Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО "ТНК-Нягань"

60

4

-

-

-

208

-

-

52

ЭЦНМ6-1000-900

900

170,21

4

-

-

-

208

-

-

52

Примечание. Номер секции обозначает длину корпуса в м.

Таблица 4.4

Оборудование	Код пояса	Длина пояса. мм
Насосно-компрессорная труба 60 и 48	ЭН-21/1	300
Насосно-компрессорная труба 73	ЭН-21/2	350
Насосно-компрессорная труба 89	ЭН-21/3	390
Насос группы 5, 5А и 6	ЭН-21/4	460

Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы.

В табл. 4.4 указаны длины поясов для крепления кабеля к различным видам оборудования. Пояс является изделием одноразового использования.

Погружные двтгатели

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис. 4.4) и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асихронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110єС, содержащей:

- механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

- сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более 1,25 г/л;

- свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зане работы двигателя не более 20МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

- по напряжению - от минус 5% ДО плюс 10%;

- по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионостойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы -исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы -основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл.4.5.

Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Таблица 4.5

Двигатель	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А
1	2	3	4
ПЭДУ16-103В5 ПЭДУ16-103ДВ5 ПЭДУК16-103В5 ПЭДУК16-103ДВ5	16	530	26
ПЭДУ22-103В5 ПЭДУ22-103ДВ5 ПЭДУК22-103В5 ПЭДУК22-103ДВ5	22	700	27
ПЭДУ32-103В5 ПЭДУ32-103ДВ5 ПЭДУК32-103В5 ПЭДУК32-103ДВ5	32	1000	27,5
ПЭДУ45-103В5 ПЭДУ45-103ДВ5 ПЭДУК45-103В5 ПЭДУК45-103ДВ5	45	1050	37
ПЭДУС63-103В5 ПЭДУС63-103ДВ5 ПЭДУСК63-103В5 ПЭДУСК63-103ДВ5	63	1500	36,5
ПЭДУС90-103В5 ПЭДУС90-103ДВ5 ПЭДУСК90-103В5 ПЭДУСК90-103ДВ5	90	2100	37
ПЭДУ45-117В5 ПЭДУ45-117ДВ5 ПЭДУК45-117В5 ПЭДУК45-117ДВ5	45	1000	36
ПЭДУ63-117В5 ПЭДУ63-117ДВ5 ПЭДУК63-117В5 ПЭДУК63-117ДВ5	63	1400	36
1	2	3	4
ПЭДУС90-117В5 ПЭДУС90-117ДВ5 ПЭДУСК90-117В5 ПЭДУСК90-117ДВ5	90	1950	37
ПЭДУС125-117В5 ПЭДУС125-117ДВ5 ПЭДУСК125-117В5 ПЭДУСК125-117ДВ5	125	1950	51
ПЭДУ90-123В5 ПЭДУ90-123ДВ5 ПЭДУК90-123В5 ПЭДУК90-123ДВ5	90	2200	32,5
ПЭДУС180-123В5 ПЭДУС180-123ДВ5 ПЭДУСК180-123В5 ПЭДУСК180-123ДВ5	180	2150	66
ПЭДУС250-123В5 ПЭДУС250-123ДВ5 ПЭДУСК250-123В5 ПЭДУСК250-123ДВ5	250	2250	88
ПЭДУС180-130В5 ПЭДУС180-130ДВ5 ПЭДУСК180-130В5 ПЭДУСК180-130ДВ5	180	2300	61
ПЭДУС250-130В5 ПЭДУС250-130ДВ5 ПЭДУСК250-130В5 ПЭДУСК250-130ДВ5	250	2300	85
ПЭДУС360-130В5 ПЭДУС360-130ДВ5 ПЭДУСК360-130В5 ПЭДУСК360-130ДВ5	360	2300	122,5

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170єС, а остальных электродвигателей - 160єС.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис. 4.4) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из рубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечка. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

Диаметр корпуса двигателя, мм.	103	117	123	130
Диаметр расточки статора, мм	50	60	64	68

Ротор короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высокопрочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам м короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал. Чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой -пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника. Состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-3 предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразователя. Трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного кнулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насос по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

Диапазон контролируемого давления, МПа	0 - 20
Диапазон рабочих температур ПДТ, ґґС	25 - 105
Предельная температура погружного электродвигателя, єС	100
Диапазон рабочих температур наземного блока, єС	-45 - +50
Отклонение значения давления, формирующего сигнал управления на отключение или запуск УЗЦН, от заданной уставки, МПа, не более	±1
Средняя наработка на отказ, ч	12 000
Установленный срок службы, лет	5
Диаметр скважинного преобразователя, мм	87
Длина скважинного преобразователя, мм	305
Габаритные размеры, мм:
блока управления	180Ч161Ч119
устройства питания	241Ч121Ч105
Масса, кг:
скважинного преобразователя	4
блока управления	2
устройства питания	4,2

Гидрозащита пружных электродвигателей

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

§ открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и

§ закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого (буква К - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109-81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110єС.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см3, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемещение с пластовой жидкостью скважины и масло в полости электродвигателя.

