1700-1830 50-1550-1660 Уменьшение глубины спуска на 170 м.

снижение напора установки 3 262/14 80-1550-1600 50-1550-1220 Уменьшение глубины спуска на 380 м.

применение меньшего типоразмера УЭЦН

4 1081/71 50-1700-1790 50-1550-1480 Уменьшение глубины спуска на 310 м.

снижение напора установки 5 306/11 50-1700-1850 50-1550-1680 Уменьшение глубины спуска на 170м.

снижение напора установки

6 111р/69 50-1700-1730 50-1550-1680 Уменьшение глубины спуска на 50м.

снижение напора установки

7 203/15 80-1200-1450 50-1550-1450 Применение меньшего типоразмера

УЭЦН

8 1058/69 50-1700-1800 50-1700-1780 Уменьшение глубины спуска на 20м.

9 241/5 50-1700-1920 50-1550-1650 Уменьшение глубины спуска на 270м.

снижение напора установки 10 225/15 50-1700-1850 50-1550-1680 Уменьшение глубины спуска на 170м.

снижение напора установки 11 1506/11 50-1550-1750 50-1550-1720 Уменьшение глубины спуска на 30м.

12 1211/69 50-1550-1730 50-1550-1580 Уменьшение глубины спуска на 150м.

13 1366/78 50-1550-1730 50-1550-1580 Уменьшение глубины спуска на 150м.

Таблица 4.3 Срок вывода на постоянный режим работы

Сроки вывода (кол-во суток)

----------------------------------------

скв./куст до применения после Эффект

технологии технологии

"Тандем" "Тандем"

1 705/4а 30 1 Уменьшение срока вывода на 29 сут.

2 959/69 11 2 Уменьшение срока вывода на 9 сут.

3 262/14 1 1 -----------------------------

4 1081/71 7 1 Уменьшение срока вывода на 6 сут.

5 306/11 8 1 Уменьшение срока вывода на 7 сут.

6 111р/69 периодическая 29 Перевод на постоянный режим работы

работа

7 203/15 ----------- 3 ------------------------

8 1058/69 ----------- период. реж. -------------------------

9 241/5 4 1 Уменьшение срока вывода на 3 сут.10 225/15 периодическая 41 Перевод на постоянный режим работы

работа

11 1506/11 периодическая ----------------------

работа

12 1211/69 10 8 Уменьшение срока вывода на 2 сут.

13 1366/78 периодическая 8 Уменьшение срока вывода на 2 сут.

работа

Таблица 4.4 Режим работы скважин

Режим работы скважин

------------------------------------------ Эффект

скв/куст до применения после

технологии технологии

"Тандем" "Тандем"

Qж ¦ % ¦ Hд Qж ¦ % ¦ Hд

1 705/4а 46 0 920 ¦ 45 35 1015

2 959/69 46 50 1050 ¦ 35 38 884

3 262/14 135 65 Н/У ¦ 60 22 Н/У

4 1081/7 94 0 854 ¦ 101 0 590

5 306/11 25 61 1592 ¦ 32 84 1640

6 111р/69 8 60 Н/У ¦ 35 0 808 Переведена на постоянный режим

работы

7 203/15 32 0 211 ¦ 33 30 1107

8 1058/69 8 0 Н/У ¦ 8 0 Н/У

9 241/5 42 50 818 ¦ 28 60 256

10 225/15 8 7 Н/У ¦ 16 58 1580 Переведена на постоянный режим

работы

11 1506/11 8 0 Н/У ¦ 8 0 Н/У

12 1211/69 46 0 933 ¦ 52 0 Н/У

13 1366/78 8 0 Н/У ¦ 20 0 1483 Переведена на постоянный режим

Таблица 4.5 Наработка на отказ

Наработка (кол-во суток)

---------------------------------------

скв./куст до применения после Эффект

технологии технологии

"Тандем" "Тандем"

1 705/4а 56 345 Увеличение на 289 суток

2 959/69 385 431 Увеличение на 46 суток

3 262/14 118 196 Увеличение на 78 суток

4 1081/71 912 в работе

5 306/11 245 130 R-0 после планового отключения

6 111р/69 125 203 Увеличение на 78 суток

7 203/15 2024 в работе

8 1058/69 60 278 Увеличение на 218 суток

9 241/5 131 331 Увеличение на 200 суток

10 225/15 375 138 нет

11 1506/11 121 153 Увеличение на 32 суток

12 1211/69 346 487 Увеличение на 141 суток

13 1366/78 112 62 нет

По имеющимся данным о работе установок "Тандем" в скважинах 705/4а, 959/69, 262/14, 1081/71, 306/11, 111р/69, 203/15, 1058/69, 241/5, 225/15, 1506/11, 1211/69, 1366/78 были построены кривые отражающие параметры работы установок за известный период (см. Приложение, рис.4.6 - 4.13). По 8 скважинам за счет работы установок "Тандем" получено увеличение наработки на отказ, причем по 4 из них - очень существенное.

