· Спуск установки производится со скоростью не выше 0.25 м/сек, а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 1,5 на 10 метров, скорость спуска не должна превышать 0.1 м/сек. В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрированным подъемником.

· Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения.

· Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. Размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости.

· Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, перекруты, кабель от автовымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.

Запрещается тянуть кабель за муфту удлинителя.

· При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

· На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом «слабины» и провисов кабеля внутри скважины.

· Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке.

Таблица 5.5.3. Пояса для крепления кабеля

Тип УЭЦН или размер НКТ	Шифр пояса	Длина пояса, мм
НКТ 60мм	ЭН 21/1	300
НКТ 73мм	ЭН 21/2	350
УЭЦН-5	ЭН 21/IV	460
УЭЦН-5А	ЭН 21/I	510

· Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ (см. рисунок). Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора. Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5“), выше установки, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.

· Через каждые 200 м спуска, бригада, выполняющая его, должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (V не менее 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя «ЭПУ-Сервис», который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

· После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клемной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает представителя «ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска.

В процессе пробного запуска производится:

· опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления равным 40 кг/см²;

· проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья;

· сбор жидкости глушения (при необходимости ее повторного использования).

При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.

5.2 Замена штангового глубинного насоса (ТР-4)

Скважины, оборудованные УШГН, передаются в ремонт по заключению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о необходимости проведения подземного ремонта.

· Необходимый порядок и объем работ на скважинах оборудованных УШГН формируется при составлении план-графика движения бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители служб и цехов НГДУ (ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС).

· План-график движения бригад ПРС (КРС) утверждается главным инженером НГДУ.

· По скважинам из часторемонтируемого фонда (3 и более отказов УШГН за скользящий год) составляется отдельный план работ, который согласовывается нефтепромыслом, ЦПРС, ЛТТНД и при рассмотрении план-графика эти скважины включаются в движение бригад.

· Объем работ определяется на основании изучения режима эксплуатации отказавшей УШГН, причин отказов предыдущих установок, характеристики скважин, вида работ (смена УШГН, ввод после бурения, перевод на ШГН) при этом рекомендуются следующие виды работ:

1. шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии затяжек, посадок в процессе СПО оборудования УШГН), спускать шаблон рекомендуется до глубины на 150м выше интервала перфорации, диаметр шаблона 120мм и длина 9м;

2. скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механическим скрепером до глубины спуска шаблона см. главу УЭЦН), с последующей промывкой ствола скважины (проводится не реже одного раза в три года или при вводе из бездействия - более 3х лет;

Определение текущего забоя скважины производится по заявке нефтепромысла:

· после очистки забоя желонкой, промывки;

· после аварии, «полетов» УШГН на забой скважины;

· при частых отказах УШГН связанных с попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;

· после работ по освоению пласта или работ по очистке призабойной зоны пласта;

· очистка забоя, промывка скважины:

· после проведения соляно-кислотных обработок, других обработок призабойной зоны;

· по результатам измерения текущего забоя скважины;

Технология ремонта скважин оборудованных УШГН

· Глушение скважин производится в соответствии с Планом работ (наряд-заказом) согласно инструкции по глушению скважин оборудованных УШГН.

· Нефтепромысел несет ответственность за достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.

· Результаты глушения оформляются актом с указанием типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, давления и циклов при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.

· Бригада приступает к ремонту скважины только при наличии плана работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН. Ответственным за качество заполнения паспорта является технолог нефтепромысла.

Непосредственно перед ремонтом скважины нефтепромыслу необходимо провести следующие подготовительные работы:

1. закрепить специальным зажимом полированный шток;

2. демонтировать канатную подвеску;

3. откинуть головку балансира;

Подъем и демонтаж УШГН

· Убедится в отсутствии избыточного давления в затрубном и трубном пространстве, установить подъемный агрегат на скважину, демонтировать СУСГ и произвести подъем плунжера на штангах (для вставных насосов - подъем насоса на штангах).

· Демонтировать фонтанную арматуру, установить противовыбросовое оборудование, произвести подъем УШГН на НКТ, для вставных насосов при необходимости (устранения утечки в НКТ, смены замковой опоры, установки дополнительного оборудования, очистки от парафиноотложений или промывки забоя)- поднять НКТ. Для не вставных насосов - перед подъемом ШГН сбросить сбивное устройство в НКТ и открыть сливной клапан (для подъема НКТ без жидкости).

· При подъеме НКТ и штанг тщательно осматривать НКТ, штанги и их соединительные муфты. Имеющие такие повреждения как:

1. изгибы,

2. зазубрины,

3. коррозионный и механический износ, отбраковываются и не допускаются к повторному спуску.

· После подъема УШГН сделать запись в эксплуатационном паспорте о:

1. состоянии штанг,

2. состояние резьб,

3. износ муфт,

4. тела штанг и изгиб,

5. состояние центраторов,

6. состояние НКТ,

7. состояние резьб,

8. коррозионный,

9. механический износ,

10. отложение парафина и солей,

11. состояние поверхности плунжера.

· Поднятый из скважины насос (в комплекте с плунжером, фильтром, ГПЯ и т.п.) с заполненным эксплуатационным паспортом отправляется в ООО «НПР» на дефектацию.

· Разбирать УШГН на устье скважины запрещается.

Монтаж и спуск УШГН

· Для спуска в скважину завозится отревизированный (отремонтированный) ШГН с эксплуатационным паспортом.

· Разборка насоса на скважине запрещается.

· Насос подвергается визуальному осмотру:

1. проверяется ход плунжера в цилиндре,

2. сверяется маркировка насоса с данными паспорта,

3. проверяется ход плунжера,

4. состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя, фильтра или ГПЯ.

· Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи.

· Спуск ШГН в скважину производится согласно компоновке, указанной в плане работ (заказ - наряде).

· Перед спуском производится замер длины труб и штанг, оформляется мера.

· При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.) затем цилиндр с всасывающим клапаном, с патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрессорные трубы до необходимой глубины.

· НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности не должны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. Для проверки состояния внутренней поверхности, а также для подтверждения проходного сечения (особенно при спуске НН2Б -57и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ шаблонируются шаблоном (таблица 5.3.1):

Таблица 5.3.1. Шаблоны НКТ

Диаметр НКТ, мм	Диаметр шаблона, мм	Длина шаблона, мм
60,3	48,2	1250
73	59,7	1250
89	72,9	1250

· После спуска НКТ проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШГН более одного года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке.

· После посадки планшайбы на фланец колонной головки, на штангах спускают плунжер. Не допуская 3х последних штанг, произвести промывку насоса жидкостью глушения в объеме не менее 16м³, для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом, плунжер спускается в цилиндре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват) и затем спустить колонну штанг.

· Вставной насос спускается в следующей последовательности:

1. защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр и т.п.),

2. замковая опора.

· После посадки планшайбы на фланец колонной головки, в колонну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного насоса.

· Насосные штанги, спускаемые в скважину должны быть прямолинейными и чистыми (без каких- либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).

· Спуск последних трех штанг производить на малой скорости во избежании резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или повреждению посадочной поверхности замковой опоры.

· При СПО штанг со скребками - центраторами необходимо обязательное использование направляющей конусообразной воронки для предотвращения сколов скребков - центраторов. Скорость спуска штанг - 0,25м/сек, при этом производить визуальный контроль за целостностью всех скребков - центраторов.

Таблица 5.3.2. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании НКТ согласно РД 39-0147014-217-86.

Условный диаметр свинчиваемых НКТ, в мм.	Допустимый момент свинчивания, кгс/м
60	80-110
73	100-150
89	130-220
73 (высадка)	270-320

Таблица 5.6.3. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании штанг

Условный диаметр свинчиваемых штанг, в мм	Рекомендуемый момент свинчивания штанг, кгс/м
19	50
22	70
25	110

После спуска насоса в скважину на требуемую глубину, необходимо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса.

5.3 Оборудование, применяемое при ПРС

Подъемные агрегаты для ремонта скважин

Рисунок 19 Агрегат подъемный АПРС-40

Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства спускоподъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости “Урал-4320” или “КрАЗ-260” и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Основные технические данные:

Монтажная база шасси автомобиля “Урал-4320”

Максимальная грузоподъемность на крюке, т 40

Высота подъема крюка, м 14

Лебедка однобарабанная с приводом от коробки передач шасси

Вышка телескопическая двухсекционная

Элеваторы

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ (Халатяна) предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций.

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ состоят из корпуса с расточкой под трубу и боковыми проушинами под штропы. В верхней части корпуса имеется кольцевая выточка для затвора, представляющая собой разрезанному кольцо под диаметр трубы. Затвор свободно перемещается в кольцевой выточке.

На корпусе имеется горизонтальная прорезь, через которую пропущена рукоятка для управления затвором. Для предотвращения открытия элеватор снабжен предохранителем. Для предотвращения выпадения штропов отверстия проушинах запираются шпильками.

Таблица 5.4.1. Техническая характеристика

Показатели	ЭХЛ-60-15	ЭХЛ-73-25	ЭХЛ-89-35	ЭХЛ-114-40
Условный диаметр труб, мм	60	73	89	114
Грузоподъемность, т	15	25	35	40
Диаметр расточки под трубу, мм	62	75	91	116
Габариты, мм:	370х115х110	370х160х130	395х180х145	400х215х160
Масса, кг	18	20	145	35

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ, ВМ, ЭТАД

Предназначены для захвата и удерживания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. Применяются в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Рисунок 19. Двуштропный элеватор

Таблиц 5.4.2. Техническая характеристика

Параметры	ЭХЛ-60-15	ЭХЛ-73-25	ЭХЛ-89-35
Грузоподъемность, т	15	25	35
Условный диаметр захватываемых труб, мм	60	73	89
Диаметр расточки под трубу, мм	62	75	91
Габаритные размеры, мм:	370х115х110	370х160х130	395х180х145
Масса, кг	18	20	29

Элеваторы ВМ и ЭТАД трубные автоматические двухштопорные грузоподъемностью 50 т (для НКТ от 60 до 89 мм) аналогичны элеваторам модели SD-65 фирмы Oil Country.

Элеватор штанговый ЭШ

Элеватор штанговый ЭШ-10, ЭШ-15 с автоматическим фиксирующим устройством предназначен для захвата и удержания насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при ремонте скважин.

Рисунок 20. Элеватор штанговый

Таблица 5.4.3. Техническая характеристика

Грузоподъемность, т	10,15
Диаметр захватываемых штанг, м	16,19,22,25
Масса, кг	25

Элеваторы ЭШН-5, ЭШН-10

Рисунок 21 Элеватор ЭШН

Предназначены для захвата и удержания на весу насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при текущем ремонте скважин.

Таблица 5.4.4. Техническая характеристика

Показатели	ЭШН-5	ЭШН-10
Грузоподъемность, т	5	10
Диаметр захватываемых насосных штанг по ГОСТ 13877-80, мм	12.16,19,22	16,19,22,25
Диаметр штропа, мм	22	25
Габаритные размеры, мм:	225х125х490	230х125х500
Масса, кг	11,0	13,9

Элеватор полированных штанг ЭПЩ-20

Предназначен для захвата и удержания на весу полированных глубинно-насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Таблица 5.4.5. Техническая характеристика

Грузоподъемность,т	20
Диаметр захватываемых насосных штанг, мм	30
Диаметр штропа, мм	32
Габаритные размеры, мм	225х155х555
Масса, кг	28

Элеватор ЭШН, ВМ, ЭША

Элеваторы штанговые типа ЭШН предназначены для захвата и удержания на весу насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при текущем ремонте скважин.

Элеватор состоит из корпуса, втулки, вкладыша и штопора. В кольцевой расточке корпуса вращается втулка, расположенная эксцентрично относительно центрального отверстия. В корпусе и втулке имеется вырез для ввода штанги.

На опорном выступе элеватора закреплен сменный вкладыш, предохраняющей корпус элеватора от износа.

Конструкцией элеватора предусмотрены две пары для втулки: одна - для штанг диаметром 16,19,22 см, а вторая - для штанг диаметром 25 мм.

Корпус элеватора имеет два шипа, на которые надевается штроп.

Элеватор изготовляют двух типоразмеров с одинаковыми сменными втулками, вкладышами и крепежными винтами.

Таблица 5.4.6. Техническая характеристика

Тип	ЭШН-5	ЭШН-10
Грузоподъемность, т	5	10
Диаметр отверстия в стенных вкладышах, мм, при диаметре штанг, мм:
16,19,22…………………………………………	27	27
25………………………………………………	32	32
Высота корпуса, мм	60	72
Диаметр штропа, мм	22	25
Габариты, мм	225х125х490	230х125х490
Масса, кг	11,6	13

Элеватор трубный

Рисунок 22 Элеватор трубный

Элеватор трубный с автоматическим запирающимся устройством предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны бурильных или насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях.

Таблица 5.4.7. Техническая характеристика

Грузоподъемность максимальная, т	50
Условный диаметр захватываемых труб, мм	48,60,73,89
Габаритные размеры, мм, не более
Длина	285
Ширина	230
Высота	575
Масса элеватора (без захвата), кг	28,3
Масса захвата, кг	28,3

Элеватор ЭТА

Одноштропные элеваторы ЭТА с автоматическим захватом предназначаются для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб с гладкими и высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со спайдером.

Элеватор состоит из корпуса, серьги, соединенных шарнирно с помощью пальцев и шплинтов. В корпусе помещен узел захвата, с тыльной стороны которого располагается рукоятка, соединенная с корпусом при помощи направляющей втулки и двух штырей. Левая и правая направляющие, прикрепленные к корпусу элеватора болтами, обеспечивают раскрытие и закрытие челюстей захвата.

Внутренняя полость литого корпуса имеет поверхность под захват для труб.

Захват для труб является сменным узлом, подбираемым в зависимости от диаметра труб.

Таблица 5.4.8. Техническая характеристика

Показатели	ЭТА-32	ЭТА-50
Грузоподъемность, т	32	50
Условный диаметр труб, мм:	48…73	60…89
Габариты, мм	265х200х540	280х230х575
Масса, кг	16	25

Ключи трубные ручные.

Ключи одношарнирные трубные КОТ48-89, КОТ89-132

Одношарнирные трубные ключи типа КОТ предназначены для проведения монтажно-демонтажных промысловых работ, а также для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях на скважинах, в том числе с применением механических ключей типа АПР.

Рисунок 23 Ключи одношарнирные трубные

Таблица 5.4.9. Техническая характеристика

Тип	КОТ48-89	КОТ89-132
Условный размер захватываемых труб, мм	48…89	89…132
Максимальные усилия на конце рукоятки, кН	2	3
Габаритные размеры, мм	500х125х120	530х160х120
Масса, кг	6,1	6,7

Ключи трубные КТГУ-48, КТГУ-60, КТГУ-73, КТГУ-89

Рисунок 24 Ключи трубные

Ключи трубные применяются при механизированном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автомата АПР-2-ВБМ или механического ключа КМУ-50.

Рисунок 25 Агрегат цементировочный АЦ-320

Агрегат цементировочный АЦ-320

Агрегат цементировочный АЦ-32 предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ, Урал.

5.4 Оборудование и технология для удаления песчаной пробки

В процессе подъёма подземного оборудования определяется причина отказа погружного оборудования. Часто причиной отказа является песок.

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д.

Осаждаясь на забое, песок образует пробку, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает фильтровую часть скважины, что приводит к уменьшению или полному прекращению подачи жидкости.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

Основной проблемой является образование песчаных пробок на забое скважины, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает зону перфорации скважины, что приводит к снижению дебита, а в некоторых случаях и невозможности дальнейшей эксплуатации.

Перекрытие зоны перфорации может произойти:

1. После ГРП вследствие обратным выносом пропанта и образования пропантовой корки;

2. В процессе эксплуатации скважин из продуктивных пластов, сложенных песками или слабосцементированными песчаниками, вместе с жидкостью и газом выносится в скважину песок, что приводит к образованию пробки;

3. При образовании пробки в стволе скважины из цемента и глины проникающей из негерметичностей эксплуатационной колонны;

4. После использованием гидропескоструйных перфораторов, частицы пласта выносятся через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины.

Засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом, процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз.

Поэтому промывка песчаной пробки является наиболее распространенным видом работ, который проводится в последнее время.

Оборудование, используемое для удаления песчаных пробок

В настоящее время в ООО «ПРС» для проведения работ по очистке забоя скважин и разбурке песчаных пробок используется следующее оборудование:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Перо - труба, имеющая срез под острым углом. Применяется при работах по промывке скважины и очищении призабойной зоны от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, освоении, ГРП. Работа проводится путем нагнетания в скважину промывочной жидкости через скошенный хвостовик (перо) которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Гидромониторный рыхлитель - состоит из зубчатой муфты, втулки с соплами и обратного клапана. Применяется при работах по промывке скважины и очищения призабойной зоны пласта от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, ГРП. Путем нагнетания в скважину под высоким давлением промывочной жидкости через сопла втулки гидромониторной зубчатой муфты, которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность.

Забойный винтовой двигатель - Основными деталями двигателя являются статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами и привулканизированной внутри корпуса резиновой обкладкой, имеющей на внутренней поверРазмещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

хности винтовые зубья левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Зубья ротора и статора находятся в непрерывном контакте между собой, в результате чего происходит разделение полостей высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Двигатели винтовые забойные Д-85, Д-105, Д-106 предназначены для:

разбуривания цементных стаканов, мостов, песчаных и иных пробок в эксплуатационных колоннах при текущем и капитальном ремонте скважин с применением шарошечных долот, долот режущего типа, оснащенными природными и синтетическими алмазами и алмазно-твердосплавными пластинами;

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

разрушения мелкого металла на забое торцевыми фрезами;

ведения аварийных раРазмещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

бот при обуривании НКТ, ЭЦН или иного оборудования с использованием кольцевых фрезов и обурников;

прорезания боковых окон в эксплуатационной колонне для бурения вторых стволов с помощью колонных райберов;

для геологоразведочного и структурно-поискового бурРазмещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ения.

Применение забойного двигателя

Подготовка труб

Трубы должны быть герметичными, без повреждений резьбовых соединений, без отложений на внутренних стенках парафина, кальцита и окалины, прошаблонированы шаблоном 59 мм, опрессованы на давление в 1.5 раза выше рабочего давления бурения.

Подготовка забойного двигателя к спуску в скважину

Забойный двигатель поставляется в бригаду из ремонтных мастерских с паспортом и повторному испытанию на скважине не подлежит. Если в паспорте отсутствует запись о гидравлическом испытании, то на скважине необходимо (в зимнее время предварительно обогрев паром) произвести проверку вала шпинделя на механическое вращение без подачи жидкости в режиме запуска при давлении от 25 до 50 атм.

Увеличивая расход жидкости, проверяется работа забойного двигателя в рабочем режиме согласно технической характеристики.

Спуск компоновки

Наворачивается долото, тщательно крепится к валу шпинделя для предотвращения самопроизвольного отворота при спуске в наклонно-направленные скважины, а также при бурении.

Над забойным двигателем устанавливается обратный клапан, в первой трубе от двигателя устанавливается фильтр. Затем, если бурение производится с привязкой долота геофизическим методом, устанавливаются реперные патрубки согласно схеме спуска компоновки. Эскиз спускаемой компоновки заносится в вахтовый журнал с отображением размеров длин и диаметров.

Спуск компоновки и труб производится с замером и шаблонированием до глубины 30-35 метров выше кровли цементного моста.

Бурение

Во избежании зашламовывания двигателя не доходя до забой 30-35 метров собирается устьевой сальник, рабочая труба с вертлюгом ВП-50 обвязанным с буровым шлангом. Буровой шланг соединяется быстроразъемным соединением с устьевым фильтром и линией нагнетания от ЦА-320 или 4АН-700. На мостках производится опрессовка линии "ЦА-320 - буровой шланг - ВП-50 - рабочая труба" на полуторократное давление от рабочего. Рабочая труба соединяется с колонной НКТ (бурильной), восстанавливается циркуляции и плавно увеличивая расход жидкости инструмент медленно подается к забою (цементному мосту).

После восстановления циркуляции и касания долота о забой, что определяется увеличением давления на манометре ЦА-320 и верньерной шкале ГИВ-6, производится бурение с разгрузкой инструмента на забой не превышающей 3 тонны для Д-85 и до 6 тонн для Д-105 (предельно допустимая нагрузка на 3 - шарошечное долото 120.6 мм - 6 тонн).

После разбуривания цементного моста до заданной величины производится промывка забойного двигателя чистой промывочной жидкостью в полуторократном объеме труб. Разбирается нагнетательная линия, промывается устьевой фильтр во избежании застывания и напрессовки шлама.

1. Перед спуском двигателя осмотрите присоединительные резьбы, а также убедитесь в отсутствии трещин и вмятин на статоре и корпусе шпинделя.

2. Перед опробованием двигателя над устьем скважины в зимнее время (T<0⁰ C) прогреть его паром или горячей водой в течение 30-40 мин. Запуск производить при давлении не более 5 МПа. Убедитесь в плавности вращения вала и герметичности резьбовых соединений.

3. Во избежание зашламовывания двигателя, в компоновку бурильной колонны (над двигателем) необходимо установить фильтр с обратным клапаном.

4.При спуске двигателя в скважину, не доходя до забоя 10-15 м, необходимо включить насос, плавно увеличивая расход жидкости, чтобы подойти к забою с постоянным режимом промывки.

5. Эксплуатация нового двигателя в первые 10-15 часов работы должна производиться при пониженном расходе рабочей жидкости (ниже 15-30%).

По мере износа зубьев статора и ротора расход целесообразно увеличивать на 20-25%.

6. Останавливать двигатель на забое при значительном возрастании нагрузки на долото не рекомендуется из-за резкого повышения давления.

Обслуживание забойного двигателя после подъема

После подъема двигатель подвергается прокрутке шпинделя вручную с последующим пробным запуском для полной промывки от частиц шлама. От двигателя отворачивается долото, расширитель или другой породоразрушающий инструмент, обратный клапан, фильтр, который необходимо очистить. Двигатель после эксплуатации отправляется на текущий ремонт, который включает в себя разбору, смазку, замену изношенных деталей, сборку в условиях мастерских.

Устройство и принцип работы пробойника вращающегося

Пробойник вращающийся состоит из: зубчатого долота с зубчатой коронкой, перепускным клапаном и промывочным механизмом, винта, переходника который соединяет их между собой и передаёт ударную нагрузку, корпуса с пятью направляющими и муфты НКТ.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 26. Пробойник вращающийся

Пробойник вращающийся предназначен для разрушения пропантовых корок образующихся в забое скважины после ГРП.

Работает пробойник следующим образом: колонна НКТ под действием силы тяжести сдвигает в низ корпус с направляющими, которые поворачивают винт с долотом. При ходе винта на 240 мм поворот долота составляет 90 градусов (по часовой стрелке). При подъеме колонны от воздействия собственного веса и отжимном силы пружины долото возвращается в исходное положение. Воздействовать на корку можно периодически, поднимая и опуская колонну. После разрушения пробки осуществить работы по размывке пропанта через штуцера из НКТ. После этого вымыть остатки пропанта обратной промывкой через клапан в долоте.

Таблица 5.5.1. Техническая характеристика

Присоединительная резьба	НКТ 73 ГОСТ 633-80
Угол поворот долота, град.	90
Рабочий ход инструмента, мм	240
Наружный диаметр,мм	114
Длина, мм	1200
Масса, кг	30

Гидровакуумная желонка

Обработка призабойной зоны скважины при помощи комплекса гидровакуумной желонки является эффективным способом восстановления фильтрационных характеристик ПЗП, и проводится с целью увеличения производительности добывающих скважин. Гидровакуумная желонка служит для очистки скважины от сыпучих материалов: песка, окалины, кусков породы, шлама, мелких посторонних предметов и прочих механических примесей, как пластового, так и инородного происхождения.

Гидровакуумная желонка обеспечивает очистку призабойной скважины (пласта) без организаций в ней циркуляционной промывки.

Использование гидровакуумной желонки возможно только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Решение о целесообразности, технологии и периодичности проведения обработки ПЗП, при помощи комплекса ГВЖ, принимают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия на основе исследований скважин проведенных до, или в процессе ТКРС.

Проведение обработки ПЗС (ПЗП) комплексом ГВЖ целесообразно в следующих случаях:

· в скважине невозможно установить циркуляцию;

· нагружение скважины промывочной жидкостью нежелательно или вредно для пласта;

· очистка более экономична, чем монтаж и спуск оборудования для установления в скважине циркуляции.

Принцип действия гидровакуумной желонки

Гидровакуумная желонка функционирует за счет перепада давления, создаваемого потоком жидкости из скважины через клапан желонки в колонну насосно-компрессорных труб, где жидкость до открытия клапана отсутствует.

Монтаж гидровакуумной желонки

Подготовка и ревизия всех составляющих комплекса гидровакуумной желонки производится силами механической службы предприятия по ТКРС, после каждой спускоподъемной операции.

На каждую гидровакуумную желонку помимо заводского паспорта, заводится эксплуатационная карта, в которой отражаются все данные о периодичности ремонта и ревизии, характера и эффективности работы комплекса на протяжении всего периода эксплуатации.

Завоз и вывоз комплекса гидровакуумной желонки в бригаду ТКРС производится только в комплекте с паспортом.

Монтаж комплекса гидровакуумной желонки производится на устье скважины в следующей последовательности (снизу-вверх):

· Перо или корончатый рыхлитель (зубчатая муфта);

· Комплект обратных клапанов типа КОТ-50 (тарельчатый), КОШ-25 (шариковый), УЗ-75 (устройство захватное);

· Контейнер из НКТ (расчетное количество - пункт 5);

· Сбивной клапан типа КС-73;

· Гидровакуумная желонка;

· НКТ - 1-2 шт;

· Сбивной клапан типа КС-73;

· НКТ - исходя из расчета П.5 и технического состояния эксплуатационной колонны.

Свинчивание труб производится с усилием соответствующим марке спускаемых НКТ.

Запрещается спуск комплекса ГВЖ с использованием переводников, клапанов, патрубков и НКТ несоответствующих требованиям руководящих документов и инструкций.

Запрещается частичная или полная разборка и сборка гидрожелонки над устьем скважины.

При монтаже гидрожелонки устанавливать корпус желонки в клиновой захват спайдера запрещается.

Резьбовые соединения должны быть смазаны консистентной смазкой удовлетворяющей требованиям руководящих документов по эксплуатации НКТ.

Начертить эскиз спускаемой компоновки с указанием размеров и типа ГВЖ в “Акте работы комплекса ГВЖ”.

Порядок работ ГВЖ

Спустить комплекс гидровакуумной желонки с точным замером подвески НКТ в скважину, не допуская касания пером текущего забоя скважины.

Нагрузить весом колонны НКТ 3-5 т перо на 3-5 сек, затем поднять колонну труб на 2-4 м.

Во время нагрузки в желонке откроется ее верхний клапан, жидкость устремится с высокой скоростью в колонну труб выше желонки. Откроется обратный клапан и вместе с жидкостью, с забоя начнут засасываться механические примеси.

После периода ожидания в 20-40 сек повторно нагрузить перо весом колонны и вновь поднять колонну труб, повторяя эту операцию до 30 раз.

В момент нагрузки пера и срабатывания желонки (открытие ее клапана) на устье будет слышен характерный хлопок срабатывания обратного клапана и гидравлического удара на клапане желонки.

Работа гидровакуумной желонки будет продолжаться до момента, пока уровни жидкости в кольцевом пространстве скважины и в колонне труб над желонкой не сравняются. Показателем прекращения процесса всасывания является отсутствие шумового эффекта (хлопка) при нагрузке пера колонной труб.

Эффективность работы комплекса ГВЖ зависит от следующих факторов:

· Колонна НКТ должна быть герметична.

· Перед посадкой пера на забой, необходим предварительный долив скважины жидкостью глушения до устья.

· Отсутствие на забое скважины аварийного оборудования и инструмента.

· Ревизия, при необходимости ремонт (замена) всех составляющих комплекса после каждой технологической операции по обработке ПЗП.

· Точность геолого - технических данных переданных нефтегазодобывающим предприятием.

Для предотвращения “прихвата”, а вследствии - аварии необходимо непосредственно после работы ГВЖ, не оставляя компоновку инструмента на забое начать подъем НКТ.

В процессе подъема инструмента желонка будет перепускать жидкость из колонны НКТ в скважину.

В случае, когда неправильно определен объем контейнера из труб НКТ или когда время разряда на клапане желонки было завершено, возможно, попадание механических примесей выше желонки в колонну труб, на которой она спускалась в скважину. В этом случае сбросом металлического прутка сбейте сбивной клапан, это позволит организовать отверстие для слива жидкости из колонны труб в скважину.

Обязательно присутствие в процессе непосредственной работы комплекса ГВЖ представителя нефтегазодобывающего предприятия для контроля правильности выполнения технологического процесса по обработке ПЗП.

Ответственному (мастер бригады ТКРС) за проведение ремонта на скважине, совместно с представителем нефтегазодобывающего предприятия составить отчет по работе комплекса по установленной форме.

Вывезти желонку со скважины на базу производственного обслуживания предприятия по ТРС, для проведения ревизии либо ремонта.

При проведении цикла обработки ПЗП (ПЗС) комплексом ГВЖ, ревизии ремонта, ответственными за работу и ремонт комплекса заполняется эксплуатационная карта, которая является неотъемлемым дополнением к эксплуатационному паспорту.

Расчет компоновки

Для создания необходимой депрессии в зоне работы комплекса необходимо рассчитать объем полости НКТ над ГВЖ, в котором отсутствует давление, т.е. равно атмосферному, отсюда разность гидростатических давлений и будет равняться необходимому давлению депрессии.

Таблица 5.5.2. Таблица показателей работы гидростатических желонок при проведении операции Очистка забоя

	Средняя проходка на 1 СПО ГВЖ м.	Среднее кол-во времени на операцию час.	Средняя глубина работы ГВЖ м	Среднее количество извлеченного шлама в литрах	Эквивалент извлеч по э/к	Начальнгый зумф до работы ГВЖ	Зумф после проведения работ ГВЖ	Кол-во СПО ГВЖ за январь	Эффективность ГВЖ
Январь	14,28	31	2425,3	128,8	9,91	-22	46	14	100%
Февраль	15,34	31	2425,3	211,0	9,60	-14	41	13	100%
Март	12,27	31	2425,3	136,4	9,60	-13	34	14	100%
Апрель	14,29	31	2425,3	123,8	9,60	-21	44	15	100%
Май	16,30	31	2425,3	118,6	9,60	-22	51	12	100%
Июнь	14,28	31	2425,3	124,4	9,6	-8	29	14	100%
Июль	14,44	31	2425,3	200,8	10,2	-11	44	15	100%
Август	13,08	31	2425,3	128,8	9,6	-23	50	14	100%
Сентябрь	15,18	31	2425,3	128,8	9,6	-17	48	11	100%
Октябрь	14,88	31	2425,3	126,8	9,6	-18	47	14	100%
Ноябрь	17,07	31	2425,3	127,8	9,6	-10	39	14	100%
Декабрь	11,34	31	2425,3	131,5	9,5	-19	48	13	100%

Расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной пробки

Произведём расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной пробки.

Глубина скважины, Н = 2000 м;

Высота песчаной пробки, h = 250 м;

Диаметр песчинок, d = м;

Условный диаметр эксплуатационной колонны = 0,168 м;

Условный диаметр НКТ = 0,073 м;

Плотность промывочной жидкости = 1000 ;

Способ промывки: обратный;

Производим расчёт скорости восходящего и нисходящего потоков:

, (1)

, (2)

где - скорость нисходящего потока жидкости, ,

- скорость восходящего потока жидкости, ,

Q - подача насоса, ,

- площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м.

В соответствии с приложением 3 для ликвидации песчаной пробки в нефтяной скважине выбираем насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ - 160 - 32).

Минимальная подача данного насоса составляет Q = 3,5 л/с = 0,0035.

Для нисходящего потока: , (3)

Для восходящего потока: , где (4)

- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,

- наружный диаметр НКТ, м,

- внутренний диаметр НКТ, м.

При условном диаметре НКТ 73 мм внутренний диаметр НКТ составляет 62 мм (толщина стенки НКТ 5,5 мм), наружный диаметр НКТ - 73 мм (приложение 2). При условном диаметре эксплуатационной колонны 168 мм внутренний диаметр эксплуатационной колонны составляет 150,5 мм (толщину стенки трубы принимаем равной 8,9 мм), наружный диаметр эксплуатационной колонны 168,3 мм (приложение 1).

= м,

= м.

= ,

= .

Рассчитываем скорость подъёма песчинок:

, ,

где - скорость подъёма песчинок ,

- скорость восходящего потока жидкости ,

W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости .

По таблице 5.1 выбираем скорость свободного падения песка в жидкости. При диаметре песчинок 0,2 мм средняя скорость свободного падения песка в жидкости W = 1,95 см/с или 0,0195 м/с. Сравнивая эту скорость со скоростью восходящего потока делаем вывод, что скорость восходящего потока превышает скорость падения частиц песка в жидкости (1,167 > 0,0195).

Cкорость подъёма песчинок: = 1,167 - 0,0195 = 1,1475 м/с.

Рассчитываем общие гидравлические потери:

, или м. в. ст. (метры водного столба),

где - потери напора в промывочных трубах.

=, м. в. ст.,

где Н - длина промывочных труб (приближенно принимаем равной глубине скважины Н = 2800 м), м;

d - внутренний диаметр промывочных труб (НКТ), м;

- скорость нисходящего потока жидкости в трубах, ;

- плотность жидкости, ;

- коэффициент гидравлических сопротивлений. В соответствии с условным диаметром труб (73 мм), принимаем коэффициент гидравлического сопротивления равным 0,035.

=== 52,2 м.в.ст.

- потери напора при движении жидкости с песком в кольцевом пространстве.

=, м.в.ст.

где ц - коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка (ц = 1,12…1,2). Принимаем ц = 1,2;

- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

- наружный диаметр НКТ, м;

- скорость восходящего потока, м/с.

== м.в.ст.

 - дополнительные потери, обусловленные разностью плотности жидкости в трубах и затрубном пространстве в связи с наличием песка в восходящем потоке.

=, м.в.ст.

где m - объем пустот между частицами песка, занимаемый жидкостью, m=0,3…0,45. Принимаем значение пористости равным 0,45;

F - площадь сечения обсадной колонны; м;

l - высота, пробки промываемой за один прием (6 м…12 м). Принимаем l = 10 м;

f - площадь сечения кольцевого пространства; м;

с - плотность песка, от 2650 до 2700 . Принимаем значение плотности песка равным 2700 ;

- скорость восходящего потока, м/с;

W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости .

Рассчитаем площадь сечения обсадной колонны F:

м.

Площадь кольцевого пространства f рассчитываем следующим образом:

м.

= = м.в.ст.

 - потери напора, соответственно для вертлюга и шланга, зависят от подачи жидкости, определяются по опытным данным.

Исходя из таблицы 5.3, по минимальной подаче насоса (в нашем случае л/с), потери напора для вертлюга и шланга составляют: м.в.ст.

- потери напора в наконечнике (насадке).

Так как в нашем случае нет насадка, данные потери не рассчитываются.

Находим сумму гидравлических потерь:

= 52,2+105,36+12,047+6 = 181,654 м.в.ст.

Рассчитываем время, необходимое для подъёма размытой породы на поверхность:

Выбор оборудования.

По определенным и Q выбираем насос (приложение 3). Полученные характеристики для выбранного ранее насоса = 181,654 м.в.ст. = 1,8 МПа, Q = 3,5 л/с.

Таким образом, принимаем ранее выбранный насос: 9 ТМ (в составе УНБ-160-32).

Для выбора оборудования при проведении работ нам необходимо рассчитать грузоподъемность:

, кг,

где - грузоподъемность, т;

Н - глубина скважины, м;

- масса одного кг трубы НКТ (равна 13,2 кг (приложение 2));

- увеличение массы колонны труб на муфту (1,3 кг (приложение 2));

- прочностной коэффициент ( = 1,5).

= кг = 63,075 т.

Так как подвешиваемая колонна НКТ в процессе промывки находится в жидкости, то необходимо уточнить грузоподъёмность:

- вес тела в жидкости, т;

- вес тела в воздухе, т;

- удельный вес материала тела (для стальных труб = 7,85 );

- удельный вес жидкости ( = 1 ).

= т.

Таким образом, для рассчитанной системы промывки можно принять следующее оборудование:

Насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ-160-32)

Тип насоса	Насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ-160-32)
Подачи: минимальная, л/с максимальная, л/с	3,5 15,6
Давление минимальное, МПа максимальное, МПа	7,5 32
Давление, кгс/	160; 110; 72; 43;

Назначение: промывка песчаных пробок и др.

Ключ - автомат АПР - 2ВБМ

Грузоподъемность спайдера, т	80
Максимальный крутящий момент на водиле, Н*м	4500
Частота вращения водила,	От 51 до 60
Диаметр захватываемых труб, мм	48, 60, 73, 89
Привод автомата	Электрический, инерционный, взрывобезопасный с питанием от промысловой сети
Габаритные размеры, мм	850*460*730
Масса, кг	240 (в сборе), 310 (полный комплект)

Назначение: ключ - автомат АПР - 2ВБМ предназначен для механизации операций свинчивания и развинчивания, центрирования, автоматизации захвата, удерживания на весу и освобождения колонны НКТ при подземном ремонте скважин

Элеватор ЭХЛ - 73 - 35

Грузоподъемность, т	35
Условный диаметр захватываемых труб, мм	73
Габаритные размеры, мм, не более	285*230*575
Масса со штропами, кг,	27

Назначение: элеватор ЭГ - 89 - 80 с автоматическим захватом предназначен для захвата и удерживания на весу НКТ с гладкими и с высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со спайдером.

Эксплуатационный вертлюг ВП80x 200

Грузоподъемность, т	80
Давление прокачиваемой жидкости, МПа: Рабочее Пробное	20 30
Условный диаметр проходного отверстия ствола корпуса, мм	75
Резьба для условного диаметра труб (ГОСТ 633-80, мм На конце ствола На отводе	114 89
Габаритные размеры (НxВxД), мм	880x410x200
Масса, кг	90

Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС - 40

Монтажная база	Шасси автомобиля «Урал - 4320»
Максимальная грузоподъемность, т	40
Высота подъема крюка, м	14
Лебедка	Однобарабанная с приводом от коробки передач шасси
Вышка	Телескопическая двухсекционная с открытой передней гранью

Назначение: АПРС - 40 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

В таблице 5.5.3 мы видим, что наиболее часто производятся ремонты по очистке призабойной зоны скважины.

Таблица 5.5.3. Сводная таблица по количествам и видам работ за 2014 год

	Количество	ремонтов	по видам	работ
	Оптимизация режима эксплуатации ТР 3	Ремонт скважин оборудованных ШГН ТР 4	Ремонт скважин оборудованных ЭЦН ТР 5	Очистка и промывка забоя ТР 9
Январь	3	27	22	41
Февраль	5	23	19	36
Март	0	34	27	40
Апрель	2	33	21	34
Май	6	21	18	29
Июнь	0	11	31	37
Июль	4	22	26	32
Август	8	23	24	30
Сентябрь	5	20	19	48
Октябрь	0	17	26	36
Ноябрь	4	18	32	31
Декабрь	2	14	25	41

6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

6.1 Организационная структура управления и основные направления деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК

Основной вид деятельности предприятия это добыча нефти и газа на территории Томской и Тюменской областей.

Основная зона деятельности компании Томская область. ОАО «Томскнефть» ВНК крупнейший налогоплательщик, обеспечивающий долю 30% от налоговых платежей в бюджет области. Предприятие добывает до 65% от общего объема добычи нефти в Томской области. Основной базовый город томских нефтяников Стрежевой. Население Стрежевого - около 42,4 тысячи человек.

Территория деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет более 42 тысяч кв.км. Площадь лицензионных участков - свыше 26 тысяч кв.км. Главная отличительная черта нашей географии: разбросанность месторождений, они находятся в труднодоступных Васюганских болотах и на неосвоенных землях. Степень заболоченности Томской области достигает 37%.

ОАО «Томскнефть» ВНК является владельцем 24 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, 7 лицензий на право пользования недрами в ХМАО, 7 лицензий на геологическое изучение с дальнейшей добычей углеводородного сырья. Кроме того, ОАО «Томскнефть» ВНК является агентом на разработку двух лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть». Остаточные извлекаемые запасы предприятия составляют более 300 млн тонн.

Акционерами ОАО «Томскнефть» ВНК являются ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром нефть», которым принадлежат по 50% акций Общества.

6.2 Исходные данные для расчета эффективности внедрения методов увеличения нефтеотдачи

Методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Таблица 6.1 - Принятые цены, курсы валют, коэффициенты для расчётов

	Наименование показателя	ед. измерения	Значение
1	Курс $ к рублю Центральным Банком РФ на 13.04.2009 г.*	руб./долл.	52,75
2	Цена реализации нефти (www/ NCE.ru), Томская область**	руб. за тонну	12500
3	Цена реализации нефти (www/ NCE.ru)	$ за баррель	236
4	Средняя капитализация геологоразведочных работ (ГРР)	$ за тонну	10
5	Коэффициент пересчёта баррель в тонны	*	7,21
6	Коэффициент пересчёта дебита куб. м. в тонны	*	0,87
7	Количество дней работы скважины в год,	дни	350
8	Норма рентабельности,	%	20
9	Налог на прибыль	%	20
10	Срок действия лицензионного соглашения	лет	25
11	Среднесуточный дебит скважины (прогноз), куб. м. в сутки до внедрения мероприятия	8
12	Среднесуточный дебит скважины (прогноз), куб. м. в сутки после внедрения мероприятия	12
13	Объём капитальных вложений на ремонт скважина, млн. руб.	0,200
14	Снижение эксплуатационных затрат ив результате внедрения организационно-технических мероприятий (ОТМ), млн. руб.	+0,450
15	Организационные затраты, млн. руб. в год	1,5
16	Стоимость 1 скважины, млн. руб.	220,0

6.3 Расчет экономической эффективности применения метода увеличения нефтеотдачи

На первом этапе оценки эффективности проектов определяется общий объём инвестиций. Всего инвестиционные затраты на рассматриваемый период определяются по формуле:

, (1)

где Io - общие инвестиционные затраты компании, млн. руб.;

I₁ - финансирование геологоразведочных работ, млн. руб.;

I₂ - стоимость лицензионного участка, млн. руб.;

I_З - затраты на научно-исследовательские работы и проектно-сметную документацию, млн. руб.;

I₄ - организационные затраты, млн. руб.

Капитализация затрат на лицензионном участке определяется по формуле:

, (2)

где I_k - капитализация затрат, млн. руб.;

s - средний уровень капитализации геологоразведочных работ по отрасли, рублей за тонну;

Q - прирост доказанных запасов нефти в i-том году, млн.тонн;

n - период расчёта, лет.

Выручка от реализации проектов определяется следующим образом:

(3)

где Ro - выручка от реализации, млн. руб.;

q - среднесуточный дебит скважины, тонн в сутки;

F - количество рабочих дней в году;

k - количество вводимых скважин в i-том году нарастающим итогом, ед.

Прибыль (p) определяется исходя из среднего уровня рентабельности по отрасли. В данном случае рентабельность составила 20%.

Движение денежных средств (поток наличности) определяется как разница между общими инвестиционными затратами и выручкой от реализации продукции в каждом периоде и с учётом нарастания показателей.