Таблица 4.6

Гидрозащита	Вместимость камер, л	Передаваемая мощность, кВт	Монтажная длина, мм	Масса. кг
	Масло МА-ПЭД	Барьерная жидкость
П92, ПК92	5	2	125	2200+5	53
П92Д, ПК92Д	6,5	0,15	125	2200+5	59
П114, ПК114	5	4	250	2300+5	53
П114Д, ПК114Д	8	0,25	250	2300±5	59

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью. Нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Основные характеристики гидрозащиты представлены в табл.4.6.



Устройства комплектные серии ШГС 5805

Устройства предназначены для управления и защиты погруженных электронасосов добычи нефти с двигателя серии ПЭД (в том числе со встроенной гермоманометрической системой) по ГОСТ 18058-80 мощностью 14-100 кВт и напряжением до 1300 В переменного тока.

В шифре устройства комплектного ШГС5805-49 АЗУ1 приняты следующие обозначения:ШГС5805 - обозначение серии (класс, группа, порядковый номерустройства); 4 - номинальный ток силовой цепи до 250 А; 9 - напряжение силовой цепи до 2300 В; А - модификация для наружной установки (Б - для встраивания в КТППН, Т - с термоманометрической системой); 3 - напряжение цепи управления 380 В; У - климатическое исполнение для умренного климата (ХЛ - для холодного климата); 1 - категория размещения для наружной установки (3,1 - для встраивания в КТППН). Техническая характеристика устройства приведена ниже.

Параметры	Значения
Номинальный то силовой цепи (первичный), А	250
Номинальное напряжение силовой цепи (первичное), В	380
Номинальный ток силовой цепи (вторичное), А, не более	50
Номинальное напряжение силовой цепи (вторичное), В, не более	2300
Номинальное напряжение цепей управления, В	380
Номинальный ток цепей управления, А	6
Потребляемая мощность устройства ШГС5805-59АЗУ1 и ШГС5805-49БЗХЛ3.1, ВА, не более	300
Потребляемая мощность устройства ШГС58-05-49ТЗУ1, В-А, не более	400
Габаритные размеры, мм:
высота	1900±10
ширина	1056±3
глубина	750±10
Масса, кг:
ШГС5805-49АЗУ1	255±15
ШГС5805.59ТЗУ1	265±15

Устройство обеспечивают:

1. Включение и отключение электродвигателя насосной установки.

2. Работу электродвигателя насосной установки в режимах "ручной" и "автоматической".

3. Работу в режиме "автоматический", при этом обеспечивается:

а) автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания;

б) автоматическое повторение включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин;

в) возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения;

г) возможность выбора режима работы с защитой от турбинного вращения двигателя и без защиты;

д) блокировка запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального с автоматическим самозапуском при восстановлении напряжения питания;

е) разновременность пуска установок. Которые подключены к одному фидеру, определенная установкой времени автоматического включения по п. 3а;

ж) автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от превышения температуры с выдержкой времени, определяемой временем появления сигнала на включение от термоманометрической системы и выдержкой времени по п. 3а (только для ШГС5805-49ТЗУ1);

з) автоматическое повторное включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени по п. 3а, при появлении от термоманометрической системы сигнала на включение при достижении средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному максимальному значению (только для Uir5805-49T3VI).

4. Управление установкой с диспетчерского пункта.

5. Управление установкой от программного устройства.

6. Управление установкой в зависимости от давления в трубопровод по сигналам контактного манометра.

Устройства обеспечивают функции защиты, сигнализации и измерения:

1. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напряжения 380В.

2. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы.

Время срабатывания защиты от значения перегрузки должно иметь обратнозависимую амперсекундную характеристику (уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку от 1 до 5 А).

3. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с. (установка срабатывания защиты должна иметь регулировку от 1 до 5А).

4. Защиту от снижения напряжения питающей сети (уставка срабатывания защиты должна быть менее 0,75 Uном).

5. Защиту от турбинного вращения погружногго электродвигателя при включении установки.

6. Возможность защиты от порыва нефтепровода по сигналам контактного манометра.

7. Запрещение включения установки после срабатывания защиты от перегрузки, кроме случая, указанного в п. 5.

8. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы "погружной электродвигатель - кабель" с установкой сопротивления 30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени.

9. Контроль тока электродвигателя в одной из фаз.

10. Возможность регистрации тока электродвигателя в одной из фаз самопишущим амперметром. Поставляемым по особому заказу (кроме ШГС5805-49ТЗУ1).

11. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения.

12. Наружную световую сигнализацию об аварийном отключении установки (кроме ШГС5805-49БЗХЛ3.1), при этом лампа в светильнике должна быть мощностью 40 или 60 Вт.

13. Отключение установки при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя (только для UirC5805-49T3VI).

14. Отключение электродвигателя при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению (только для ШГС5805-49ТЗУ1).

15. Индикатор текущего значения давления среды, окружающей электродвигатель (только для UirC5805-49T3VI).

16.Индикацию числа отключений установки по температуре и давлению (только для UirC5805-49T3VI). Устройства обеспечивают:

· Ручную деблокировку защит.

· Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки и недогрузки, от превышения и снижения направления сети (выбор рабочей зоны), а также (только для UirC5805-49T3VI) выбор (задание) рабочей зоны по давлению среды, окружающей электродвигатель.

· Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

17. Возможность настройки на месте эксплуатации защит от перегрузки, недогрузки и выбора рабочей зоны по напряжению питающей сети.

18. Отключение электродвигателя при снижении напряжения питающей сети ниже 0,75^ном.

19. Запрет включения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с нарушением порядка чередования фаз.

20. Запрет включения электродвигателя при турбинном вращении.

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

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

23. Подключение трехфазных токоприемников на напряжение 380В с током фазы до 60 А.

24. Подключение однофазных токоприемников на напряжение 220В с током фазы до 40 А.

Подстанции трансформаторные серии КТППНКС

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателя 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-6кВ 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 ГОСТх.

КТППНКС обеспечивает для каждого из четырех ЭЦН в кусте:

1. Включение и отключение электронасосной установки.

2. Работу электронасосной установки в режимах "ручной" и "автоматической".

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 повторение 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.

7. Возможность выбора режима работы ЭЦН с защитой от турбинного вращения двигателя и 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 отключение 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.

11. 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 220В.

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

14. Отключение электродвигателя ПЭД при перегрузке любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы по амперсекундной характеристик. 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 45с при изменении сигнала, характеризующего уменьшение загрузки ЭЦН на 15% от рабочей загрузки электродвигателя. Уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку изменения сигнала от 1 до 5А.

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 101% 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 уставкой сопротивления срабатывания 10 и30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени.

22. 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 380В с током фазы до 60А.

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

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

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 10кВ 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 10кВ (грозозащиту).

4. Управление обогревом.

5. Освещение коридора обслуживания.

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

7. Подключение четырех устройств управления электродвигателями станков-качалок.

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

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

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

Конструкция КТППНКС предусматривает:

- воздушный ввод на напряжение 6 или 10кВ; 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 расстояние (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 10є;

- полагаться изолированные контрольные жилы меньшего сечения.

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.

Таблица 4.7

КТППНКС	Суммарная мощность силовых трансформ аторов, 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 6550кг+100кг.

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

3. Габаритные размеры КТППНКС, мм:

с трансформатором 6150Ч5260Ч1600

без трансформатора 4450Ч2800Ч4600.

Кабель

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода. Обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

- в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

- в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

- муфта кабельного ввода круглого типа.

Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90єС.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэласто-пласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110єС.

Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, золированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160єС.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.



5. Специальная часть

5.1. Характеристика работы фонда скважин

Работа фонда на 1.07.2010 г. характеризуется увеличением действующего фонда скважин с 527 на 1.01.2009 до 577 на 1.01.2010 года и снижением к 1.01.10 года до 239. Одними из мероприятий по увеличению действующего фонда скважин в 2007 были переводы скважин с ШСНУ на УЭЦН и вывод скважин из консервации, бездействия. За 8 месяцев 2010 года скважины наоборот переводились в бездействующих фонд.

Добыча нефти по данному фонду за 2010 год составила 838043т. (73,7%) от добычи механизированным способом. Средний дебит одной скважины по УЭЦН СОСТАВИЛ - 9,1 т/сут., средняя обводненность - 87%.

В процессе эксплуатации скважин применялись следующие типы установок (рис. 5.1): УЭЦН-20, УЭЦН-30, УЭЦН-50, УЭЦН-80, УЭЦН-125,УЭЦН-160, УЭЦН-250.

Добыча нефти из скважин оборудованных УЭЦН преимущественно ведется установками Э-50, что составляет 17,7 % от действующего фонда, из них 42 скважина работают со среднесуточным дебитом более 8 тонн.

Распределение действующего фонда УЭЦН по динамическим уровням:

37% действующего фонда УЭЦН работает с НДИН в интервале 500-900м, 20% -в интервале 90-1100 метров. Из них в интервале 500-900м работает в количестве: 15 -УЭЦН-550; 11 - УЭЦН-80; 3 - УЭЦН-250, в интервале 900-1100 работает в количестве 8 - УЭЦН-50; 5 - УЭЦН-80; 4 - УЭЦН-125 и 3 - УЭЦН-160.



Рис.5.1. Фонд УЭЦН по типоразмерам

На 01.07.2010г. фонд скважин, работающих ниже рабочей зоны - 170скв.

ь Некорректная оценка потенциала (текущая наработка 30 суток и менее) - 10скв.

ь Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации - 116скв.

ь Износ насоса (текущая наработка 350 суток и более) - 44скв.

На 01.07.2010г. фонд скважин, работающих ниже рабочей зоны по причине некорректной оценки потенциала - 10скв.

ь После проведения ГРП - 3скв.

ь Базовый фонд - 6скв.

ь После проведения оптимизации - 1кв.

5.2. Динамика наработки по УЭЦН

Запланированный рост наработки подземного оборудования скважин, эксплуатируемых УЭЦН с 257 до 335 суток (рис. 5.1), почти достигнут благоджары реализации в течение года программы, предусмтривающей

- наряду с дальнейшим применением оборудования и материалов. Способных надежно работать в условиях высоких температур и газового фактора (таких как высокотемпературные масла для ПЭД, высокотемпературные высокомодульные пленочные изоляции, высокотемпературный кабель, в качестве удлинителя - кабель в свинцовой оболочке), кроме того

- апробацию и внедрение новой техники. Технологии и оборудования (ПРЭД, ЭЦН с промежуточными опорами, высоконапорные рабочие аппараты с двухопорной конструкцией, протектора - центраторы крепления кабеля, рабочие органы изготовленные методом порошковой металлургии ("Новомет"), обработка скважин углеводородными растворителями, контрольная инклинометрия), а также

- выполнение организационно-технических мероприятий, (предусматривающих ужесточение требований к входному контролю нового оборудования, введение в действие регламента взаимоотношений предприятий участвующих в процессе добычи нефти с помощью УЭЦН, строгое выполнение регламента проведения работ с УЭЦН)

Самая низкая наработка по прежнему наблюдается по Э-15 и составляет 221 суток. Низкая наработка связана с тем, что в этих установках снижен зазор между направляющими аппаратами и рабочими колесами, а также малое сечение проходных каналов рабочих колес, что уменьшает допустимые пределы содержания мех. Примесей и вызывает их засорение. Низкая наработка наблюдалась и по Э-160. Это связано с тем, что с 2006г. новые Э-160 не приобретались и не производилась закупка новых запчастей.

В целом по площадям УНП наблюдается увеличение межремонтного периода. Это связано с сокращением часто ремонтируемого фонда, уменьшением отказов в интервале от 0 до 120 суток на 9,4%, что и повлияло на увеличение наработки.

На рис. 5.2. приведена структура и динамика наработки на отказ фонда УЭЦН по видам ГТМ, где видно, что на наработку на отказ значительно влияют проводимые на месторождении ГТМ, в частности ГРП.

Наибольшая наработка, свыше 350 суток - насосы ЭЦН-80, ЭЦН-125, ЭЦН-200, ЭЦН-250, при этом данным типоразмерами УЭЦН оборудовано 34,9% скважин. Наработка на отказ других типоразмеров составляет ниже 300 суток, что в некоторой степени объясняется тем, что с 2004-2006 гг. данные типоразмеры насосов не приобретались.

Рис. 5.2 Структура и динамика наработки на отказ фонда УЭЦН по видам ГТМ за 2009 - 2010 гг.

5.3 Причины отказов по УЭЦН

За рассматриваемый период по Талинскому УНП по скважинам оборудованным УЭЦН было демонтировано 309 УЭЦН, из них:

Затянувшихся ремонтов - 10 (3,2%)

Повторных ремонтов - 11 (3,6%)

От 2 до 120 суток - 116 (37,6%)

От 121 до 360 суток и более - 172 (55,7%).

Анализ отказов по узлам приведены в табл. 5.1. и 5.2. Основными причинами отказов является снижение изоляции ПЭД - 62 (20,5%), оплавление и перегрев кабельной линии - 46 (14,4%), мех. повреждение кабеля - 38 (12,1%), отказ кабеля - 106 (34,6%), засорение и заклинивание ЭЦН мех. примесями - 55 (117,8%), отказ ЭЦН - 127 (5,5%). Структура отказов приведена на рис. 5.3.

На первое место выходят причины связанные с состоянием оборудования. Которое имеет большой износ и требует замены это НКТ и ЭЦН.

Для снижения отказов по заклиниванию ЭЦН при проведении ПРС было проведено 23 промывки забоя, а по скважинам содержащих соль проводится периодическая закачка реагента ПАВ-13А. за 2009 год было проведено 11 обработок. В связи с поздним поступлением ингибитора против солеотложения охват профилактическими закачками скважин составил 41,4%.

Помимо этого для достижения большей герметичности и снижения износа резьбовой части НКТ применялись специальная смазка Казанского химического завода.

Рис. 5.3 Структура отказов УЭЦН по узлам

Эксплуатация механизированных скважин осложнена следующими факторами. Снижающими ресурс глубинонасосного оборудования:

Ш Высокий газовый фактор

Ш Высокая температура перекачиваемой жидкости

Ш Содержание механических примесей в добываемой жидкости

Ш Солеотложения на подземном оборудовании

Ш Парафино-гидратообразование по НКТ

Ш Недостаточная компенсация отборов жидкости

Ш Нестабильное энергообеспечение

На рис. 5.4 приведена структура фонда в зависимости от факторов, осложняющих эксплуатацию

Рис.5.4 Структура фонда в зависимости от факторов, осложняющих эксплуатацию

Причины отказов УЭЦН с наработкой до 120 суток.

Основными причинами отказа подземного оборудования (из 110 отказов) с наработкой до 120 суток является:

Таблица 5.3

	Кол-во	% от
	Отказов	Кол.отк.
1. Мех. повреждения кабельной линии	14	12,7
2. Негерметичность НКТ	10	9,1
3. Отсутствие изоляции ПЭД	15	13,6
4. Снижение изоляции ПЭД	27	24,5
5. Заклинание УЭЦН мех. примесями.	5	4,5
6. Заклинание УЭЦН солеотложениями	6	5,5

По результатам расследования механическое повреждение кабельной линии чаще всего происходили при спуско-подъемных операциях, что указывает на нарушение технологической дисциплины со стороны бригад ПРС и КРС (сдавливание жил, повреждения брони, нарушение свинцовой оболочки).

Отложения солей на рабочих органах и корпусе насосной установки наблюдались на насосах с наработкой от 70 суток и более.

По результатам анализов хим. лаборатории проб отобранных из демонтированного оборудования можно сказать следующее: в мех. примесях из поднятых УЭЦН обнаружено: песок, галька, древесные волокна, цемент, а также соли.

Часто ремонтируемый фонд.

Часто ремонтируемый фонд по Талинскому УНП на 1.07.2010г. составил 19 скважин. Основной фонд (58%)ЧРФ - это скважины после ГРП (рис. 5.5).

Структура ЧРФ на 01.07.2010 г.

Рис. 5.5 Структура ЧРФ УЭЦН

За отчетный период 2 скважин переведены на ШГН. Проводились: обработка пласта и призабойной зоны химреагентами, контрольные измерения кривизны ствола скважины (гироскопия), периодическая обработка нестабильным бензином, промывка забоя скважины, периодическая ГО.

Скважины после ГРП.

Средняя наработка по УЭЦН в скважинах с ГРП составила в 2010 году 66,3 суток. По отсутствию подачи остановилось 3 УЭЦН, по заклиниванию 4 УЭЦН, по снижению сопротивления изоляции 4 УЭЦН.

При комиссионном расследовании причин отказа установок наблюдалось:

-вынос пропанта, засорение ЭЦН с заклиниванием;

-отсутствие подачи из-за наличия пробок в НКТ;

-заклинивание ЭЦН солеотложениями;

-сильный износ рабочих органов насоса.

Износ рабочих органов насоса и солеотложения наблюдались в интервале наработки от 60 суток и выше.

5.4 Мероприятия по повышению эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН

Высокий газовый фактор

ь Проведение расчетов установок ЭЦН по программе SubPUMP;

ь Внедрение газосепараторов-диспергаторов - эксптуатируется 116 штук, продолжить применение;

ь Внедрение УЭЦН "Schlumberger REDA" спущего 9 штук, из них с устройством AGH - эксплуатируется 4 установки, продолжить применение;

ь Внедрение УЭЦН "CENTRILIFT" спущено 3 установки;

ь Внедрено на подконтрольную эксплуатацию 2 компрессионно-деспергирующих ступени (КДС) в составе секций УЭЦН производства ООО "БОРЕЦ" Куст 512скв. 4893 средняя наработка на 3 отказа до внедрения - 96 суток, текущая наработка 143 суток. Куст 372б СКВ.8487 - средняя наработка за 3 отказа до внедрения - 57 суток, текущая наработка - 132 суток (на данных скважинах из-за недостаточного притока стабильный режими работы получить не удалось, а увеличение наработки произошло за счёт применения ВПЭД совместно с КДС);

ь Применение полнокомплектных УЭЦН с кожухом, эксплуатировалось 2 установки. Куст 519скв. 10018 средняя наработка за 3 отказа до внедрения - 63 суток. Наработка на отказ с кожухом 51 сутки, причина "снижения R", результат расследования перегрев УЭЦН и МКВ. Куст 372б СКВ.8487 - средняя наработка за 3 отказа до внедрения - 61 сутки, наработка на отказ с кожухом - 42 суток, причина снижение R", результат расследования перегрев ПЭД и ГЗ.

Высокая температура перекачиваемой жидкости:

ь Внедрение ПЭД термостойкого исполнения с синтетическим маслом производства ООО "БОРЕЦ" (5-й группы до 200град.) - эксплуатируется 23 ПЭД, продолжить применение;

ь Внедрение ПЭД термостойкого исполнения (3-й группы до 150град.) - оснащено 100% фонда, продолжить применение;

ь Внедрение вентильных ПЭД производства ООО "БОРЕЦ", на подконтрольную эксплуатацию - внедрено 17 ВПЕД, продолжить применение;

ь Использование вставок из освинцованного термостойкого кабеля в составе строительных длин кабельных линий - оснащено 100% фонда, продолжить применение с увеличением длины вставок;

ь Внедрение термо-манометрических систем ТМС, СПТ - внедрено 132 штук, продолжить применение.

Содержание механических примесей в добываемой жидкости:

ь Внедрение ЭЦН пакетной сборки производства ООО "БОРЕЦ" (5-й группы) - внедрение и эксплуатируется 12 установок, продолжить применение; внедрение ЭЦН износостойкого исполнения (3-й группы) - эксплуатируется 352 установки, продолжить применение; внедрение полнокомплетных УЭЦН (с опорной в гидрозащите) - эксплуатируется 31 установка, продолжить применение; Использование станций управления с ЧПС - эксплуатируется 24 станций (13 из них с наземным блоком СПТ) продолжить применение;

ь Использование штуцеров дискретных регулируемых ШДР-9М-продолжить применение;

ь Проведение промывок скважин горячим агентом (тех. вода, нефть) проведено 867 скважино-операций, продолжить применение: Производится опытно-промышленная эксплуатация 2 сепараторов мех. примесей ПСМ5-114 производства ЗАО "Новомет" Куст 348скв. 7917: средняя наработка за 3 последних отказа до внедрения - 185 суток, текущая наработка - 103 суток, среднее значение мех. примесей до внедрения 123,78 мг/л.. после внедрения - 6134 мг/л. Куст 324скв. 7234: наработка - 7 суток (спущен непосредственно после ГРП), Среднее значение мех. примесей во время работы - 75,34 мг/л. Остановлена по причине отсутствия Q (заключение комиссии: повышенная концентрация механических частиц при работе сепаратора привела к значительному износу выправляющего аппарата, гильзы и корпуса ПСМ114 (в этом месте корпус ПСМ114 дополнительно не защищен); Восстановление погружного сепаратора механических примесей ПСМ-114 не представляется возможным; Следов наличия механических примесей и проппанта в газосепараторе и секциях насоса не обнаружено).

Солеотложения на подземном оборудовании:

ь Проведение обработок ингибитором ХПС - 005 - произведена 36 ОПЗ, продолжить применение;

Обработка ингибитором солеотложений CAPTRON 75W - проведено - 17 скважино-операций;

ь Проведён ГРП по технологии ScaleFrac (Schlumberger) с применением ингибитора солеотложенийй L - 065 куст 370 скв.1745, наработка 105 суток остановлена в связи с недостаточным притоком (АПВ) - результат расследования: солеотложений не обнаружено.

Парафино-гидратообразование по НКТ:

ь Проведение скребкования лифтов НКТ подрядной организацией ООО "КАСКАД" - проведено 1077 скважино-операций, продолжить применение;

ь Использование кабеля нагревательного КНПБ 3Ч8 - внедрено 5 линий. Продолжить применение;

ь Использование "Лебёдок Сулейманова" оборудовано - 10 скважин.

Недостаточная компенсация отборов жидкости:

ь Выполнение дополнительной программы по интенсификации приемистости фонда скважин ППД;

ь Дополнительный перевод скважин из добывающего фонда в нагнетательный фонд, (факт 1-е полугодие - 4 скважины, план 2-е полугодие - 3 скважины) Производство опытно-промышленных работ ООО "НЕТЕК" на скважинах ЧРФ с недостаточным притоком, на СКВ. 10918 куст 609 работы выполняются.

Нестабильное энергообеспечение:

ь Производство ППР наземного оборудования УЭЦН (СУ ТМПН) и КТП.

5.5 Расчет и подбор оборудования для ЭЦН

При подборе установки выбирают таки типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах. Подбор установки для эксплуатации скважины производится графическим способом по "РУКОВОДСТВУ по подбору установки электроцентробежного" насоса.

Промысловые данные свидетельствуют, что напорные водяные характеристики снятые на скважине и на стенде не совпадают между собой.

Реальная характеристика проходит на 15-20% ниже паспортной. В "Руководстве…" для проведения расчетов построены напорные характеристики, проходящие на 20% ниже паспортных. Под напорной характеристикой подразумевается лишь ее рекомендуемая по техническим условиям часть.

Наиболее тяжелые условия работы установки наблюдаются при ее запуске, когда необходимо откачивать жидкость глушения при значительно ухудшенных фильтрационных характеристиках призабойной зоны пласта. По этой причине при подборе установки продуктивность скважины принимается в два раза меньше фактической.

Исходные данные:

Р заб. = 15,18 МПа

Р пл. = 20 МПа

К = 10,8 м3/сут.МПа

Н ф. = 2340 м.

воды = 1010 кг/м3

нети = 820 кг/м3

n в = 0,83 (долях)

Р пр.опт. = 3,5 МПа

Р тр. = 0,5 МПа

Ру = 2,0 МПа

Dв = 40,3 мм.

1. Определяем планируемый отбор по уравнению притока

2. Выбираем диаметр НКТ



3. Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения минимального необходимого давления на приеме насоса.

4. Выбор насоса

4.1 Определяем требуемое давление насоса, равное потерям давления в скважине

4.2 Определяем требуемый напор насоса

4.3 Определяем группу насоса

УЭЦН 5-50

4.4 Определяем тип насоса по напору и производительности

УЭЦН 5-50-1300

По производительности УЭЦН5-50

По напору выбираем из таблицы:



4.5 Число ступеней, которое нужно снять для получений необходимого напора

где Z - число ступеней по паспорту

Нн - напор, соответстующий характеристике насоса

4.6 Остальное оборудование выбираем согласно комплектности поставки

ПЭДУ 32 - 103 В 5 - двигатель КПБП 3Ч10

К 43.000 - 16 - 12 - кабальная линия

КПБК 3Ч16

ТМПН - 100/3 - трансформатор

ШГС 5805 - 49 АЗУ 1 - комплектное устройство

КТППН - 100/10 - компл. трансформаторная подстанция

4.7 В осложненных условиях (КВЧ = 500 мг/л) отечественные ЭЦН применять нельзя, т.к. его ПДК=100 мг/л. Поэтому требуется выбрать УЭЦН фирмы "ODI" у которой ПДК=2000 мг/л. Насос ЭЦН 5-50 соответствует по расходно-напорным характеристикам R-5. Для импорных УЭЦН дополнительное подземное и наземное оборудование (ПЭД, СУ, трансформаторы) поставляется согласно комплектации.

5. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки



6. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину.

1.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля

где h - толщина плоского кабеля

S - толщина метал. пояса, крепящего кабеля к агрегату

S = 1 мм

1.2 Основной размер агрегата с учетом НКТ и круглого кабеля

Dм. - диаметр муфты НКТ (мм)

dк - диаметр круглого кабеля (мм)

Выбранная насосная установка обеспечивает требуемый напор для преодоления гидростатического столба жидкости в НКТ, потерям напора на гидравлическое сопротивление жидкости в колонне НКТ, противодавления на устье.

Уровень жидкости в скважине над установкой ЭЦН составляет примерно 200 метров, что предотвратит выделение газа из продукции скважины в зоне размещения УЭЦН выше допустимых параметров (<25%).

Рекомендации:

Данную методику расчета можно использовать для практических расчетов оборудования УЭЦН для скважин месторождения.



6. Экономическая часть

6.1 Аннотация мероприятия

При работе скважин, оборудованных УЭЦН, постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны, свойства отбираемой жидкости.

При увеличении обводненности, снижается количество газа на приеме насоса, и, следовательно, можно повышать отбор жидкости, а для этого требуется сменить типоразмер насоса на больший.

При ухудшении коллекторских свойств пласта, снижается скорость фильтрации и. как следствие, уменьшается забойное давление и при этом идет увеличение газосодержания на входе в насос. Если не снизить количество газа на приеме насоса, то насос будет работать на износ, двигатель будет перегреваться, при дальнем увеличении подачи произойдет ее срыв.

Поэтому, для лучшей и более долгой работы УЭЦН требуется периодически проводить оптимизацию работы насоса.

В 2010 году добыто 4109 тыс.тонн нефти. Дополнительная добыча нефти в объеме 369 тыс. тонн получена за счет выполнения программы по оптимизации и интенсификации работы скважин.

В таблице 6.1 приведен анализ оптимизационных мероприятий, проведенных на Талинском месторождении за I-кв. 2010 года.

Из 25 оптимизированных скважин оборудованных УЭЦН была произведена смена установки на УЭЦН конусного типа.

Таблица 6.1

N0	N куста	N скв	МРН, сут	Дебит нефти до ремонта	Дебит нефти после ремонта	Эффект
1	137	6541	297	58	82	+
2	125	6439	73	17	34	+
3	119	1117	45	54	55	+
4	99	926	172	70	74	+
5	28	5687	54	49	50	+
6	44	222	1698	19	53	+
7	100	1028	128	45	69	+
8	599	857	382	49	69	+
9	30	5763	442	49	71	+
10	230	6886	67	72	101	+
11	36	746	46	104	96	-
12	32	5694	86	62	68	+
13	77	637	190	50	57	+
14	231	6890	9	81	85	+
15	231	6870	17	35	41	+
16	230	6868	179	28	57	+
17	82	260	248	29	30	+
18	36	746	46	103	106	+
19	113	6246	251	56	63	+
20	224	6792	775	25	29	+
21	25	5752	294	18	19	+
22	40	742	172	40	21	-
23	116	8359	276	7	12	+
24	204	6690	65	42	37	-
25	223	6738	127	45	27	-

Межремонтный период (МРП) дан до проведения оптимизации на скважинах. В настоящее время все скважины работают.

Из 25 оптимизированных скважин - 21 скв. (84%) работают с увеличением дебита нефти. Прирост дебита на 1 скважину в среднем составляет 22 тонн/сутки; 5 скважин (16%) работают со снижением дебита нефти после оптимизации. Средний прирост дебита нефти на 1 оптимизированную скважину составил 18 тонн/сутки. Можно сделать вывод, что коэффициент успешности проведения оптимизации - 84%.

6.2 Методика экономического обоснования оптимизации

Обобщающими показателями эффективности являются

1. Поток денежной наличности ПДН

2. Чистая текущая стоимость ЧТС

3. Срок окупаемости затрат Ток

4. Коэффициент отдачи капитала КОК

5. Внутренняя норма рентабельности ВНР

6. Чувственность проекта к риску

Методика расчета

1. Поток денежной наличности

ПДН = Выр - И - К - Н, 6.1.

где Выр - выручка от реализации;

И - текущие затраты;

К - капитальные затраты;

Н - налоги.

2. Выручка рассчитывается по формуле



Выр = Q · Ц, 6.2.

где Q - объем добычи;

Ц - цена предприятия без акциза и НДС.

3. Текущие затраты

И = Зрем + Упер, 6.3.

где Зрем - затраты по себестоимости;

Упер - амортизационные отчисления.

4. Капитальные затраты. Т.е. единовременные затраты на проведение научно-исследовательских работ. Приобретение оборудования, строительно-монтажные работы и т.д.

К = Книр + Коб + Кспр 6.4

5. В налогах учитывают: налог на имущество и налог на прибыль

Ним = Сост · 0,02, 6.5.

где Сост - остаточная соимость имущества;

Сост = ?К - ?Ам, 6.6.

где ?К - накопленные капитальные затраты;

?Ам - накопленная амортизация.

Нпр = Пр обл · 0,3, 6.7.



где Пр обл - прибыль облагаемая налогом.

Пр обл = Пр реал - Ним, 6.8.

где Пр реал - прибыль от реализации.

Пр реал = Выр - 3с/с = Выр - И - Ам 6.9.

Поток денежной наличности рассчитывается за весь период реализации мероприятия.

6. Накопленный ПДН (НПДН)

НПДН = ?ПДН t, 6.10.

где t - текущий год;

Т - период реализации мероприятия;

ПДН t - поток денежной наличности в t-ом году.

7. Для проведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования

А t = (1 + Енп)tp-t , 6.11.

где t - коэффициент дискантирования;

Енп - нормативный коэффициент приведения, равный эффективности отдачи капитала.

В условиях стабильности экономики

Епн = 0,1(10%), 6.12.



tp - расчетный год, t - текущий год.

8. Дисконтированный ПДН

ДПДН t = ПДН t · б t, 6.13.

9. Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС)

ЧТС = ?ДПДН t, 6.14.

После расчета необходимо графически изобразить динамику НПДН и ЧТС.

10. Коэффициент отдачи капитала

КОК = ЧТСпр/ЧТСинв, 6.15.

где ЧТСпр - ЧТС проекта, ЧТСинв - ЧТС инвестиций.

ЧТСинв = К1 · б1 + К2 · б2 + ... 6.16.

Коэффициент отдачи капитала показывает сколько дохода дает рубль инфестиции, вложенных в проект.

11. Для расчета внутренней нормы рентабельности используется следующая зависимость когда ЧТС = 0.

?ДПДНt = ?(ДПНt · (1+е)th-t) = 0 6.17.

ВНР - это такая норма дисконта е,

при которой ЧТС = 0

12. Анализ чувствительности проекта к риску.

ЧТС является функцией следующих факторов:

- от объема нефтеизвлечения;

- цены на нефть;

- текущих затрат;

- налоговой системы.

Каждый фактор подтвержден изменениям.

Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, например:

Q = (-30%; + 10%) К = (-30%; + 30%)

Цн = (-10%; + 10%) Н = (-10%; + 10%)

И = (-20%; + 20%)

После этого рассчитываются ЧТС при минимальном или максимальном значениях каждого фактора.

Полученные зависимости изображают н графике.

6.3 Расчет экономического обоснования оптимизации

Таблица 6.2 - Исходные данные по проекту за 2010 год

Объем внедрения, скв.	25
Цена на нефть, руб.	5150
Прирост добычи нефти на 1 скв., т/сут.	18
Стоимость ПРС, руб.	213000
Стоимость ЭЦН, руб.	350000
Цена 1 погонного метра НКТ, руб.	317,7
Цена 1 погонного местра КПБК, руб.	95
Увеличение глубины скв. L, м	500
Коэффициент эксплуатации Кэ	0,921
Себестоимость 1 тонны нефти, руб.	4550



Расчет:

1. Дополнительная добыча находится по формуле 6.1.

где n - количество скважин

q - прирост дебита

Кэ - коэф-т эксплуатации

2. Прирост выручки находится по формуле 6.2.

3. Затраты на ремонт скважин определяем по формуле 6.6.

4. Условно-переменные затраты определяются оп формуле 6.7.

5. Текущие затраты определяем по формуле 6.5.



6. Капитальные затраты определяем по формуле 6.3.

7. Стоимость основных средств

8. Амортизационные отчисления определяем по формуле 6.4.

9. Налог на имущество определяем по формуле 6.8.

10. Прирост прибыли от реализации определяется по формуле 6.9.

11. Прирост прибыли облагаемый налогом определяется по формуле 6.10.



12. Налог на прибыль определяем по формуле 6.11.

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.3.

13. Рассчитываем как по формуле 6.15.

Таблица 6.3 - ТЭП

Показатели	2007	2008	2009	2010
1. Прирост добычи, Q тонн	151274	151274	151274	151274
2. Прирост выручки, тыс.	47,65	47,65	47,65	47,65
3. Капитальные затраты, млн.руб.	3,86	0	0	0
4. Стоимость основных средств, млн.руб.	3,86	3,86	3,86	3,86
5. Остаточная стоимость, млн.руб.	3,86	2,89	2,01	1,93
6. Текущие затраты, млн.руб.	20,21	20,21	20,21	20,21
7. Налог на имущество, млн.руб.	0,08	0,06	0,04	0,04
8. Прирост прибыли от реализации, млн.руб.	27,36	27,38	27,40	27,40
9. Прирост облагаемый налогом, млн.руб.	27,287	27,325	27,361	27,364
10. Налог на прибыль, млн. руб.	8,186	8,198	8,208	8,209
11. ПДН млн.руб.	15,32	19,19	19,19	19,19
12. НПДН млн.руб.	15,32	34,51	53,70	72,89
13. Коэффициент дисконт.	0,9091	0,8264	0,7513	0,683
14. ДПДН млн.руб.	13,93	15,85	14,42	13,11
15. ЧТС млн.руб.	13,93	29,78	44,20	57,31

6.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определённую степень риска, связанную с природными и рыночными факторами (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности вариантов проекта.