5. Экономическая часть проекта

5.1 Обзор проекта

Экономическая ситуация в России носит сложный и противоречивый характер.

Сохраняется основное достижение политики либерализма: наполнение потребительского рынка товарами. В немалой мере это достигается за счёт импорта (40% розничного товарооборота). Центральной проблемой настоящего и ближайшего будущего остаётся инфляция. Возросший к концу года темп роса цен, по сути, исключает возможность создания таких жизненно необходимых предпосылок выхода из кризиса, как переключение капитала из сферы обращения в сферу производства. Но если сейчас снизить налоги, то это вряд ли пойдёт на пользу производству, так как высокая инфляция не позволяет капиталу перетекать с выгодой в производство из сфер, где он имеет наиболее быстрый оборот. Вывод очевиден: подавление инфляции остаётся центральным вопросом экономической политики, открывающей возможности выхода из кризиса.

Наиболее острая и болезненная сторона современного кризиса - продолжающийся спад производства. Чрезвычайно острый характер носит спад в инвестиционной сфере. Именно она имеет ключевое значение для выхода из кризиса и перехода к подъёму экономики.

Среди проблем, осложняющих нашу экономическую ситуацию, особое место занимает кризис платежеспособности. Начинает постепенно изменяться сама природа неплатежей. Поскольку немалая часть продукции, не имеющей спроса, уже вымыта из производства, вырастающую роль среди причин неплатежей начинают приобретать такие факторы, как задолженность со стороны бюджета, перевод денег на валютные счета, действия криминальных структур.

5.2 Обзор техноко-экономического состояния нефтегазовой отрасли

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) всегда занимал ведущее положение в хозяйстве России. Процессы перераспределения государственной собственности, осуществляемые в гигантских масштабах, происходят и в этой отрасли. А первым результатом явилось разобщение предприятий с органами планирования и контроля. Далее оно распространилось на взаимоотношениях между предприятиями и их подразделениями, и как следствие - резкое падение добычи нефти.

В ходе приватизации появилось несколько очень крупных компаний нефтяного сырьевого рынка - ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Транснефть, а также большое количество дочерних и мелких самостоятельных компаний. ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз были созданы по указу Президента 17 ноября 1992 года. В их уставной капитал внесено по 38% обыкновенных акций предприятий, вошедших в состав этих компаний, а 45% обыкновенных акций самих компаний закреплено на 3 года в федеральной собственности.

Акции ЛУКойл продавались на открытом чековом аукционе. Вероятные претенденты на покупку - итальянский нефтехимический концерн ENI, банк Paribas, итальянская компания Agip, с которой создаётся СП «ЛУКойлAgip».

Кроме этого, активно идёт процесс изменения характера управления нефтегазодобывающим комплексом, что, безусловно, оказывает определяющее влияние на рынок акций. Согласно правительственной «Концепции реформы управления нефтяным комплексом России» весь российский нефтяной рынок будут делить 10-15вертикально-интегрированных компаний, работающих «от разведки до бензоколонки». Эта реформа управления должна обеспечить национальную безопасность, противостоять экспансии из заграницы, участвовать в разделении сфер влияния на мировом рынке.

Наиболее актуальна проблема предотвращения сокращения добычи нефти. Один из способов - привлечение иностранных инвестиций, получение средств с помощью кредитов оказалось неэффективным, т.к. 60% добытой нефти отправлялось за рубеж.

