5) клавиша "ВВОД" предназначена для выбора режима установки параметра выбранной функции, для ввода набранного значения параметра, для перехода в режим хронологии событий при установленном номере функции 20 "Хронология событий" и возвращения из режима хронологии событий. Действие клавиши для установки параметра и ввода набранного значения возможно только после ввода пароля.

6) клавиша "ОТМЕНА" предназначена для отмены выбранного значения параметра при установке соответствующего параметра и возврату к установленному ранее значению параметра.

7.5 Индикатор "ПОДОГРЕВ" предназначен для индикации работы нагревателя контроллера. Контроллер снабжен устройством подогрева, которое автоматически включается, если температура воздуха внутри корпуса снижается до - 0,5 + 0,5 ⁰С (при включенном нагревателе индикатор "ПОДОГРЕВ" горит).

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

Примечание. 1. Масса без трансформатора 6550 кг + 100 кг.

2. Номинальные мощность, напряжение цепи управления и число отходящих линий составляют соответственно 1250 кВА, 220 В и 8.

3. Габаритные размеры КТППНКС, мм:

с трансформатором .................. 6150 х 5260 х 1600

без трансформатора .................. 4450 х 2800 х 4600.

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 в 2004г

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 1.01.04г 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 1.01.2003г.	На 1.01.2004г.
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

рис 5.1.1. График импортных установок на Хохряковском месторождении.

Электроцентробежные насосные установки спускаются на глубину в среднем 2000м (от 1200м до 2400м). Динамический уровень поддерживается в среднем на глубине 1735м, 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 40скважин. Всего на месторождении в периодическом фонде ЭЦН числится 23 скважины или 19% от фонда дающих продукцию, год назад таких скважин было 70.



Рис 5.1.2. Переодический фонд по УНП-1

Рис 5.1.3. Периодический фонд хохряковского месторождения

 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 в 2004.году снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на15скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34скважины. Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005году

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 (25скважин) 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 1.01.03г по 1.01.04г, по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО “ННП” этот показатель ниже и находится в пределах 330-350сут. 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 2003г было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004г на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд - 332скважины и, К_отказ положительно уменьшился до 0,79ед. В целом по ОАО “ННП” К_отказ. ЭЦН в это время составил 0,85ед.

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, вызваных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации. В 13% отказов причины не были выявлены, т.к. нарушался регламент проведения расследования.

Рис. 5.1.4. Причины отказов ЭЦН

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 2004г 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 150м от сростка удлинителя при температуре 130°С.

По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120м и используется вставка 500м 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 2004г 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 2400м. 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



Рис. 5.1.5. Распределение фонда ЭЦН по глубинам спуска

Рис. 5.1.6. Зависимость дебита скважин по жидкости от глубины спуска ЭЦН

Рис. 5.1.7. Зависимость обводненности скважин от глубины спуска ЭЦН



Рис.5.1.8. Зависимость отработки скважин от глубины спуска ЭЦН

Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин - в диапазоне спуска ЭЦН от 1200-1400м и 1800-2000м. 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 2000м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200-2400м. 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 давлениями составила 4,2 МПа. (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми

Рис. 5.1.10. Динамика изменения пластового давления и компенсации

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

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 2005г 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 200м, можно точно рсчитать Рзаб используя исходные данные на приеме насоса давление по ТМС .где показано на таблице №6

Таб .6 . Параметры по Рдатчика Рзаб и Нд

Месторождение	Скв	Куст	Нвд	удл	Нсп_ЭЦН	Рзатр	Н2О	pн	pв	Рдатчика	Рзаб	Ндин
1	2	3	м	м	м	м	%	г/см3	г/см3	атм	атм	м
Хохряковское	3502пг	62	2787	349	2504	24	11	0.823	1.011	52	72	2101
Хохряковское	238	29	2480	78	2420	5	8	0.823	1.011	40	45	1966
Хохряковское	32	964	2350	209	2200	19	8	0.823	1.011	37	48	1952
Хохряковское	714	11	2575	185	2542	15	25	0.823	1.011	49	52	2081
Хохряковское	1028	88	2445	54	2320	15	22	0.823	1.011	49	59	1883
Хохряковское	726	10	2 603	190	2402	14	53	0.823	1.011	62	79	1751
Хохряковское	391	43	2 484	62	2384	11	10	0.823	1.011	35	43	2074
Хохряковское	742	23	2 570	170	2380	11	8	0.823	1.011	33	47	2084

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

На таблице 6.1. показаны параметры до оптимизации которые работали в установившемся режиме, после провидения исследований по ТМС, индикаторных кривых, и отжатия динамического уровня была сделана оптимизация 62/914 э80-2100на э160-210024/730 э50-2100 на э125-2100,83/3510 э80-2100 на э125-2100 где показана на таблице 6.2..

Таб.6.1. Параметры до оптимизации

№ п/п	Местор-е	Скв.	Куст	Параметры работы до ГРП
				Тип-р насоса	Нсп	Qж	Qн	%	Нд	Дата ГРП
1	Хохряковское	3510	83	80-2100	2220	82	61	11	1670	05.06.04
2	Хохряковское	730	24	50-2100	2540	96	69	13	1483	07.04.03
3	Хохряковское	914	62	80-2100	2260	90	70	6	1767	24.05.01

Таб. 6.2. Параметры после оптимизации по Микону и ТМС

Скв.	Куст	Тип-р насоса	Тип-р насоса	Нсп	Qж	Qн	%	Нд	Тип СУ	Т двиг	Рдавл	Рзаб_ пересч.	Ндин_ пересч.	Давл. T.защита
3510	83	TD-850	125-2100	2400	94	71,778	8	2231	Эл-04	73	35	36,4	2271	95	30
730	24	TD-850	125-2100	2540	103	87	13	1409	Эл-04	85	73	63,9	1761	95	30
914	62	TD-1200	150-2100	2450	101	74,6	11	2159	Эл-04	79	42	43,7	2308	95	30

По таблице 6.2..видно параметры, что понижения динамического уровня и Рзаб не снижает производительность насоса, По таблице 6.2.сравнение динамического уровня по Микону и по датчику давления пересчет динамического уровня разница составила 150м на скважине №914, скважина №3510 разница 40м скважина №730 разница 352м

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

120

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 2003году.

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



Рис 6.Параметры по сравнению Qж и Qн.

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 50атм, 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 10месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.

В скважинах где Рпл ниже 180атм снижение Рзаб до 50атм , 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-870м 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-48атм.

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 0,75?0,8 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)

гдеН - напор установки, м;

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

Для насосов производительностью:

- 20 ? 50 i³/сут Д Н ? 250м;

- 80 ? 125 i³/сут Д Н ? 180м;

- 200 и более Д Н ? 100м;

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)



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- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3

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

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

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

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

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

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

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица № 6.2 Исходные данные

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Числовое значение
1	Фонд оптимизированных скважин	ед.	7
2	Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)	т/сут	243
3	Наработка на отказ до оптимизации	сут	135,0
4	Наработка на отказ после проведения оптимизации	сут	135,0
5	Себестоимость добычи нефти	руб/т	1749
6	Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти	%	51,2
7	Ставка дисконта	%	10
8	Расчётный период	лет	3
9	Продолжительность одного ПРС	час	48
10	Стоимость одного часа ПРС	руб	3700
11	Цена одной тонны нефти	руб	3379,2
12	Среднесписочная численность ППП	чел	980
13	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	4487
14	Годовая добыча нефти в 2004году	тыс. т	5589,6

6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

6.3.1 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

6.4.1 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 = 205547,5тыс.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.

6.4.2 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 = 152105,18тыс.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.

Расчёт экономических показателей

Таблица № 6.3

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

6.4.3 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.

Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс.руб.

Таблица № 6.4

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

Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица № 6.5

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

Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица № 6.6

Показатели	Обозначения	2004	2005	2006

Подобные документы

• Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015
  

• Разработка Юрчукского месторождения

  Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.08.2015
  

• Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения

  История освоения Приобского нефтяного месторождения. Геологическая характеристика: продуктивные пласты, водоносные комплексы. Динамика показателей разработки и фонда скважин. Подбор установки электрического центробежного насоса. Расчет капитальных затрат.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 26.02.2015
  

• Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

  Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.
  
  дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012
  

• Разработка Киняминского месторождения

  Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.
  
  курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014
  

• Оптимизация и повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УЭЦН на примере Илькинского месторождения

  Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017
  

• Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

  Дренируемые запасы сухого газа, их физические свойства. Разработка нефтяных и газовых скважин, их эксплуатация и методы повышения дебитов. Анализ состояния разработки месторождения "Денгизкуль", технологические показатели и гидрохимический контроль.
  
  диссертация [9,9 M], добавлен 24.06.2015
  

• Технология эксплуатации скважин месторождения Акшабулак Восточный

  Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014
  

• Анализ деятельности нефтяной компании ОАО "Самотлорнефтегаз"

  Организационная структура ОАО "Самотлорнефтегаз", история создания и развития компании. Характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки. Способы эксплуатации нефтяного месторождения. Системы сбора нефти и газа.
  
  отчет по практике [2,9 M], добавлен 25.03.2014
  

• Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

  Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 26.08.2010
  

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