Таблица 5.1

Основные параметра пласта, скважины и скважинной продукции

№п/п	Наименование параметра	Единица измерения	Символ	Значения
1	Пластовое давление, приведенное к верхнему ряду отверстий фильтра эксплуатационной колонны	МПА	Рпл	24,6
2	Температура продукции у верхних отверстий фильтра, практически равная температуре пласта	К	Тф	357
3	Геотермический градиент (средний) горных пород вскрытых скважиной	К/м	G	0,030
4	Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра	М	Нф	2435
5	Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью	Град		13
6	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН	М	Dэк	0,152
7	Коэффициент продуктивности скважины	м3(сут*Мпа)	К	21,2
8	Поправка на влияние попадания в призабойную зону пласта технологической жидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности	Безразмерная		0,5
9	Давление в выкидной линии скважины	Мпа	Рл	1,5
10	Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины)	м3/с	Qжсу	0,0015
11	Внутренний диаметр колонны НКТ	м	Dнкт	0,062
12	Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ	м	Кэ	15*10-6
13	Давление насыщения нефти попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре пласта	МПа	Рнас	11,8
14	Газовый фактор нефти	м3/ м3	Гн.нас	70
15	Плотность попутного газа при СУ	кг/ м3	гсу	1,2
16	Объемная доля азота в попутном газе	м3/ м3	Уа	0,025
17	Плотность нефти при СУ	кг/ м3	нсу	869
18	Плотность технологической жидкости для глушения скважины	кг/ м3	тж	1180
19	Объемная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ	м3/ м3	всу	0,30
20	Плотность попутной воды при СУ	кг/ м3	всу	1011
21	Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде	м3(м3* МПа)	г	0,15
22	Постоянные количества газа растворенного в нефти при ТПЛ	-	mг nг	18,197 0,394
23	Постоянные объемного коэффициента нефти при ТПЛ	-	mв nв	1,103 0,0199
24	Постоянные плотности насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти	-	m n	819,53 0,089
25	Постоянные вязкости насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти.	-	m n	0,054 0,199

1. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по уравнению (94) [5]:

Рзаб = Рпл - 86400* (МПа)

2. Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р(Lэк) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл, где Рл - давление в выкидной линии скважины, и кривую bг(Lэк) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений.

3. Разбиваем интервал давлений Рзаб - Рл на 6 ступеней, руководствуясь следующими рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность DР1 = Рзаб - Рнас, за DР₂, DР₃ и т.д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:

DР₁ = Рзаб - Рнас = 18,66 - 11,8 = 6,66;

DР₂ = 2,5; DР₃ = 1,0; DР₄ =0,75;DР₅ =0,5 и DР₆ =0,25.

4. Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению (95):

;

получаем значения в МПа:

Р_ср1=15,33; Р_ср2= 10,75; Р_ср3= 9,0; Р_ср4= 8,13; Р_ср5= 7,50; Р_ср6 = 7,13.

5. Вычисляем длины участков DL_i (i = 1,2…6) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления, по формуле (92) [5]. При расчете DL₁ учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому j_г = 0. Расчет DL₁ ведем в следующем порядке:

находим по формуле (12) [5] среднюю плотность нефти r_н1:

(кг/м³);

находим значение b_н1 по формуле (11):

вычисляем b_вж1 по (70):

вычисляем среднюю скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Q_г = 0, b_в = 1,

S=/4*D_эк² = 3,14 / 4 *0,152²=0,0181 (м²):

w_{см. 1} = 0,0015*[1,16*(1-0,30)+0,30] / 0,0181 = 0,097 (м/с);

вычисляем по (23) [5] значение первой критической скорости w_кр1 потока, учитывая, что D_г =D_эк =0,152 м:

(м/c);

определяем тип и структуру смеси. Так как b_вж1=0,270 < 0,5 и w_см1<w_кр1, согласно таблице 2 [1] смесь относится к типу Н/В и имеет капельную структуру;

находим в первом приближении длину участка эксплуатационной колонны DL₁, соответствующую перепаду давления DР₁ по (92), приняв приближенно j_в1= b_вж1,

j_н1= 1-b_вж1, r_в1 = r_всу = 1011 кг/м^3; j_н1= 1-b_вж1 = 1 - 0,270 = 0,73,

(м);

вычисляем расстояние по оси скважины от ее устья до середины первого участка по формуле (96) [5]:

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₁ по (63) [5]:

вычисляем по (33) [5] поверхностное натяжение s_нв между нефтью и попутной водой, определив предварительно значения s_вг по (34) и s_нг по (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К:

вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что r_в1 = r_всу и что, согласно (17), w _пр.н1=Q_жсу*(1-b_всу)/S:

вычисляем истинную долю воды в потоке по (29): j_в1 = 1- j_н1= 1- 0,397=0,603;

вычисляем по (92), пренебрегая членом с l_смi, значение DL₁ во втором приближении:

Переходим к расчету значения DL₂. Поскольку Р_ср2 = 10,75 < Р_нас, на участке DL₂ колонны в отличие от участка DL₁ течет газожидкостная смесь, поэтому j_г2 > 0 и значение его надо определить.

находим, как и при расчете DL₁, значения: r_н2= 663 кг/ м³; b_н2= 1,15; b_вж2 = 0,273;

вычисляем объемные расходы нефти и воды: Q_н2=0,0015* *(1-0,30)*1,15= = 0,00127 м³/с; Q_В2=0,03*0,0015 = 0,00047 м³/с - величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять b_в=1;

вычисляем средние значения приведенных скоростей нефти и воды:

w_Н2 =0,00127/0,0181=0,0705 (м/с); w_В2 =0,00047 / 0,0181 = 0,0261 (м/с);

вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую DР₂, положив r_н2= 663 кг/ м³; r_в2= 1011 кг/ м³; j_{г 2} = 0, j_н2 = j_н1 = 0,397, j_в2 = j_в1 = 0,603:

;

вычисляем расстояние L₂ от устья до середины второго участка колонны по (96):

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₂ по (63) [5]:

;

вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала по (57), (61), (59), (60) [5]:

По Р_пр2 и Т_пр2 выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения Р_пр2, Т_пр2, находим:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) - значение z₂:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение участка DL₂ по (79), положив К_с=0, К_фн=К_фв=1, приравняв 0 слагаемое с сомножителем a_г, поскольку b_всу Ј 0,65, и подставив вместо Г_н его выражение из (10):

вычисляем значение приведенной скорости газа:

w_пр.г2= 0,0000707/0,0181=0,004 м/с;

вычисляем скорость смеси по (17):

w_см = Sw_пр.ф = 0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;

находим значение первой критической скорости w_кр1:

(м/c);

определяем тип структуры смеси по таблице 2. Так как b_вж2 < 0,5 и w_см2 < w_кр1, смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет пузырьково - капельную структуру;

вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:

вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока по (39):

вычисляем истинную долю газа в смеси приняв в (36) s_жг = s_вг2,

m_ж = m_в2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

,

где s_вг = 0,068 и m_в= 0,0011,

тогда

вычисляем истинную долю нефти в жидкости трехфазного потока по (27), поскольку внутренней фазой из двух жидкостей является нефть:



находим долю воды в жидкой части потока по (29): j_в2 = 1- j_н2= 1- 0,443=0,557;

вычисляем истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке:

j_в = j_вж*(1-j_г) = 0,557*(1-0,013) = 0,550;

j_н = j_нж*(1-j_г) = 0,443*(1-0,013) = 0,437;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

0,013 + 0,437 + 0,550 = 1,000;

вычисляем значение плотности попутного газа при Рср₂, Т₂ по (56):

;

вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны по (92):

вычисляем объемную расходную долю попутного газа в потоке на участке 2 эксплуатационной колонны по (22):



Далее вычисляем значения DL₃…DL₆ и b_г3…b_г6 аналогично вычислению DL₂ и b_г2

Результаты расчетов кривых Р(Lэк) и bг(Lэк) представлены в приложении 1, в которой:

- давление в верхнем сечении i-го участка эксплуатационной колонны.;

- расстояние от устья до верхнего сечения i-го участка колонны по ее длине;

L_b=0 - расстояние от устья до середины участка, где b_г=0;

L_bi - расстояние от устья до середины i-го участка, где b_г>0.

По значениям Р_i, L_pi из приложения 1 строим зависимость Р(Lэк) - линия 1 на рисунке 1, а по значениям b_гi, L_b=0 и L_pi строим зависимость bг(Lэк) - линия 2 на том же рисунке.

Задаемся значением объемного расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,15…0,25, т.к. _всу < 0,5 и определяем по кривой 2 рисунка 1 расстояние L_н от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой 1 - давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Пусть _гвх = 0,15. Тогда L_н = 1050 м и Р_вх = 5,5 МПа.

Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Р_вх = 5,5 МПа:

6. Проверяем, выполняется ли неравенство (93) то есть условие бескавитационной работы насоса. Для этого вычисляем по (93) значение (_гвх)_н, поскольку _ввх< 0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н:

сопоставляем найденное значение с _гвх = 0,277. Так как (_гвх)_н > _гвх, приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.

7. Вычисляем по (74) значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине L_н = 1050 м, принимая Кс=0. Так как _ввх<0,5, берем w_др.г= 0,02 м/с.

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно таблице в п.4.7 [1, стр.28], будет D_сн=0,103 м.

Вычисляем значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

Вычисляем значение К_ск:

К_с = К_ск = 0,186.

8. Вычисляем по (75) [5] действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ,

приняв К_фн = К_фв = 1:

методом последовательной итерации находим Р_д.нас=10,562 с погрешностью 10^-5

9. Рассчитываем методом сверху низ кривую Р(L_нкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (L_нкт= 0) до глубины L_н=1050 м, найденной в п. 3.4.

10. Расчет Р(L_нкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(L_эк) и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе уравнения (92), но с учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.

11. Разбиваем перепад давлений Р_д.нас - Р_у = 10,562 - 1,5 = 9,62 МПа на 4 ступени: Р₁ = 1,9; Р₂ = 2,1; Р₃ =2,3; Р₄ =2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Р_ср1=2,45; Р_ср2= 4,45; Р_ср3= 6,65; Р_ср4= 9,05. Вычисляем значения _н1 по (12), b_н1 по (11) и _вж1 по (70) для 1-го участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:

,

- вычисляем средние значения объемных расходов и приведенных скоростей нефти и воды для 1-го участка НКТ:

Q_н2=0,0015*(1-0,30)*1,12 = 0,00118 м³/с; Q_В2=0,3*0,0015 = 0,00045м³/с

w_Н2 =0,00114 / 0,003018 =0,377 (м/с); w_В2 =0,00045/ 0,003018 =0,0149

(м/с);

- вычисляем приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду Р₁, положив _н1 =757 кг/м³; _в1=1011 кг/м³, _вж1=0,276, b_н1 = 1-_вж1 = 1-0,276 = 0,724; w_г1 = 0, w_см1 = 0, то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием _вж1=0,276. Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем:

вычисляем расстояние от устья до середины участка L₁:

Определяем приращение температуры потока продукции за счет нагрева ее теплом двигателя и насоса по (67). Для этого предварительно оцениваем значения входящих в (67) величин Н, С_ср, _д, _н, а также _вжн и _жн, используемых при вычислении Н.

Находим приближенно водосодержание в насосе по (70) при b_н = b_н.нас:

Вычисляем приближенно напор насоса при работе его в скважине по (68):

вычисляем приближенно среднюю теплоемкость жидкости в насосе по (71):

,

где С_н -средняя теплоемкость нефти, равная 2000 Дж/(кг*К), С_всу - средняя теплоемкость пластовой воды, равная 4380 Дж/(кг*К).

Значение _д принимают равным номинальному КПД двигателя, который должен быть спущен в скважину вместе с насосом (двигатели диаметром 117 мм, комплектуемые с насосами группы 5А, имеют _д= 0,81.

Для оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближенно величине:

Q_жн =130*(1,103*12^0,0199*(1-0,27)+1*0,27) = 145,1 м³/сут.

Из справочника [2] находим ближайшую по подаче установку группы 5А - ЭЦН5А - 250 с КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе, являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре пласта по (13):

Па*с

Но поскольку температура продукции в насосе ниже Т_пл и равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:

вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рисунок 4, стр.22] Вязкость нефти в насосе при Т = 318,75 К будет: _нн 0,052 Па*с.

Так как _вжн=0,270 <0,5, то значение кажущейся вязкости определяем по (40):

Па*с

Находим по (73) значение параметра В_, учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса:

Так как В < 47950, КПД насоса при работе в скважине, согласно (72), будет:



Теперь по (67) находим:

Вычисляем по (65) температуру потока в НКТ на середине 1-го участка, то есть на глубине L₁ = 120,3 м:

Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине L_нкт1=120,3 м, аналогично как в п.1.2.3 [5]:

Находим z_у по соответствующей формуле из (50) по Р_пр1 и Т_пр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

,

а по (58) - значение z₂:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны НКТ по (79) без слагаемого с сомножителем _г (поскольку _всу< 0,65), положив К_кф=К_фв=1, К_с=0,186, Р_вх=5,5 МПа:

Вычисляем значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ:

w_пр.г1= 0,0011 / 0,003018 =0,368 (м/с);

w_пр.ж1= 0,391 + 0,2290,149 = 0,540 (м/с);

w_см1 = 0,368 + 0,540 = 0,909 (м/с);

Вычисляем значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка:

Определяем по приложению 2 тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-го участка НКТ. Так как _вж1< 0,5, w_см1 > w_кр2, Р_ср1> 0,7МПа, смесь относится к типу (В+Г)/Н и имеет эмульсионно-пузырьковую структуру. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами ГЖС

Вычисляем по (13) значение вязкости нефти при Р_ср1=2,45 МПа и Т_пл=357К:

Пересчитываем это значение на Т₁=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рисунок 4, стр.22]. Так как снижение температуры нефти Т₁ = 357-295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будет _н1 = 0,068 Па*с.

Вычисляем значение параметра А по (42) и (25):

,

где , тогда

Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС по (41) т.к. А > 1:

Вычисляем истинное газосодержание _г1 по (36):

Вычисляем истинную долю в жидкой части ГЖС на 1-ом участке колонны НКТ по (30) [5], поскольку внешней фазой потока является нефть:

Находим долю нефти в жидкости по (32): _нж1 = 1 - 0,266 = 0,734.

Вычисляем истинное водосодержание по (43) и нефтесодержание по (44) в ГЖС на участке 1:

_в = _вж*(1-_г) = 0,266*(1-0,361) = 0,170;

_н = _нж*(1-_г) = 0,734*(1-0,361) = 0,469;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

0,361 + 0,170 + 0,469 = 1,000.

Вычисляем значение плотности попутного газа при Р_ср1=2,45 МПа и Т₁=295,1 К по (56)

Оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ, принимая ее равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении, то есть _гжс1=_ж1=0,227 (Па*с).

Вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):

Определяем значение _см1 по (49), поскольку полученное значение Re_см1 меньше 2000:

Вычисляем значение L₁ по (92):

12. Рассчитываем значения L₂L₄ колонны НКТ аналогично расчету L₁ и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения НКТ, в котором давление равно Р_д.нас. Эта длина оказывается 680,5 м.

13. Определяем длину участка L₅ колонны НКТ от сечения, где давление равно Р_д.нас, до глубины спуска насоса L_н = 1050 м. L₅ = 1050 - 680,5 = 369,5 м.

14. Вычисляем перепад давления на длине L₅ НКТ, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа, _г5 = 0, что можно принять: b_н5 = b_н.нас, _н5 = _н.нас и что вязкость нефти _н5 отличается от вязкости _нпл при Т_пл. Расчет выполняем аналогично расчету участка L₁ эксплуатационной колонны.

Результаты расчетов кривой Р(L_нкт) представлены в приложении 2, в которой L_i - расстояние по оси скважины от устья до нижнего сечения i-го участка НКТ; Р_i - давление в этом сечении.

15. Строим кривую Р(L_нкт) - линия 3 на рисунка 1 по значениям Р_i, L_i таблицы 3 и экстраполируем ее в область L > L_н = 1050 м в расчете на возможность спуска насоса в процессе дальнейшего подбора УЭЦН к скважине на глубину, большую 1050 м.

16. Определяем давление в НКТ на выходе из насоса по кривой 3 рисунка 1 и давление Р_с, которое требуется для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Р_вых = 13,43, тогда Р_с = Р_вых - Р_вх = 13,43 - 5,5 = 7,93 МПа.

17. Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64):

18 Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая К_фн = 0,9; К_фв = 0,1; Р_д.нас = 10,562 МПа:

19. Вычисляем по (89) среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А,В и z_cр в насосе:

,

Значение z_cр определяем по (58) при Т_ср.н= 299,07 и Р_вх = 5,5 МПа и _у.отн = 0,996.

Находим z_у по соответствующей формуле из (50) по Р_пр1 и Т_пр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) - значение z₂:

Подставив значения А, В и z_ср, в (89) получаем:

20. Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85):

Q_ср = 0,00188 + 0,000028 = 0,0019 (м³/с).

21. Вычисляем массовый расход через насос по (76):

22. Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):

23. Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом Q_жсу = 0,0015 м³/с по (91):

24. Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

25. Определяем кажущуюся вязкость жидкости и ГЖС в насосе при Т_ср.н=299,07 К.

Поскольку вязкость нефти, являющейся внешней фазой продукции в насосе, Т_пл=357 К равна 0,0329 Па*с (согласно п.1.9.1), то при Т_ср.н=299,07 К, пользуясь графиком Льюиса и Сквайрса, находим _нн 0,067 Па*с. Кажущаяся вязкость жидкой части так же как и ГЖС в насосе, будет:

(Па*с);

26. Вычисляем значение коэффициента К_Q для учета влияния вязкости на подачу по формуле (97):

и напор по формуле (98):

27. Вычисляем значения подачи и напора, которые должны иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был 0,0019 м³/с, а напор 972 м:

,

,

28. Выбираем по Q_в, Н_вс, D_эк и каталогу [3] типоразмер УЭЦН (шифр установки), насос который удовлетворял бы условия (2), (3) [1]. Такой установкой является УЭЦН5А-250-1700 (оптимальная подача насоса 250 м³/сут, номинальный напор 1700 м), так как

и

Н_вс = 1270,5 1460 - 133,5 =1326,5,

где 133,5 = Н - величина, на которую необходимо переместить по вертикали сверху вниз параллельно самой себе паспортную кривую Н - Q насоса, чтобы получить вероятную напорно-расходную характеристику работы на воде (4).

В комплект выбранной установки, кроме насоса, входят электродвигатель ПЭД90- 117АВ5 номинальной мощностью 90 кВт и допустимой температурой охлаждающей жидкости 70 ⁰С, кабель КПБК 3х16, трансформатор ТМПН-160/3-73У1 и станция управления ШГС5804-49АЗУ1.

29. Определяем вероятное значение КПД насоса при работе на воде с подачей 245,1 м³/сут:

30. Находим КПД выбранного насоса при работе в скважине.

Предварительно оцениваем значение коэффициента К, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на КПД насоса, по формуле:

Так как согласно (73):

то

Поэтому КПД насоса, работающего в скважине, будет:

_н.см = 0,385 * 0,544 = 0,209;

31. Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции, по формуле (99):

где N_гс - мощность, потребляемая газосепаратором т.к. его в УЭЦН нет, то надо принять N_гс = 0.

32. Сопоставляем значение N_н из п.1.25 со значением номинальной мощности штатного двигателя N_дш установки, выбранной в п.1.22. Если N_дш > N_н и разность N= N_дш - N_н не больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом, оставляем штатный. В противном случае берем такой ближайший типоразмер ПЭД, номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3N_н, где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН:

N = N_дш - N_н = 90 - 65,5 = 24,5 (кВт).

33. Определяем по табл. 6 [1 стр.58] минимально допустимую скорость w_охл (м/с) потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем по формуле (100):

Q_охл - минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м³/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно табл.6 [1 стр.58] для ПЭД90 -117АВ5 w_охл = 0,75 м/с.

34. Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после ее промывки или глушения технологической жидкостью) по формуле (101):

,

где Н_погр - минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м (по рекомендации [1. стр59] принимаем = 100 м). Р_мтр - давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины, которое можно принять равным давлению Р_л в выкидной линии скважины, увеличенному на 0,1 МПа, т.е.

Р_мтр Р_л + 0,1 = 1,5 + 0,1 = 1,6 МПа;

К - коэффициент продуктивности скважины м³/(сут.МПа);

- поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины.

Н_у.осв - расстояние в м (по вертикали) от устья скважины до уровня жидкости в ней в период освоения, определяемое по формуле (102):

тогда

35. Сопоставляем значения предварительно принятой в п.1.4 глубины спуска L_н насоса и длины L_осв из п.1.28. т.к. L_н / L_осв = 1050 / 1991,3 = 0,52 < 1, то необходимо увеличить глубину спуска насоса до L_н = (1+0,02)* L_осв = 1991,3 - 2031,1. Выбираем L_н = 2000 м.

(L_н / L_осв = 2000 / 1991,3 = 1,004 > 1).

36. Вычисляем напор, который должен располагать подбираемый к скважине насос в период ее освоения при работе с дебитом Q_охл из п.1.27 по формуле (103):

где Н_сопр - потеря напора в м на преодоление трения и местных сопротивлений на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины, определяемые по формуле:

,

где

где _тж = 0,0015 Па*с - вязкость технологической жидкости.

Подставляя соответствующие величины в (103), получаем:

37 Определяем по паспортной характеристике насоса его напор Н_Qохл при подаче Q_охл и проверяем, выполняется ли условие (104):

где Н - поправка к паспортному напору из п.38.

По паспортной характеристике насоса ЭЦН5А-250-1700 находим Н_Qохл =1950 м, при Q_охл = 172,4 м³/сут.

Подставив соответствующие значения в (104), получаем:

то есть типоразмер насоса, выбранный в п.28 удовлетворяет неравенству (104).

38. Определяем для новой глубины спуска насоса L_н из п.35 новые значения:

Р_вх и _гвх по L_осв и кривым 1 и 2 рисунка 1;

_ввх, как п.4;

_гвх, как в п.5;

К_с, как в п.6;

Р_д.нас, как в п.7; рассчитываем и строим новую кривую Р(L_нкт), как в п.8;

находим Р_вых и Р_с, как в п.9;

Т_н.ср., как в п.10, но с учетом уточненного _н.ср из п.15;

Q_жср, как в п.11;

Q_г.ср, как в п.12;

Q_ср, как п.13; m, как в п.17;

_см, как в п.18

Выполнив соответствующие операции, находим:

Р_вх = 14,3 МПа;

_ввх = 0,269;

_гвх = 0,324;

К_с = 0,197;

Р_д.нас = 12,2 МПа;

Р_вых = 22 МПа;

Р_с = 7,7 МПа;

Т_н.ср. = 327,7 К;

_н.ср = 849,2 кг/м³;

H_С =1110,3 м;

Q_жср = 0,0020 м³/с;

Q_г.ср = 0,000043 м³/с;

Q_ср = 0,002043 м³/с;

m = 1,438;

_см = 0,0376 Па*с.

39. Уточняем значения подачи Q_в и напора Н_вс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значению Q_ср и Н_с из п.26. Для этого:

39.1 Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса по табл.6* [1 стр.62].

Для насоса ЭЦН5А - 250 - 1700 n_S = 167.

39.2 Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле (105):

,

где - подача насоса (м³/с) в оптимальном режим работы на воде по паспортной характеристике;

Подставив соответствующие величины, получаем:

39.3 Определяем относительную подачу насоса , где Q_в берем из п.27., а с паспортной характеристик насоса.

39.4 Вычисляем значение К_H-Q для найденных выше Re_ц и по формулам (106) и (107):

Из полученных двух значений берем наименьшее, а именно К_H-Q = 0,909.

39.5 Определяем уточненное значение подачи Q_в и напора Н_вс при работе насоса на воде, соответствующее Q_ср:

39.6 Проверяем, удовлетворяют ли найденные в п.3.33.5. значения Q_в и Н_вс неравенствам (2) и (3):

; 1222 1700 - 162 = 1538.

Так как упомянутые неравенства удовлетворяются, переходим к п.40

40. Вычисляем значения коэффициента К для найденных выше Re_ц и по формулам (108) и (109):

и берем наименьшее: К = 0,618.

41. Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступений при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Q_жсу, то есть при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Q_ср из п.38 и давлением, достаточным для работы системы скважина - УЭЦН на этом режиме, (МПа), по формуле:

,

где Н_вн = 1700 - 162 = 1538 м; Н_вс = 1222 м.

42. Вычисляем значение отношения , Р_с из п.38.:

Т.к. 0,163>0,05, давление, которое насос способен развивать при работе со среднеинтегральной подачей 193,5 м³/сут в скважине, намного превышает требуемое, благодаря чему действительный дебит жидкости из скважины, если не принять необходимых мер, может оказаться существенно больше заданного.

43. Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины подобранным выше насосом до значения Q_ЖСУ:

1) уменьшение числа ступеней в насосе,

2) установку в начале выкидной линии скважины устьевого штуцера.

44. Принимаем решение использовать первый способ. Определяем число ступеней по формуле,

которое надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал равным напору, требуемому скважиной.

Z_Н - номинальное число ступеней в насосе. (Z_Н = 300).

Примечание: При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней, необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подаче Q_ОХЛ = 172,4 м³/сут, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенству после подстановки в него вместо H_QОХЛ - H величины:

где H_QОХЛ - напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при Q_ОХЛ = 172,4 м³/сут;

H - разница между паспортным и вероятными напорами насоса при номинальном числе ступеней Z_Н = 300;

Z_Н - номинальное число ступеней в насосе.

Подставив соответствующие величины, получаем:

Подставляя H^/_QОХЛ, находим:

то есть неравенство удовлетворяется.

45. Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме системы скважина - УЭЦН для проверки соответствия выбранного в п.28. или п.32 погружного электродвигателя уточненным значениям потребляемой насосом мощности.

45.1 Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина - УЭЦН в установившемся режиме по формуле (113):

,

где _н - КПД насоса при работе с подачей Q_в из п.1.33.5 по вероятной водяной характеристике, определяемый по формуле (114):

45.2 Сопоставляем значение N_н из п.3.40.1. со значением номинальной мощности штатного двигателя N_дш:

Таким образом, штатный двигатель ПЭДС - 90-117АВ5, может быть использован для привода насоса 5А - ЭЦН5А - 250.

5.2 Подбор УЭЦН на ЭВМ, направленный на оптимизацию работы УЭЦН на исследуемом объекте

Расчеты были проведены с использованием программы подбора оборудования -- «Насос». Проведение расчетов заключалось в нахождении оптимального варианта компоновки УЭЦН для 4 характерных скважин, определения необходимых технологических показателей работы выбранных насосов, таких как: типоразмер насоса, глубина спуска, давление на приеме и на выходе из насоса и др.

Проведенные расчеты показали, что все подбираемые насосы, обеспечивающие заданный среднесуточный дебит жидкости, характеризуются большими величинами буферного давления, причем с течением времени оно возрастает. Это обстоятельство объясняется тем, что насосы, обеспечивающие заданный дебит, обладают высокими (для нашего случая) напорами. В целях корректировки и, соответственно, уменьшения напора, на выкидных линиях скважин необходимо установить штуцера.

Помимо установки штуцеров или уменьшения напора насосов за счет изменения числа ступеней, нормализация буферного давления возможна в том случае, если известен максимальный дебит скважины. Эта задача решается следующим образом: определяется величина забойного давления с тем расчетом, чтобы буферное давление было максимально приближено к устьевому давлению (здесь устьевое давление - 0,95 МПа). С другой стороны, для бесперебойной работы скважин необходимо обеспечить достаточное погружение насоса под динамический уровень (по опытным данным это 250-300 м).

В обводненной скважине при эксплуатации возможны следующие условия: вся вода, поступающая из пласта с продукцией, выносится на дневную поверхность и не накапливается в интервале «забой-прием»; поступающая из пласта с нефтью вода частично выносится на дневную поверхность, и частично накапливается в интервале «забой-прием».

Поэтому в этих условиях для малообводненных скважин проверяется возможность накопления воды в интервале «забой-прием» в процессе эксплуатации скважины.

Условия полного выноса накопленной в интервале «забой-прием» воды, поступающей с продукцией из пласта, следующие:

Re_н>Re_нпр=1600

или

Re_н<Re_нпр=1600 и

Н_сп>H^`_сп=L_cD²_эк/(D²_эк+d²_вн);

где Re_н - приведенное число Рейнольдса по нефти;

Re_нпр - предельное приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода, поступающая из пласта, выносится с интервала «забой-прием» (накопление воды в этом интервале при эксплуатации скважины не происходит);

Н_сп -- глубина спуска подъемника или насоса, м;

D_эк -- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_вн -- внутренний диаметр НКТ,м.

Приведенное число Рейнольдса по нефти:

Re_н=1,274 Q_нд b_н / (86400 D_эк м_н / с_н),

где Q_нд-дебит скважины по дегазированной нефти, м³/сут;

b_н -- объемный коэффициент нефти,

м_н -- вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с,

с_н -- плотность нефти в пластовых условиях кг/м³;

Для каждого из насосов рассматривались возможные глубины их спуска и технологические параметры при работе на этих глубинах.

Анализ полученных результатов показывает, что буферное давление при увеличении глубины подвески сначала возрастает, а затем уменьшается (возрастание и уменьшение всего несколько сотых). Такой показатель как к.п.д. растет с увеличением глубины подвески, также ведет себя и потребляемая мощность. Газосодержание на приеме насоса снижается с ростом глубины, причем при подвеске насоса в интервале 1700-2000 м, свободного газа на приеме насоса нет вообще.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Методика обоснования экономической эффективности проведения мероприятия по замене насоса УЭЦН

Обобщающими показателями эффективности являются: поток денежной наличности (ПДН), чистая текущая стоимость (ЧТС), чувствительность проекта к риску.

Поток денежной наличности находится по формуле:

ПДН = В - И - К - Н, (1)

где В - выручка от реализации;

И - текущие затраты;

К - капитальные затраты;

Н - налоги.

Выручка рассчитывается по формуле:

В = ?Q ? Ц, (2)

где Ц - цена предприятия без акциза и НДС;

?Q -дополнительная добыча,

?Q = n · ?q · Т_р · К_э (3)

где n - число скважин;

?q - прирост дебита нефти на 1 скважину в сутки;

К_э - коэффициент эксплуатации.

Текущие затраты:



И = З с/с - А(м), (4)

где З с/с - затраты по себестоимости,

А (м) - амортизационные отчисления.

Капитальные затраты, т.е. единовременные затраты на проведение научно-исследовательских работ, приобретение оборудования, строительно-монтажные работы и т.д. определяются из формулы:

К = К_прс + К_об + К_тр, (5)

В налогах учитывают: налоги на имущество и налог на прибыль:

С_н.им

Н им = Сост ? ₁₀₀ (6)

где Сост - остаточная стоимость имущества;

С_н.им - ставка налога на имущество,

Сост. = ?К - ?Ам, (7)

где ?К - накопленные капитальные затраты;

? Ам - накопленная амортизация.

Н пр. = П р.обл С_н.пр (8)

где П р.обл - облагаемая прибыль;

С_н.пр - ставка налога на прибыль,

П р.обл = П р.реал. - Н им. (9)

П р.реал. = В - З с/с = В - И - А м (10)

Поток денежной наличности рассчитывается за весь период реализации мероприятия. Накопленный ПДН (НПДН):

НПДН = ? ПДН_t, (11)

t=1

где: t - текущий год,

Т - период реализации мероприятия,

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

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования:

б_t = (1+E_нп)^tp-t, (12)

где: б _t - коэффициент дисконтирования,

Е_нп - нормативный коэффициент приведения, равный эффективности отдачи капитала; в условиях стабильной экономики Е_нп = 0,1 (10%).

t _р - расчетный год,

t - текущий год.

Дисконтированный поток денежной наличности:

ДПДН_t = НДН_t ·б_t, (13)

Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС):

_Т

ЧТС = ?ДПДН_t, (14)

t=1



Анализ чувствительности проекта к риску. ЧТС является функцией следующих факторов: от объема нефтеизвлечения, цены на нефть, текущих и капитальных затрат, налоговой системы; каждый фактор подвержен изменениям.

Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, например:

Q = [-10%;20%];

С_н=[-20%;20%] Н = [-15%;30%];

И = [-10%;15%]

После этого рассчитывают ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные зависимости изображают графически.

6.2 Расчет капитальных затрат на проведение мероприятия

Вид работ: смена и заглубление УЭЦН

Таблица 6.2.1

Типовой наряд-задание на подземный ремонт скважин

№ п/п	Наименование работ	ед. изм.	кол-во	нормативное время (мин)
1.	Подъем УЭЦН на НКТ 89мм	шт.	150	378
2.	Демонтаж/монтаж УЭЦН	раз	1	257
3.	Спуск УЭЦН на НКТ 89мм	шт.	150	355
4.	Непредвиденные работы	%	12	60
5.	Всего нормативного времени	мин	558	--

Материальные затраты рассчитываем от стоимости основных средств, которые составляют 5% от стоимости основных средств. Таким образом, при стоимости ЭЦН 650 тыс. руб. материальные затраты будут:

З_м = С_эцн·n·0,05, (15)



где С_эцн - стоимость УЭЦН;

n - количество замененных УЭЦН.

З_м = 650000·2·0,05 = 65000 тыс. руб.

Таблица 6.2.2

Транспортные затраты

№ п/п	Наименование техники	ед. изм.	стоимость машиночаса	время работ	сумма
1.	АзинМАШ - 37А	руб.	101,9	72	7336,8
2.	ДТ-130	руб.	62	4	248
3.	ППУ-1200/2000М	руб.	82,1	8	656,8
4.	?	руб.	246	-	8241,6

Таким образом, оплата труда при сложности работ 5,5 составит:

И_зп=((Т_ср·t·К_допл)+П·К_над)·n·Н_соц, (16)

где

Т_ср== - тарифная ставка; (17)

И_зп - издержки на оплату труда; t - время работ; К_доп - коэффициент доплаты; П - премия; К_над - коэффициент надбавок; n - количество рабочих.

Затраты на оплату труда увеличатся на сумму социальных налогов (Н_соц), процент которого в НГДУ составляет - 37,3%.

И_зп = ((9,7·9,3·1,8) + 1,2·2,2)·3·37,3 = 18468 руб.

Накладные расходы рассчитываются в размере 190% от ФЗП

И_н = 18468·190% = 35089,2. (18)

Тогда капитальные затраты будут:

КЗ = 8241,6 + 65000 + 35089,2 + 18468 = 126798,8 руб. (19)

Текущие затраты по данному мероприятию складываются из затрат условно-постоянных, и затрат условно - переменных.

И_пер = 195 руб.

И_пос = (100 - 65)·195/65=105 руб. (20)

6.3 Расчет экономической эффективности проведения мероприятия по замене насоса УЭЦН

B 2000 году было проведено 4 замены насоса. Стоимость проведения одного мероприятия составила 1267989 р. Цена одной тонны нефти в 2000 г. составляла 900 руб.

Условно-переменные затраты составляли 195 руб.

Коэффициент эксплуатации К_э = 0,877.

На Мало-Балыкском месторождении дополнительная добыча нефти от проведения мероприятия составила ?Q=27,8 т/сут.

Таблица 6.3.1

Данные по расчету экономической эффективности замены УЭЦН

Показатели	Ед.изм.	2000	2001	2002
количество скважин	шт.	4	4	4
прирост добычи	тонн	8890	8001	7681
цена 1т. нефти.	руб.	900	900	900
С 1 мероприятия	руб.	126798	126798	126798
Затраты	руб.	2667000	2400300	2304300
Выручка	руб.	8001000	7200900	6912900
НДС	руб.	1333500	1200150	1152150
Прибыль	руб.	4000500	3600450	3456450
Налог с прибыли	руб.	1200150	1080135	829548
ПДН	руб.	1466850	1320165	1474752
НПДН	руб.	1466850	2787015	4261767
Кдис		1	0,9091	0,826
ДПДН	руб.	1466850	2533675	3520220
ЧТС	руб.	1466850	4000525	7520745

В таблице 6.3.1 приведены расчеты на 2000-2002 годы с учетом падения прироста добычи в 2001 году на 10%, а в 2002 году на 4%. По данным таблицы 6.3.1 строим график динамики ЧТС и НПДН (рисунок 6.3.1)

Рисунок 6.3.1 - Графики профилей НПДН и ЧТС

6.4 Анализ чувствительности проекта

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов:

Q = [-10%;20%]; С_н = [-20%;20%] Н = [-15%;30%]; И = [-10%;15%].

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные значения сводим в таблицы (6.4.1 - 6.4.4)

Таблица 6.4.1

Расчет экономической эффективности при уменьшении добычи на 10%, и увеличении на 20%.

Параметр риска	Q	20%	-10%	20%	-10%	20%	-10%
Показатели	Ед. изм.	2000	2000	2001	2001	2002	2002
количество скважин	шт.	4	4	4	4	4	4
прирост добычи	тонн	9217,2	6912,9	11060	6221,6	13272,5	5599,5
цена 1т. нефти.	руб.	900	900	900	900	900	900
С 1 мероприятия	руб.	126798	126798	126798	126798	126798	126798
Затраты	руб.	2765160	2073870	3318000	1866480	3981750	1679850
Выручка	руб.	8295480	6221610	9954000	5599440	11945250	5039550
НДС	руб.	1382580	1036935	1659000	933240	1990875	839925
Прибыль	руб.	4147740	3110805	4977000	2799720	5972625	2519775
Налог с прибыли	руб.	995457,6	746593,2	1194480	671932,8	1433430	604746
ПДН	руб.	1769702	1327277	2123520	1194547	2548320	1075104
НПДН	руб.	1769702	1327277	3893222	2521824	6441542	3596928
Кдис		0,9091	0,9091	0,826	0,826	0,751	0,751
ДПДН	руб.	1608836	1206627	3215802	2083027	4837598	2701293
ЧТС	руб.	1608836	1206627	4824638	3289654	9662236	5990947

Таблица 6.4.2

Расчет экономической эффективности при уменьшении затрат на 10%, и увеличении на 15%.

Параметр риска	затраты	15%	-10%	15%	-10%	15%	-10%
Показатели	Ед. изм.	2000	2000	2001	2001	2002	2002
количество скважин	шт.	4	4	4	4	4	4
прирост добычи	тонн	8890	8890	8001	8001	7681	7681
цена 1т. нефти.	руб.	900	900	900	900	900	900
С 1 мероприятия	руб.	126798	126798	126798	126798	126798	126798
Затраты	руб.	3067050	2400300	3527107	2160270	4056173	1944243
Выручка	руб.	8001000	8001000	7200900	7200900	6912900	6912900
НДС	руб.	1333500	1333500	1200150	1200150	1152150	1152150
Прибыль	руб.	3600450	4267200	2473643	3840480	1704577	3816507
Налог с прибыли	руб.	864108	1024128	593674,3	921715,2	409098,5	915961,7
ПДН	руб.	1402842	1909572	679818,7	1718615	143328,5	1748395
НПДН	руб.	1402842	1909572	2082661	3628187	2225989	5376582
Кдис		0,9091	0,9091	0,826	0,826	0,751	0,751
ДПДН	руб.	1275324	1735992	1720278	2996882	1671718	4037813
ЧТС	руб.	1275324	1735992	2995601	4732874	4667319	8770687

Таблица 6.4.3

Расчет экономической эффективности при уменьшении налогов на 15%, и увеличении на 30%.

Параметр риска	налоги	30%	-15%	30%	-15%	30%	-15%
Показатели	Ед. изм.	2000	2000	2001	2001	2002	2002
количество скважин	шт.	4	4	4	4	4	4
прирост добычи	тонн	8890	8890	8001	8001	7681	7681
цена 1т. нефти.	руб.	900	900	900	900	900	900
С 1 мероприятия	руб.	126798	126798	126798	126798	126798	126798
Затраты	руб.	2667000	2667000	2400300	2400300	2304300	2304300
Выручка	руб.	8001000	8001000	7200900	7200900	6912900	6912900
НДС	руб.	1333500	1333500	1200150	1200150	1152150	1152150
Прибыль	руб.	4000500	4000500	3600450	3600450	3456450	3456450
Налог с прибыли	руб.	1248156	816102	1460343	624318	1822586	509480,7
ПДН	руб.	1418844	1850898	939957,5	1775982	481713,9	1794819
НПДН	руб.	1418844	1850898	2358801	3626880	2840515	5421699
Кдис		0,9091	0,9091	0,826	0,826	0,751	0,751
ДПДН	руб.	1289871	1682651	1948370	2995803	2133227	4071696
ЧТС	руб.	1289871	1682651	3238241	4678454	5371468	8750150

Таблица 6.4.4

Расчет экономической эффективности при уменьшении цены на нефть на 20%, и увеличении на 20%.

Параметр риска	Снефти	20%	-20%	20%	-20%	20%	-20%
Показатели	Ед.изм.	2000	2000	2001	2001	2002	2002
количество скважин	шт.	4	4	4	4	4	4
прирост добычи	тонн	8890	8890	8001	8001	7681	7681
цена 1т. нефти.	руб.	1080	720	1296	576	1555,5	460
С 1 мероприятия	руб.	126798	126798	126798	126798	126798	126798
Затраты	руб.	2667000	2667000	2400300	2400300	2304300	2304300
Выручка	руб.	9601200	6400800	10369296	4608576	11947795	3533260
НДС	руб.	1600200	1066800	1728216	768096	1991299	588876,7
Прибыль	руб.	5334000	2667000	6240780	1440180	7652196	640083,3
Налог с прибыли	руб.	1280160	640080	1497787	345643,2	1836527	153620
ПДН	руб.	2453640	960120	3014777	326440,8	3824370	-102413
НПДН	руб.	2453640	960120	5468417	1286561	9292787	1184147
Кдис		0,9091	0,9091	0,826	0,826	0,751	0,751
ДПДН	руб.	2230604	872845,1	4516912	1062699	6978883	889294,7
ЧТС	руб.	2230604	872845,1	6747516	1935544	13726399	2824839

По результатам расчетов строится диаграмма «Паук»

Из диаграммы "паук" видно, что изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, значит проект не имеет риска.

Но при снижении цены на 20% необходимо принять меры по увеличению добычи.

Рисунок 6.4.1 - График «Паук»



7. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ РАБОТ

7.1 Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

Заметным источником загрязнения окружающей среды служат производственные процессы, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья. Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды, окись углерода, окиси азота. Нарушения технологического режима, некомплектность промыслового оборудования, работа транспортных средств сжигание газа и конденсата в факелах - все это, так или иначе, приводит к утечкам и выбросам, вредным для окружающей среды.

На Приобском месторождения уделяется большое внимание вопросам охраны окружающей среды. На месторождении эксплуатируется 50 установок ЭЦН со среднесуточным дебитом 17 т/сут.

На нефтепромысле применяется герметизированная система сбора нефти и газа, исключающая технические утечки нефти. Однако случаются разливы нефти по причине коррозии труб, заводских дефектов в оборудовании, аварии трубопроводов, проложенных строителями наспех, некачественно, без достаточного заглубления. Чтобы предупредить разлив нефти на территорию все кусты обвалованы высотой 1,5 м. Также проводится, профилактическая работа с целью предупреждения порывов нефтепродуктов, Закачка антикоррозийных химреагентов в нефтетрубопроводы, выявление потенциально опасных участков с помощью дефектоскопии, планово-предупредительный ремонт этих участков трубопроводов, создание оптимального режима движения водонефтяной эмульсии по трубопроводам. Разработаны схемы сбора и утилизации различных нефтепродуктов. В случае попадания нефтепродуктов на почву и водные поверхности обязательно локализируется участок песком или местными грунтами, а на водной поверхности удерживается бонами. Затем проводится сбор нефтепродуктов вакуумными насосами и ручным способом.

Очистка остаточных нефтепродуктов проводится биологическим (применение бакпрепарата), механическим (отсыпка местным грунтом, торфом и песком) методами. Этим достигается минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

7.2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе электроцентробежного насоса

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.