5.3. Организационная структура НГДУ «Лангепаснефть»

Нефтегазодобывающее управление «Лангепаснефть» - структурное подразделение территориально - производственного предприятия «Лангепаснефтегаз». Создано 1 января 1997 года на базе управления добычи нефти и газа, управления подготовки и реализации нефти и газа, аппарата управления АООТ «ЛУКОЙЛ - Лангепаснефтегаз». В 1997 году НГДУ «Лангепаснефть» продолжало разработку Урьевского, Локосовского, Чумпасского, Покамасовского, Поточного, Северо-Поточного, Ласьеганского, Покачевского, Южно - Покачевского, Нивагальского месторождений, занималось сбором, подготовкой и сдачей нефти и поставкой газа. За 1997 год добыто 6 млн. 254 тыс. 900 тонн нефти и 270 млн. 584 тыс. м3 попутного газа. План по добыче нефти выполнен на 108,5 %, сверх плана добыто 490 тыс. 900 тонн нефти, по добыче газа план выполнен на 110 %, сверх плана добыто 24 млн. 500 тыс. м3 попутного нефтяного газа.

Подготовлено и сдано потребителям 6 млн. 186 тыс. 287 тонн нефти. На Локосовский газоперерабатывающий завод поставлено 234 млн. 900 тыс. м3 попутного нефтяного газа. Коэффициент использования попутного нефтяного газа составил за 1997 год 94,6 % при плане 94,42 %. Объем добытой жидкости за 1997 год - 52 млн. 256 тыс. 645 тонн, обводненность нефти 88 %.

Для выполнения производственной программы был осуществлен большой объем геолого-технических и организационных мероприятий:

введены в эксплуатацию 38 нефтяных и 15 нагнетательных скважин;

370 скважин введены из бездействия;

оптимизированы режимы работы 140 скважин;

выполнено 4412 текущих ремонтов скважин силами бригад Управления по ремонту скважин;

силами УПНП и КРС № 1,2; КРС АО «ЛТЕ» «Техносервис»; ОАО «Сибирь - Прогресс», ОАО «УЗСинк - нефть», АОЗТ «ЗСНТБ» произведен капитальный ремонт 606 нефтяных и 128 нагнетательных скважин; в результате этих ремонтов было дополнительно добыто 406,2 тыс. тонн нефти, кроме того, на 21 скважине были произведены изоляционно-ликвидационные работы.

В 1997 году были продолжены работы по дальнейшему внедрению гидродинамических методов регулирования процессов разработки, в результате добыто 297,7 тыс. тонн нефти.

Применялись физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов, дополнительно добыто 324 тыс. тонн нефти. Для компенсации отбора жидкости было закачено в продуктивные пласты 68 млн. 25 тыс. м3 воды.

Затраты на производство товарной продукции составили 2 триллиона 242 миллиардов 181 миллион рублей при плане 2 триллиона 254 миллиардов 849 миллионов рублей, получена экономия в сумме 12 миллиарда 668 миллионов рублей.

Затраты на 1 тонну нефти - 350773 рубля, при плане - 382283 рубля.

Затраты на 1000 м3 попутного нефтяного газа - 253635 рублей, при плане - 272804 рублей.

На оплату труда было израсходовано 63 миллиардов 602 миллиона 400 тысяч рублей или 99,7 %, что составляет на 1 работника в год 46 миллионов 493 тысячи рублей или в среднем за месяц 3 миллиона 874 тысячи рублей.

В своей деятельности управление руководствуется Положением о нефтегазодобывающем управлении «Лангепаснефть» территориально производственного предприятия «Лангепаснефтегаз» общества с ограниченной ответственностью «ЛУКойл-Западная Сибирь», Положением о территориально производственном предприятии «Лангепаснефтегаз» структурном подразделении ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь», Уставом общества с ограниченной ответственностью «ЛУКойл-Западная Сибирь».

Основными направлениями деятельности управления являются, удовлетворение спроса потребителей в нефтегазовой продукции с целью получения максимальной прибыли ТПП «Лангепаснефтегаз», повышение эффективности производства и обеспечение на этой основе дальнейшего развития ТПП «Лангепаснефтегаз» и роста благосостояния работников.

В соответствии с основными направлениями деятельности на управление возложены следующие задачи и функции:

выполнение установленных заданий добычи нефти и газа в соответствии с заданной технологией;

подготовка и перекачка нефти, газа и утилизация подтоварной воды;

поддержание пластового давления;

рациональная разработка нефтегазовых месторождений;

использование эксплуатационного фонда скважин и ввод в эксплуатацию новых скважин;

совершенствование технологии добычи нефти и газа;

соблюдение требований охраны недр и окружающей среды при проведении работ по эксплуатации нефтяных и газовых месторождений;

разработка и внедрение перспективных, текущих планов;

ведение бухгалтерского, оперативного и статистического учета, начисление заработной платы работникам управления, осуществление приема и увольнения работников и другое.

Для выполнения возложенных задач и функций управления доведена плановая численность 1414 единицы (на конец 1997 года), утверждены организационная структура и штатное расписание служащих.

Организационная структура включает в себя 17 цехов основного производства (10 ЦДНГ, 2 ЦППД, 4 ЦППН), 1 цех непромышленного производства (ЦРТ),а также центральную инженерно-технологическую службу, лабораторию геофизических и гидродинамических исследований и аппарат управления, который состоит из: 7 служб, 9 отделов, руководства и аппарата при руководстве. Из приведенных данных видно, что удельный вес ИТР в общей численности работающих составляет, по состоянию на 01.01.98г.- 21%.

Схема организационной структуры и описание приведены на рис.5.1 и в табл.5.1 (см. Приложение).

Таблица 5.2 Технико-экономические показатели за 1997 год по НГДУ «Лангепаснефть»

Наименование	Един. изм.	1997 год
		план	факт	% выпол.
Добыча нефти - всего Добыча попутного газа Поставка газа Сдача нефти по плану Закачка воды в пласт Производительность труда Ввод новых нефтяных скважин Ввод новых нагнетательных скважин Ввод скважин из бездействия Оптимизация ГТМ Количество текущих ремонтов Сдача скважин УБР Ср. действ. фонд нефтяных скважин Коэффициент экспл. нефт. скв. Коэф. использования нефт. скв. Удельный расход числ. На 1 скв. Валовая продукция Товарная продукция Среднесписочная численность: - всего в том числе ППП Фонд заработной платы - всего Выплаты социального характера - всего ФЗП + ВСХ - всего Средняя заработная плата 1-го работающего Средний доход 1-го работающего Затраты на производство Затраты на 1 тонну нефти на 1 м3 газа	тыс. т. тыс. м3 тыс. м3 тыс. т. тыс. м3 т. скв. скв. скв. скв. рем. скв. скв. чел/СКВ тыс. руб. тыс. руб. чел. чел. млн. руб. млн. руб. млн. руб. тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. руб. руб.	5764,0 246,1 214,8 5691,4 68024,7 4701 31 15 367 136 4374 33+5 р 3328 0,908 0,811 0,368 2122149604 2013006837 1380 1226 61876,9 1890 63766,9 3737 3850 2254849498 383,283 272,804	6254,9 270,6 234,9 6168,287 68025,0 5174 38 15 370 140 4412 34+3 р 3326 0,878 0,772 0,363 229783546 218127947 1368 1209 6177,6 1884,8 63602,4 3760 3874 2242180935 350,773 253,625	108,5 110,0 109,3 108,7 100,0 110,1 122,6 100,0 100,8 102,9 100,9 97,4 99,9 96,7 94,7 98,6 108,3 108,3 99,2 98,6 99,7 99,7 99,7 100,6 100,6 12668536 91,5 92,9

Таблица 5.3 Технико-экономические показатели за 9 месяцев 1998 года по НГДУ «Лангепаснефть»

Наименование	Един. изм.	план	Факт	% выпол.
Добыча нефти - всего Добыча попутного газа Поставка газа Сдача нефти по плану Закачка воды в пласт Производительность труда Ввод новых нефтяных скважин Ввод новых нагнетательных скважин Ввод скважин из бездействия Оптимизация ГТМ Количество текущих ремонтов Сдача скважин УБР Среднедействующий фонд нефтяных скважин Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин Коэффициент использования нефтяных скважин Удельный расход численности на 1 скв. Добыча жидкости Среднесписочная численность: - всего в том числе ППП Фонд заработной платы - всего Выплаты социального характера - всего ФЗП + ВСХ - всего Средняя заработная плата 1-го работающего Средний доход 1-го работающего Затраты на производство Затраты на 1 тонну нефти на 1 м3 газа	тыс. т. тыс. м3 тыс. м3 тыс. т. тыс. м3 т. скв. скв. скв. скв. рем. скв. скв. чел/скв тыс. т. чел. чел. тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. руб. руб. тыс. руб . руб. руб.	4236,7 184,993 155,996 4281,161 44235,7 3086,06 7 5 157 60 3115 4 3159 0,886 0,807 0,444 39760,266 1570 1402 49334,9 1012,9 50347,8 3654 3729 1444441 327,44 237,06	4500,9 196,465 162,011 4467,548 42917,9 3384,1 6 5 171 88 3116 3 3194 0,861 0,79 0,416 38197,471 1500 1330 48267,2 874,9 49142,1 3575 3640 1343968 290,94 211,87	104 106,2 103,9 104,4 97 109,66 85,7 100 108,9 146,7 100 75 101,11 97,2 97,9 93,8 96,07 95,5 94,9 97,8 86 97,6 97 97,6 93 88,9 89,4

5.4 Факторный анализ показателей, влияющих на добычу нефти

В 1997 году в НГДУ «Лангепаснефть» было добыто сверх плана 490,9 тыс. т. нефти. С помощью пофакторного метода [7] определим за счет, каких факторов был перевыполнен план.

Таблица 5.4

№	Показатели	Един. изм.	План	Факт
1. 2. 3. 4.	Добыча нефти Средний дебит скважин Число скважин действующего фонда Коэффициент эксплуатации	тыс. т. т/сут скв	5764,0 5,830 3328 0,908	6254,9 6,493 3326 0,878

Объем добычи нефти зависит в основном от трех факторов:

- средний дебит скважин [т/сут];

- число скважин действующего фонда [скв];

- коэффициент эксплуатации.

(5.1)

Общее изменение добычи нефти под влиянием указанных факторов определяется зависимостью:

(5.2)

(5.3)

Количественное влияние отдельных факторов на изменение добычи нефти по сравнению с планом определяют методом цепных подстановок по формулам:

(5.4)

В нашем случае увеличение добычи нефти против плана обусловлено ростом дебита скважин на:

(тыс. т)

Сокращение прироста добычи связано с уменьшением числа скважин действующего фонда:

(тыс. т) и уменьшением коэффициента эксплуатации:

(тыс. т)

(тыс. т)

Как видно из проведенного расчета на изменение добычи нефти повлияло увеличение среднего дебита скважин по сравнению с плановыми величинами.

5.5 Экономическое обоснование применения технологии "Тандем"

В данной работе рассматривается промысловая эффективность использования установок "Тандем". Основными критериями для определения экономической эффективности применения данного метода являются: вывод скважин из бездействующего фонда, увеличение средней продолжительности работы скважин, увеличение среднего дебита скважин по нефти и затраты от использования данной технологии.

Расчет будем производить для 13 скважин Покамасовского месторождения, на которых были установлены УЭЦН с газосепаратором и струйным аппаратом (технология "Тандем"). Расчет производиться на период 1996-1997 г.г.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.5:

Таблица 5.5

№	Показатели	Един. измер.	До применения технологии "Тандем"	После технологии "Тандем"
1. 2. 3. 4. 5. 6.	Средний дебит скважин Средний межремонтный период работы скважин Дополнительные капитальные вложения на 1 скважину Коэффициент эксплуатации Себестоимость нефти Цена нефти (без НДС=20%)	т/сут сут руб. руб/т руб/т	22,9 385 0	23,8 438 25000
			0,878 350,8 485

РАСЧЕТ:

Экономический эффект от использования новой технологии:

- К

где Р - доход предприятия от дополнительно добытой нефти, руб;

З - эксплуатационные затраты на дополнительно добытый объем нефти, руб;

К - капитальные вложения, руб.

(5.6)

где Qн - объем дополнительно добытой нефти, т;

Сн - себестоимость нефти, руб/т.

(5.7)

где Цн - цена нефти, руб/т.

1.Определим дополнительный объем нефти за счет изменения среднего межремонтного периода работы скважин:

(5.8)

где q - средний дебит скважин после применения технологии, т/сут;

t - средний межремонтный период работы скважин до применения технологии, сут;

t - средний межремонтный период работы скважин после применения технологии, сут;

n - число скважин;

К - коэффициент эксплуатации.

(тыс.т)

2. Определим дополнительный объем нефти за счет изменения среднего дебита скважин:

(5.9)

(тыс.т)

3.Дополнительная добыча составит:

(5.10)

(тыс.т)

3.Определим эксплуатационные затраты на дополнительно добытый объем нефти :

(тыс. руб.)

4. Доход предприятия от дополнительно добытой нефти:

(тыс. руб.)

5.Экономический эффект при использовании "Тандем" технологии составит: