При автотрансформаторном питании погружных электродвигателей применяются Станции ПГХ 5071. Они имеют мгновенную защиту от замыкания токоведущих частей "на землю" при помощи трансформаторов нулевой последовательности. Станции ПГХ 5072 имеют непрерывный контроль сопротивления изоляции системы: вторичная обмотка трансформатора - кабель - статорная обмотка погружного электродвигателя с автоматическим отключением установки при падении сопротивления изоляции до 30 кОм. В остальном схемы станций управления ПГХ 5071 и ПГХ 5072 идентичны. Станции типа ПГХ 5071 и ПГХ 5072 обеспечивают:

- ручное включение и отключение установки;

- автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления напряжения питания, автоматическую работу в режиме программного управления по заранее заданной программе, состоящей из времени работы и времени простоя установки, суммарная продолжительность которых до 24 ч;

- автоматическое включение и отключение установки, подключенной к автоматизированной групповой системе сбора нефти и попутного газа, в зависимости от давления в коллекторе;

- управление установкой с диспетчерского пункта.

Станц-ии управления ПГХ 5071 и ПГХ 5072 имеют возмож-ность мгновенно отключать установку при коротких замыканиях и значительных перегрузках по силе тока, превышающих на 40% силу рабочего тока установки; отключают с выдержкой времени до 20 с при перегрузке погружного электродвигателя на 20% силу рабочего тока и с такой же выдержкой времени при срыве подачи.[9]

Таблица 10

Технические характеристики комплектных трансформаторных подстанций.

Параметр	Величина
1	2
Номинальный ток силовой цепи (первичный), А	250
Номинальное напряжение силовой цепи (первичное), В	380
Номинальный ток силовой цепи (вторичный), 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 устройств ШГС5808-59АЗУ1 и ШГС5808-49БЗХЛ3.1, В А, не более	300
Потребляемая мощность устройств ШГС5808-49ТЗУ1, В А, не более	400
Габаритные размеры, мм: - высота - ширина - глубина	1900±10 1056±3 50±10
Масса, кг: - ШГС5808-49АЗУ1 - ШГС5808-59ТЗУ1	255±15 265±15

Таблица 11

Основные параметры комплексных трансформаторных подстанций погружных насосов (КТППН)

Показатели	КТППН с трансформатором типа
	ТМПН100/10-82УХЛ1	ТМПН160/10-82УХЛ1	ТМПН250/10-82УХЛ1
Номинальная мощность трансформатора, кВА	100	161	233
Номинальное высшее напряжение, кВ	6; 10	6; 10	6; 10
Пределы ступеней регулирования среднего напряжения, В	1602-846	1208-444	2406-1652
Номинальный ток обмотки среднего напряжения, А	36	77	56
Напряжение обмотки низшего напряжения, В		400
Номинальная мощность обмотки низшего напряжения, кВА	50	75	75
Габаритные размеры, мм	5100х3250х1630
Габаритные размера транспортные, мм	5285х3200х1630
Масса, кг: - с трансформатором - без трансформатора	2465 -	2705 1765	2935 -

Такие станции управления выпускается в четырех модификациях, отличающихся габаритами контакторов и блок-рубильников, а также коэффициентами трансформации трансформаторов тока.

На станциях управления выполнен штепсельный разъем для переносных токовых приемников с силой тока фазы не более 25 А и освещение станции лампой в 40 Вт.

Дверь шкафа станции управления имеет механическую блокировку с блоком рубильник-предохранитель, трансформаторы тока защищены сеткой в месте подвода высокого напряжения. Ручка станции управления снабжена замком с ключом.[9]

2.5 Применение УЭЦН в условиях Илькинского месторождения

Электропогружными насосами в ОЦДНГ-1 эксплуатируется 6 % скважин, при средней обводненности - 31,7 %. Действующий фонд скважин с электроцентробежными насосами в Илькинском месторождении в 2015году составил 21 скважины, а средний дебит по жидкости одной скважины с электроцентробежным насосом доходит до 16,8 м³/сут, при средней обводненности 31,7 %.

В таблицах 12, 13 представлены технологические показатели скважин Илькинского месторождения, оборудованных УЭЦН.

Таблица 12

Технологические показатели фонда скважин с УЭЦН

Параметр	Показатель
Средний дебит, т/сут	8,9
Средняя обводненность, %	31,7
Средняя глубина насоса в скважину, м	1794,4
Максимальная глубина насоса в скважину, м	1895,2
Средний динамический уровень, м	1398,8
Максимальный динамический уровень, м	1610
Среднее забойное давление, МПа	56.1

Из таблицы 13 видно, что скважины пласта кыновского горизонта эксплуатируются со средним дебитом и низкой обводненностью. Средняя глубина спуска насосов практически одинакова во всех скважинах Илькинского месторождения. Пласт эксплуатируется при нормальном забойном давлении.

Таблица 13

Основные параметры ЭЦН, применяемых на Илькинском месторождении

Номер СКВ.	Тип насоса, мощность электродвиг.	Глубина подвески,м	Динамический уровень,	Qж, т /сутки	Qн, т/сутки	B, %
1636	ЭЦН 5 - 30-1850 ПЭД32-117МВ5	1823,1	1353	22,7	14,9	28
1646	ЭЦН 5 - 30-1850 ПЭД32-117МВ5	1712	1378	23,3	0,56	35
1681	ЭЦНМ 5 - 30-1850 ПЭД Т 24 - 117МВ	1757	1570	16,1	9,9	66
1690	ЭЦН 5 - 30-1850 ПЭД32-117МВ5	1895,2	1493	19,6	13,6	25
1843	ЭЦН 5 - 45-2000 ПЭД28-117	1851	1102	12,4	10,1	15
1856	ЭЦН 5 - 45-2050 ПЭД28-117	1853	1610	24,2	14,1	35
1862	ЭЦН 5 - 25-1950 ПЭД32-117МВ5	1842	1365	22	15,2	25
1865	ЭЦН 5 - 45-2100 ПЭДБ 45-117МВ5	1819	1146	29	2,1	25

В скважинах работают УЭЦН с номинальной подачей жидкости от 10 до 250 м³/сут., при этом их эффективность эксплуатации разная. Большое количество осложнений, включая "полеты" ЭЦН, случаются в скважинах, где применяются насосы малой и средней подачи жидкости (до 125 м³/сут). Самая основная причина выхода из строя УЭЦН является засорение насосов парафином, частицами механических примесей, сульфида железа, гипса и других, в состав которых входят частицы пород продуктивного пласта, продукты коррозии скважинного оборудования, отложения неорганических солей и твердых углеводородов. Этот вид осложнений обусловлен разрушением пород призабойной зоны пласта (ПЗП), интенсификацией процессов коррозии оборудования, нарушением химического равновесия солей, растворенных в попутно добываемой воде, и созданием в подъемном оборудовании термодинамических условий, благоприятствующих образованию твердых органических осадков.

Отсюда появляется необходимость поиска новых технологических и технических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН.

Необходим дифференцированный анализ причин отказов глубинного оборудования (под отказом понимается не только прекращение подачи нефти, но и отклонения выше нормы таких основных технологических показателей, как дебит скважины, давление, температура, расход электроэнергии, химических реагентов, материалов и сырья).

Специальное рассмотрение причин отказов глубинного оборудования насосных скважин с ЭЦН позволяет предусмотреть оснащение специализированных мастерских соответствующим оборудованием, резервировать необходимые типоразмеры погружных установок и отдельных ее элементов. При этом также появляются условия для более глубокой специализации основной службы во всех ее звеньях, вплоть до бригад подземного ремонта и подготовительных бригад.[7]

Реальная информация о распределении причин отказов оборудования насосной скважины также необходима для разработки организационно-технических мероприятий по устранению главных причин, для внесения соответствующих корректив в технологический режим скважин, а также для совершенствования конструкции и параметров погружной установки [4].

Анализ эксплуатации УЭЦН по НГДУ "Туймазанефть" за 2013-2015 г. представлен в таблице 14,15,16.

За рассмотренный период с 2013 по 2015 год большое количесвто отказов (15-23 %) скважин, оборудованных УЭЦН, составляет "Засорение плавающим мусором". Увеличилось и число отказов по эксплуатационным причинам: из-за нарушения герметичности труб (6-16%), засорения насоса продуктами разрушения пласта и привнесенными примесями (2-9%), в том числе из-за засорения сульфидами железа (2%), механических повреждений кабеля (3-12%), выхода из строя погружного электродвигателя (ПЭД) (6-9%).

Увеличение числа отказов объясняется износом резьбы НКТ вследствие длительной эксплуатации, выходов сроков службы погружного оборудования, бесконтрольной эксплуатации. К другим отнесены отказы, причина которых не установлена. Они объясняются как организационными, так и техническими причинами.

Подавляющее большинство отказов в работе скважин, оборудованных погружными ЭЦН, связано с электроприводной частью (погружной электродвигатель и подводящий кабель).

Наиболее часто встречающиеся причины отказа - снижение электрического сопротивления и пробивание электроизоляции погружного двигателя (3-7%) и кабеля (4-6%). При таких отказах, как прогар корпуса ПЭД, токковода, жилы или сростка кабеля, наконечника муфты кабельного ввода свидетельствует о напряженности термодинамического режима погружной установки. Таким образом высокая температура развивается в переходные периоды эксплуатации скважины, когда нарушается теплообмен между омывающей средой (водонефтегазовая смесь) и тепловым источником (погружной электродвигатель и подводящий кабель).

Таблица 14

Сведения об отказах установок электроцентробежных насосов по НГДУ "Туймазанефть" за 2013 год

Причина выхода	Количество	Номера скважин
1. Засорение ЭЦН плавающим мусором	8	1344-4, 1387-1, 1053-2, 1373-4, 1949-3, 60-1, 1949-3, 5-1
2. Засорение сульфидом железа	5	245-1, 1387-1, 595-1, 1313-2, 1234-3
3. Запарафининивание насоса	2	597-1, 939-2
4. Низкий динамический уровень	2	1272-4, 983-2
5. Полеты	1	1387-1, УЭЦН уронили ПРС
6. Механические повреждения кабеля	1	1053-2
По вине ПРЦЭПУ
1.Негерметичность гидрозащиты П92Д (трубка заглушена)	1	524-1
2.Прогар кабельной муфты (слабый контакт гильзы ПЭД и наконечника)	1	2262-1
3.Микротрещины на строительной длине кабеля (старение изоляции)	1	19ккб-2
4.Негерметичность гидрозащиты 1Г51М	1	939-2
5.Оплавление бабитового слоя подпятника, заклинил вал	1	1053-2
6.Пробой обмотки статора ПЭД	1	1534-3
7.Трещина на корпусе ПЭД (пробой обмотки)	1	245-1
8.Микротрещины на жиле кабеля по всей длине одной жилы	2	101-2,452-1

Таблица 15

Сведения об отказах установок электроцентробежных насосов по НГДУ "Туймазанефть" за 2014 год

Причина выхода	Количество	Номера скважин
1. Засорение ЭЦН плавающим мусором	7	1354-4, 1237-2, 1021-2, 1256 -4, 1239-3, 123-2, 2049-4,
2. Засорение сульфидом железа	5	269-1, 217-1, 598-1, 1253-2, 1364-4
3. Запарафинивание насоса	2	599-1, 989-4
4. Низкий динамический уровень	2	2152-3, 982-2
5. Полеты	1	567-1
6. Механические повреждения кабелем	1	453-2
По вине ПРЦЭПУ
1. Прогар наконечников кабельной муфты и гильз токоввода из-за слабого контакта	1	79-1
2. Снижение изоляции одной жилы кабеля в сростке в 40 м от устья	1	74-2
3. Полет, трещина в нижней части корпуса ЭЦН в верхней секции	1	75-4
4. Прогар кабеля в сростке	1	107-2
5. Прогар колодки токоввода из-за попадания пластовой жидкости	1	218-3
6.Заклинивание УЭЦН произошло из-за межвиткового пробоя изоляции ПЭД	1	137-1
7.Снижение изоляции ПЭД, из-за негерметичности гидрозащиты 1Г51М	1	234-2
8.Негерметичность торцовых уплотнений гидрозащиты	2	238-4,365-2

Таблица 16

Сведения об отказах установок электроцентробежных насосов по НГДУ "Туймазанефть" за 2015 год

Причина выхода	Количество	Номера скважин
1. Засорение ЭЦН плавающим мусором	6	569-4, 987-2, 159-2, 1365 -3, 539-1, 1245-2,
2. Засорение сульфидом железа	4	1299-3, 2187-2, 565-2, 2253-1
3. Запарафинивание насоса	2	599-1, 989-4
4. Низкий динамический уровень	2	2152-3, 982-2
5. Полеты	1	567-1
6. Механические повреждения кабелем	1	453-2
По вине ПРЦЭПУ
1.Пробой обмотки статора ПЭД, из-за образовавшейся трещины на корпусе	1	245-1
2.Отложение в ЭЦН сульфида железа, сквозная коррозия корпуса ПЭД	2	132-2,452-3
3.R=0мом. Смещение жил удлинителя из-за охлаждения (ЭЦН забит мусором)	3	1165-2,236-1,698-2
4.Заклинил вал ПЭД (заводской брак)	1	1053-4
5.Негерметичность гидрозащиты П92Д (трубка заглушена)	2	352-1,695-2
6.Прогар кабельной муфты (слабый контакт гильзы ПЭД и наконечника)	1	6м-2
7.Микротрещины на строительной длине кабеля (старение изоляции)	1	858-2
8.Трещина на корпусе ПЭД (пробой обмотки)	2	1303-1,365-1-4

Анализируя таблицы заметно, что в большей степени авариями являются засорение ЭЦН плавающим мусором, засорение сульфидом железа, запарафинивание, наблюдается планомерное снижение аварий связанных с этими причинами, далее рассмотрим способы борьбы сними.

В среднем число отказов, которые непосредственно связанные с погружным ЭЦН составляет 7%; Из основных причин можно выделить засорение погружного насоса, снижение подачи насоса и бесконтрольная эксплуатация.

Причинами отказов является повышенное содержание механических примесей. Вибрация при работе установок вследствие повышенного износа рабочих органов и большого содержания механических примесей - одна из основных причин аварий и выхода из строя УЭЦН. Так же не малое количество отказов ЭЦН произошло из-за снижения подачи. В последние годы по НГДУ «Туймазанефть» существует тенденция роста числа отказов по причине снижения подачи.

Таким образом, на добывающих скважинах нужно грамотно произвести подбор оборудования и установить его технологический режим работы, для обеспечения оптимального режима работы системы пласт-насос. Для повышения эффективности работы насосного фонда скважин и всей системы эксплуатации месторождения в целом, необходима разработка и внедрение мероприятий, направленных на согласованную работу пласт-насос

Из изучения фонда Илькинского месторождения, оборудованного УЭЦН, следует, что имеются значительные резервы по глубине и забойному давлению (динамическому уровню) для наращивания отборов по скважинам. На нескольких скважинах возможна замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины, большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне. От грамотно выбранной величины погружения зависит работа насоса с высоким коэффициентом подачи.

Таким образом анализируя технические характеристики работы механизированных (ЭЦН) скважин ОЦДНГ-1 НГДУ за 2015 год можно увеличить дебит скважин за счет производительности и напора насосов (смена УЭЦН в процессе планового ремонта).

Направлениями повышения эффективности использования скважин с УЭЦН являются: сохранение и восстановление коллекторских свойств ПЗС; повышение текущего дебита скважин; повышение коэффициента использования фонда скважин проведение оптимизации режимов работы скважин и где это необходимо замена оборудования.

2.6 Подбор оборудования УЭЦН к скважинам Илькинского месторождения

Произведем оптимизацию режима работы УЭЦН в скважине №1681 Илькинского месторождения НГДУ « Туймазанефть»

Таблица 17

Исходные данные для подбора оборудования

Показатели	Численные значения
Давление насыщения Рнас, МПа	40
Пластовое давление Рпл. Мпа	78,8
Давление на забое Рзаб, МПа	43,8
Давление на буфере Рбуф, МПа	2
Давление на затрубье Рзатр, МПа	2,3
Глубина до верхней перфорации Нп,, м	1740
Плотность воды св, кг/м3	1175
Плотность газа сг, кг/м3	1,05
Плотность нефти сн, кг/м3	850
Обводненность nв, %	66
Газовый фактор Г	64
Диаметр эксплуатационной колонны Дэ/к, мм	140
Коэффициент продуктивности К, м3/(сут·МПа)	1
Дебит нефти Qн ,, т/сут	9,9

Определим дебит скважины по уравнению притока.

Q = K·(Рпл-Рзаб)=1· (78,8-43,8) = 35 м³/сут, (3.1)

где Q - дебит скважины, м³/сут;

K - коэффициент продуктивности, м³/(сут·МПа);

Рпл - пластовое давление, Мпа;

Рзаб - давление на забое, МПа.

Внутренний диаметр труб выберем по графику зависимости потерь напора НКТ от дебита скважины и кпд труб (рисунок 9),

dвн= 48мм.

Определим плотность смеси

ссм = св · nв + сн (1-nв) (3.2)

ссм = 1175 0,66 + 850 · (1-0,66) = =1081.5 кг/м³

Далее определим глубину спуска насоса из условий обеспечения реального, необходимого оптимального давления на приеме насоса

Рисунок 9 - Кривые потерь напора в НКТ

м (3.3)

Выбираем Р_опт = 41 МПа, т.к. при обводненности > 50 %

Определим работу газа:

(3.4)

,

где dвн - внутренний диаметр НКТ, дюйм;

Определим требуемое давление насоса, равное потерям давления в скважине:

,МПа; (3.5)

где Р_тр - потери давления на преодоление сил гидродинамического трения, принимаем Ртр = 0,5 МПа;

МПа

Определим требуемый напор насоса

м. (3.6)

По диаметру эксплуатационной колонны диаметр насоса будет равен

92 мм и он будет относиться к группе 5.

Выбирают тип насоса по напору и производительности из условия

, м; (3.7)

при и максимальном КПД.

Для этого используем таблицы технических характеристик насосов. Выбираем УЭЦНМ5-30-1700, з = 51,5 %;

Остальное оборудование (двигатель, станцию управления, трансформатор, кабель) выбираем согласно комплектности поставки оборудования по книге: (Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. М., «Недра», 1990).[10]. В результате выбора получаем ЭЦНМ5-30-1700:

Шифр электродвигателя - ПЭД Т 32-117МВ5.

Температура окружающей среды, при номинальной мощности электродвигателя - 70°С;

Скорость охлаждающей жидкости не менее 0,08 м/с;

Кабель круглый - КПБК ТУ 16 - 505 - 129 - 70:

- число жил и площадь сечения - 3 х 25 ;

Кабель плоский - КПБП ТУ 16 - 505 - 129 - 70:

- число жил и площадь сечения - 3 х 16 ;

Трансформатор - ТМПН - 100 / 3 - 73У1;

Станция управления - КТП ПН - 100 / 10 - 82 УХЛ1;

Комплексная подстанция - КТП ПН КС - 650 / 10 / 1,6 - 85УХЛ1.

Проверяем соответствие мощности электродвигателя условиям от-качки, для чего определяем необходимую мощность и сравниваем с мощностью выбранного двигателя.

,кВт; (3.8)

где зн - КПД насоса, принимается согласно таблице 16.

кВт; кВт; ;

Определим минимальную, необходимую длину кабеля:

= 1476+ 15 = 1491 м; (3.9)

где L - расстояние от устья до станции управления, L = 10 -15 м;

Далее необходимо проверить возможность спуска агрегата в скважину. Для этого определим максимальные габариты агрегата и сравним их с внутренним диаметром эксплуатационной колонны.

Для того что бы не повредить кабель и исключить опасность прихвата агрегата в эксплуатационной колонне, диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5 - 10 мм,

,мм; (3.10)

где - диаметр электродвигателя, мм;

- наружный диаметр насоса, мм;

- толщина плоского кабеля, мм, = 13,1мм;

S - толщина металлического пояса для крепления кабеля, S = 1 мм.

В НГДУ «Туймазанефть» для подбора оборудования УЭЦН к скважинам используют компьютерную программу ПТК «Насос» v.3.0, составленную на основе методики подбора УЭЦН, разработанной в БашНипинефть. Таким же способом был произведен подбор УЭЦН к скважинам №1862 и №1856. Результаты расчета представлены в таблице 18.

Таблица 18

Проектируемые параметры подбора УЭЦН для скважин Илькинского месторождения

Номер скважины	Тип насоса	Диаметр (Дн ), м	Глубина спуска насоса L, м	Напор Н, м	Дебит жидкости Qж, м3/сут
1681	ЭЦНМ5-30-1700	92	1476	1538,4	35
1862	ЭЦН5-80-2500	92	1842	1900	90
1856	ЭЦН5-60-2300	92	1853	1811	73,24

Проектный дебит нефти определяем путем умножения фактического дебита на коэффициент прироста нефти в результате проделанных мероприятий.

Для скважины № 1681

т/сут

Дополнительная добыча для скважины № 1681 составит

т/сут,

где и - среднесуточный дебит по группе скважин до и после смены насосов, т/сут; 365 - количество дней в году;

- коэффициент эксплуатации скважин;

- расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия, тонн.

Таблица 19

Прирост объема добычи нефти в результате оптимизации режима работы скважин Илькинского месторождения

Номер скважины	Фактический дебит нефти, т/сут	Проектный дебит нефти, т/сут	Потери нефти	Прирост добычи нефти, т/год
1681	9,9	14,85	25,465	1685,52
1862	15,2	22,8	39,07	2587,9
1856	3,6	5,4	9,2	612,98

Таблица 20

Результаты оптимизации режима работы скважин Илькинского месторождения

До смены насоса	После смены насоса	Прирост добычи нефти,т
Марка насоса	Дебит нефти Qн , т/сут	Дебит жидкости Qж, м3/сут	Марка насоса	Дебит жидкости Qж, м3/сут	Дебит нефти Qн ,, т/сут
ЭЦНМ5-30-1850	9,9	17	ЭЦНМ5-30-170	35	14,85	1685,52
ЭЦН 5 - 25-1950	15,2	22	ЭЦНМ5-80-2500	90	22,8	2587,9
ЭЦН 5 - 45-2100	3,6	29	ЭЦНМ5-60-2300	73,24	9,2	612,98

Из этой таблицы мы видим, что подобран насос с меньшим напором, следовательно после мероприятия затраты на энергию уменьшились. Наблюдается увеличение добычи нефти, соответственно данное мероприятие эффективно.

Выводы по технологическому разделу

Ниже изложены основные принципиальные выводы, проблемы разработки Илькинского месторождения. Основной проблемой текущего состояния разработки является высокая обводненность продукции скважин.

На 01.01.2015 г. из залежи добыто всего 943,6 тыс. т нефти или 57 % от начально извлекаемых запасов, 1384,0 тыс.т жидкости, в залежь закачено 1899,5 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора нефти закачкой воды достигла 128,7 % [2].

Основной причиной обводнения продукции добывающих скважин являются заколонных циркуляций ЗКЦ (характерно для скважин удаленных от рядов нагнетания). Второй причиной обводнения скважин является прорыв фронта нагнетаемой воды (характерно для добывающих скважин первого ряда от линии нагнетания). Третьей причиной является негерметичность эксплуатационных колонн.

При строительстве скважин применялась технология наклонно-направленного бурения с вытекающей проблемой центрирования. Негативным следствием данной технологии является некачественное цементирование (замещение цемента глинистой коркой) заколонного пространства (из-за неточного центрирования).

В настоящее время в фонде действующих добывающих скважин находятся 52 скважины. Разбуривание сетки скважин на Илькинском месторождении осуществлено кустами. На одном кусту располагаются добывающие, нагнетательные и водозаборные скважины. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 10:1. Плотность сетки скважин составляет 32,4 га/скв, в центральных зонах 21,8 га/скв. Фонд водозаборных скважин образовался за счет вывода обводнившихся скважин и дополнительного бурения. Фонд нагнетательных скважин в основной своей части образован за счет перевода добывающих скважин под закачку воды и составляет 12 скважин.

Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом. В фонде ликвидированных скважин в большей степени скважины, выполнившие свое назначение, то есть те скважины, в которых после эксплуатации (нагнетания) основных пластов нет возвратных объектов [5].

По состоянию на 1.01.2015 г. на Илькинском месторождении в эксплуатацию из бурения и освоения введено 11 скважин, из нагнетательного фонда введены две новые добывающие скважины, из разведки (консервации) введено шесть скважин. Наибольшее количество аварий приходится на погружные электродвигатели и кабель. Одной из причин аварийности является повышенное содержание механических примесей. Большое количество отказов ЭЦН произошло из-за снижения подачи.

В последние годы существует тенденция роста числа отказов по причине снижения подачи. Из этого следует, что на скважинах необходимо грамотно произвести подбор оборудования и установить его технологический режим работы, для извлечения оптимального режима работы системы пласт-насос. Разработка и внедрение мероприятий, направленных на согласованную работу пласт-насос, является резервом повышения эффективности работы насосного фонда скважин всей системы эксплуатации месторождения в целом.

Из анализа фонда, оборудованного УЭЦН, следует, что имеются значительные резервы по глубине и забойному давлению (динамическому уровню) для наращивания отборов по скважинам. В некоторых скважинах требуется замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины и большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне.

На основе анализа технических характеристик работы механизированных (ЭЦН) скважин ОЦДНГ - 1 НГДУ «Туймазанефть» за 2015 год можно увеличить дебит скважин за счет производительности и напора насосов (смена УЭЦН в процессе планового ремонта).

Направлениями повышения эффективности использования скважин с УЭЦН являются: повышение текущего дебита скважин; повышение коэффициента использования фонда скважин; сохранение и восстановление коллекторских свойств ПЗС; проведение оптимизации режимов работы скважин и, где это необходимо, замена оборудования.

В целом реализованная система разработки обеспечивает эффективную выработку запасов. Перспективы повышения эффективности разработки месторождения заключаются в добуривании объектов, подключении ранее недренируемых запасов в менее продуктивных пластах, ограничение водопритока, проведение РИР в скважинах с заколонной циркуляцией, дальнейшее развитие и совершенствование системы заводнения.

Также на месторождении практически не ведется добыча газа отдельно, газ добывается лишь попутно с нефтью. Следует задуматься о перспективе добычи газа из газовых шапок залежей.

III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Организационная и технико-экономическая характеристика Октябрьского цеха добычи нефти и газа

Разработкой Илькинского месторождения занимается Октябрьский цех добычи нефти и газа (ОЦДНГ-1) НГДУ «Туймазанефть».

В основе организационного построения цеха лежат особенности технологического и определяемого им производственного процессов добычи нефти и газа.

Организационная структура это система внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, которые соответствуют и взаимосвязываются между ними. Главные показатели, которые характеризуют производственную структуру предприятия, это число цехов и других подразделений и их удельное значение в производстве. Организационная структура Туймазинского цеха добычи нефти и газа (ОЦДНГ-1) представлена на рисунке 10.

Общее и административное руководство предприятием осуществляет руководитель - начальник управления. Он отвечает за результаты производственно-хозяйственной деятельности.

Начальник ЦДНГ с помощью подведомственного ему аппарата направляет работу предприятия по производству продукции, определяет пути и методы выполнения задания народнохозяйственного плана, а так же внедрению новой и совершенствованию действующей техники, технологии и организации производства, помогает вовремя обеспечить производства необходимыми материально-техническими средствами, отвечает за выполнение обязательств перед государством.

Руководитель осуществляет планирование: производства, финансирования, капитального строительства, материально-технического снабжения. Служба главного инженера выполняет важнейшие работа по управлению - организации непосредственно производства, и является техническим руководством по совершенствованию техники и технологии.

Рисунок 10 - Организационная структура Октябрьского цеха добычи нефти и газа №1

Главный инженер возглавляет научно-исследовательские и рационализаторские работы на предприятии, отвечает за проведение правильной технической политики на предприятии и руководит всеми производственными цехами, конструкторских бюро, лабораториями.

Главный инженер является первым заместителем начальника. Он осуществляет руководство предприятием через службы, которые непосредственно подчиняются ему, а это: технический, производственный, охраны труда и техники безопасности, технологический, отделы главного механика, главного энергетика.

Задачами технического отдела является обеспечение совершенствования техники и технологии производства. Главная задача технологического отдела - разработка месторождений (в НГДУ).

Отдел охраны труда занимается контролированием соблюдения правил техники безопасности, промышленной санитарии, охраны труда. Этот отдел разрабатывает профилактические мероприятия для недопущения промышленного травматизма, профессиональных заболеваний, повышению уровня техники безопасности, культуры производства.

Главный геолог является вторым заместителем начальника. Главной задачей этого отдела является выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ. Особые функции в управлении производством нефтегазодобывающих предприятий выполняет геологический отдел

Разработкой и анализом выполнения оперативных планов-графиков, производственной программы, организационно-технических мероприятий занимается производственного отдела. Главный механик с подчиненными ему отделом главного механика и ремонтными цехами, занимается обеспечением бесперебойной и качественной работы технологического оборудования, а так же он организует контроль и текущее обслуживание оборудования, составляет графики планово-предупредительного ремонтов.

Главный энергетик в ответе за бесперебойну подачу электроэнергии на производственные объекты и ремонт энергетического оборудования. - Определение потребности предприятия в различных видах энергии является задачей главного энергетика и его отдела .

Заместитель начальника по экономике возглавляет экономическую службу предприятия. Он осуществляет руководство работами по анализу и планированию производственно-хозяйственной деятельности предприятия, по наиболее полному и целесообразному использованию материальных, денежных и трудовых ресурсов. Ему подчиняются отделы: планово-экономический, лаборатория технико-экономического анализа , организации труда и заработной платы.

Планово-экономический отдел координирует всю плановую работу на предприятии, обеспечивает учет и контроль выполнения плановых заданий, разрабатывает текущие и перспективные планы, организует хозрасчет.

Отдел организации труда и заработной платы занимается работой по планированию научной организации труда, заработной платы, затрат труда, и анализ использования трудовых ресурсов предприятия, выявляет наиболее целесообразные формы оплаты труда, а так же осуществляет техническое нормирование, организует социалистическое соревнование.

Бухгалтерия, подчиняется непосредственно начальнику управления. Она осуществляет учет денежных расходов предприятия, заработной платы, основных и оборотных средств; занимается планированием, учетом и анализом финансов, рассчитывает доходы и расходы предприятия; осуществляет оперативную финансовую работу по обеспечению предприятия денежными средствами, расчеты с поставщиками и потребителями, выполняет приходно-расходные операции через кассу управления.

Отдел кадров, подчиняется заместителю начальника по кадрам, занимается подбором и комплектует кадры, принимает вновь устроившихся и увольняет, анализирует движение работников и дополнительно занимается вопросами их технического обучения.

3.2 Экономическая характеристика НГДУ «Туймазанефть»

Технико-экономические показатели (ТЭП) - являются индикаторами деятельности предприятия на многие года вперёд. Значение ТЭП заключается в исследовании выполнения производственных программ и обнаружения внутренних экономических резервов, усовершенствовании использования производственных ресурсов нефтяной компании.

Как подмечалось ранее, Илькинское месторождение находится на поздней стадии разработки, мы наблюдаем спад добычи нефти. Поэтому было бы важно уделить большое внимание новым технологиям сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Туймазанефть» представлены в таблице 21.

Таблица 21

Основные технико-экономические показатели НГДУ «Туймазанефть»

Показатели	2015 г.	2016 г.	% к 2015
Объем добычи, тыс. т	1633,632	1645,199	100,7
Среднесуточный дебит скважин по нефти, т/сут	1,8	1,9	105,5
Эксплуатационный фонд скважин, шт.	2546	2570	100,9
Коэффициент эксплуатации	0,955	0,947	99,2
Численность ППП, чел.	475	468	98,5
Производительность труда, т/чел.	3439	3515	102,2
Полная себестоимость товарной нефти, тыс. руб.	4181575	3791525	106,8
Себестоимость 1 т нефти, руб.	2670,12	2304,60	101,6

3.3 Расчет экономической эффективности

В данном дипломном проекте мною предложено провести оптимизацию технологического режима работы со сменой типоразмера насоса на более производительный УЭЦН в скважинах Илькинского месторождения. Экономический эффект образуется за счет получения дополнительной добычи нефти и газа в результате оптимизации режима работы скважины

Дополнительная добыча от увеличения дебита при смене насоса

, (5.1)

где и - среднесуточный дебит по группе скважин до и после смены насосов, т/сут; 365 - количество дней в году;

- коэффициент эксплуатации скважин;

- расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия, тонн.

Расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия

т - для скважины №1681, (5.2)

где - дебит нефти данной скважины до проведения мероприятия, т/сут;

- время проведения мероприятия, сут,

т/год.

Дополнительная добыча нефти составляет:

т/год

Аналогично рассчитаем прирост добычи нефти и потери нефти по другим скважинам. Результаты расчета сведены в таблицу 22.

Таблица 22

Прирост объема добычи нефти

Номер скважины	Фактический дебит нефти, т/сут	Проектный дебит нефти, т/сут	Потери нефти	Прирост добычи нефти, т/год
1681	9,9	14,85	25,465	1685,52
1862	15,2	22,8	39,07	2587,9
1856	3,6	5,4	9,2	612,98
Итого:	-	-	-	4886,4

3.4 Расчет себестоимости дополнительной добычи нефти

Далее необходимо определить по статьям калькуляции, как изменится себестоимость добычи нефти на основании данных НГДУ.

Таблица 23

Результаты оптимизации режима работы скважин Илькинского месторождения

До	После	Отклонение
№ скважины	Марка насоса	N, кВт	Марка насоса	N, кВт	ДN, кВт
1681	ЭЦН5-30-1850	32	ЭЦНМ5-30-1700	17,94	-14,06
1862	ЭЦН5-25-1950	32	ЭЦН-80-2500	31,73	-0,27
1856	ЭЦН5-45-2100	28	ЭЦНМ5-60-2300	22,76	-5,24
Итого:	-	92	-	72,43	-19,57

Расходы на электроэнергию для извлечения нефти:

1) расходы за потребленную энергию

тыс. руб.

где ДN - изменение мощности, кВт; 365 - количество дней в году;

Кэ - коэффициент эксплуатации скважин;

Ц1 - цена 1 кВт/ч.

2) плата за установленную мощность

руб.,

где ДN - изменение мощности, кВт;

1,05 - перевод в мощность трансформатора, 5% - потери;

Ц2 - цена 1 кВт.

3) стоимость содержания электросетей

руб.

Расходы на энергию для извлечения нефти

тыс. руб. (5.3)

Расходы по искусственному воздействию на пласт

тыс. руб., (5.4)

где - удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт», руб./т

- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.

Расходы по сбору и транспортировке нефти

тыс.руб. (5.5)

где - удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти», руб./т;

- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.

Расходы по технологической подготовке нефти

тыс. руб., (5.6)

где - удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по технологической подготовке нефти», руб./т;

- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.

В статью «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» включены затраты, связанные с эксплуатацией наземного и подземного оборудования скважины и их содержанием.

Расходы на эксплуатацию и содержание подземного и наземного оборудования включены из затрат прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, цеха подземного ремонта скважин и автоматизации производства.[3] Расчета затрат необходимых для проведения мероприятия составляется смета и наряд затрат, которые приведены в таблице 24.

Таблица 24

Наряд на смену насоса

Наименование работ	Нормированное время, час.
Переезд на скважину Т-130 по неуд. дороге	3,84
Глушение скважины, опрессовка насосно компресорной трубы, разрядка	4,4
Монтаж, демонтаж А-5-40 на п/скв	2,24
Разборка, сборка устьевой арматуры	1,7
Смена УЭЦН на насосно компресорном трубопроводе -2.5”	24,21
Подготовка труб к работе (наворот п/колец)	0,41
Замер насосно компресорного трубопровода	1,01
Подтаск. и укладка насосно компресорной трубы - 2,5 на мостки	1,61
Подготовка труб к работе (отворот п/колец)	0,41
Замер насосно компресорной трубы	1,01
Спуско-подьемные операции скош. и шаблона на НКТП-2,5 с промывкой	14,19
Отбивка забоя	4
Уборка рабочей зоны после ремонта	0,67
Вызов подачи, опрессовка	2
Итого	61,7

Проведем расчет затрат на осуществление данного мероприятия.

Данное мероприятие произведёт бригада по подземному ремонту скважин, в состав которой входят: помощник оператора и оператор ПРС 5 разряда.

Исходя из времени работы транспорта и расценок за час работы определим транспортные расходы:

Цеховые расходы составляют 15,32 % от общих затрат.

Таблица 25

Смета затрат на проведение подземного ремонта скважины

Статьи затрат	Количество	Цена за ед., р.	Сумма, руб.
Основная и дополнительная зарплата
Часовые тарифы:
оператор ПРС 5 разряда, чел.	1	65	65
- помошник оператора ПРС, чел.	1	56	56
Итого тариф:	-	-	121
Премия, процент от тарифа	140	-	169,4
Районный коэффициент, %	15	-	43,56
Итого зарплата за 1 час	-	-	333,96
Всего зарплата, час:	29,74	-	9931,97
Отчисления на соцнужды, %	30,2	-	2999,45

Далее определим затраты на амортизацию оборудования при ПРС по формуле:

руб, (5.9)

где - затраты на один нормо-час, руб/час;

- длительность ремонта, час.

Смета затрат на проведение данного мероприятия предоставленв в таблице 27.

Таблица 26

Смета затрат на транспортные расходы

Наименование транспортных средств	- стоимость одного часа работы транспортных средств, руб/час	- время работы транспортных средств, час.	Сумма,руб.
Подъемник А5-40	853,2	61,7	52642,44
ЦА-320-Урал	750,8	6,1	4579,88
АЦ-8	694	12,2	8466,8
Т-130	710	3,8	2698
Прочий транспорт	188	61,7	11599,6
Итого			79986,72

Таблица 27

Смета затрaт

Статьи затрат	Сумма, рублей
Основная и дополнительная заработная плата	20605,332
Отчисления на социальные нужды	2999,45
Амортизация	11617,9
Транспортные расходы	79986,72
Цеховые расходы	15371,8
Итого	130581,2

Таблица 28

Себестоимость добычи нефти до и после проведения оптимизации режима работы скважин

Статьи затрат	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия	Изменение затрат
	всего	на т.нефти
1	2	3	4	5
Расходы на энергию по извлечению нефти, тыс.руб	446206	271,22	445752,4	-453,62
Расходы по искусственному воздействию на пласт, тыс.руб	557152	338,65	558806,8	1654,779
Основная зарплата производственных рабочих, тыс.руб	20605,3	12,52	20605,3	-
Отчисления на социальные нужды, тыс.руб	34181	20,77	34181	-
Амортизация скважин, тыс.руб	309788	188,29	309778	-
Расходы по сбору и транспорту нефти, тыс.руб	389300	236,62	390456,1	1156,122
Расходы по технологической подготовке нефти, тыс.руб	413031	251,05	414257,7	1226,73
Расходы по эксплуатации оборудования, тыс.руб	950507	577,74	950637,58	130,581
Цеховые расходы, тыс.руб	148224	90,09	148224	-
Общепроизводственные расходы, тыс.руб	522531	317,60	522531	-
Итого затрат, тыс.руб	3791525	2304,6	3795229,88	3714,59
Добыча нефти, тыс.т	1645,199		1650,085	4,886
Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб.	2304,60		2300,02	-4,58

После проведения мероприятия себестоимость 1 тонны нефти определим по формуле

С=(3791525+3714,59)/(1645,199+4,886)=2300,02

4.4 Расчет годового экономического эффекта

Экономический эффект определяется по формуле

, (5.12)

где - стоимостная оценка результ, тыс.руб;

- стоимостная оценка затрат, тыс.руб.

Определяется стоимостную оценку результата по формуле

тыс.р. (5.13)

где - оптовая цена реализации 1 тонны нефти, руб.

 , (5.14)

где И - годовые текущие издержки при использовании продукции, руб.;

К - единовременные затраты при использовании продукции, руб.

Поскольку смена насоса производится при проведении планового подземного ремонта, следовательно единовременные затраты равны К=0.

тыс.руб.

Э=24527,7-3714,59=20813 тыс. руб.

Оставшаяся прибыль в распоряжении предприятия, расчитывается по формуле:

(5.15)

где Н - процентная ставка налога на дополнительную прибыль, %.

тыс.руб.

В результате проведения оптимизации определяем изменение производительности труда по формуле:

% (5.16)

где - среднесписочная численность до и после внедрения мероприяти

А1, А2- объем продукции до и после внедрения мероприятия.

 %

За счет проведения мероприятия, снижение себестоимости продукции

() рассчитывается по формуле:

%, (5.17)

где - себестоимость добычи нефти до и после внедрения мероприятия, руб.

Результаты расчетов объединены в таблицу 29.

Таблица 29

Экономическая эффективность оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН

Показатели	До проведения мероприятия	После проведения мероприятия	Абсолютное отклонение +,-
Объем добычи нефти, тыс.т	1645,199	1650,085	4,886
Себестоимость 1 тонны нефти, руб/т	2304,60	2300,01	-4,59
Стоимостная оценка результатов, тыс.руб	-	24527,7	24527,7
Стоимостная оценка затрат, тыс.руб	-	3699,7	3699,7
Экономический эффект, тыс.руб	-	20813	20813
Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, тыс.руб	-	16650,4	16650,4
Производительность труда, т/чел	3515,38	3525,78	10,4

Выводы по экономическому разделу

Исходя из выше проведенных расчетах, проведение оптимизации в предлагаемых скважинах рационально и подтверждается экономической эффективностью.

В итоге проведения мероприятия увеличится прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, а также увеличится производительность труда и снизится себестоимость добываемой продукции.

В результате оптимизации режима работы скважины получена дополнительная добыча нефти равная 4886,4 т/год, экономический эффект 20813 тыс. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рассматриваемое в дипломном проекте Илькинское месторождение разрабатывается с 1980 года, находится на последней стадии разработки, основными объектами являются Девононская и Каменоугольная система. Продуктивными пластами являются пласт Д_кн1 и Д_кн2 кыновского горизонта. Из полезных ископаемых, кроме нефти и попутного газа, есть строительные материалы (песчанник, известняк, гравий, гипс), каменный уголь, медистые песчанники.

По состоянию на 1.01.2015 г. на Туймазинском месторождении в эксплуатацию из бурения и освоения введено 11 скважин, из нагнетательного фонда введены две новые добывающие скважины, из разведки (консервации) введено шесть скважин. Наибольшее количество аварий приходится на погружные электродвигатели и кабель.

Одной из причин аварийности является повышенное содержание механических примесей. Большое количество отказов ЭЦН произошло из-за снижения подачи. В последние годы существует тенденция роста числа отказов по причине снижения подачи. Из этого следует, что на скважинах необходимо грамотно произвести подбор оборудования и установить его технологический режим работы, для извлечения оптимального режима работы системы пласт-насос.

Разработка и внедрение мероприятий, направленных на согласованную работу пласт-насос, является резервом повышения эффективности работы насосного фонда скважин всей системы эксплуатации месторождения в целом.

Проанализировав фонд оборудованный УЭЦН, я заметил низкую эффективность эксплуатации УЭЦН с такими параметрами, и что имеются значительные резервы по глубине и забойному давлению (динамическому уровню) для наращивания отборов по скважинам.

В некоторых скважинах даже требуется замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины и большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне.

Направлениями повышения эффективности использования скважин с УЭЦН являются: повышение текущего дебита скважин; повышение коэффициента использования фонда скважин; сохранение и восстановление коллекторских свойств ПЗС; проведение оптимизации режимов работы скважин и, где это необходимо, замена оборудования.

В результате оптимизации трёх скважин Илькинского месторождения добились прироста дополнительной добычи нефти, вследствие того, что были установлены более производительные насосы, ежегодный прирост по скважинам составил 4886,4 т/год. Так же добились снижения затрат на электроэнергию для извлечения нефти с 446206 тыс. руб. до 445752,4 тыс. руб. т.е на 453,62 рубля дешевле.

После оптимизации режимов эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, себестоимость одной тонны нефти уменьшилась с 2304,60 руб/т до 2300,02 руб/т т.е. на 4,58 руб. за одну тонну добываемой нефти, Прирост прибыли составил 16650,4 тыс. руб. Экономический эффект данного мероприятия составил 20813 тыс. руб.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Проект разработки Илькинского нефтяного месторождения, БашНИПИнефть, Уфа, 1987. - 130с.

2. Годовые отчеты ООО «НГДУ Туймазанефть» за 2014, 2015г.

3. Малышев Ю.М., Тищенко В.Е. Экономика нефтяной и газовой промышленности. Учебник для нефтяных техникумов. 2-е изд., перераб. и доп. - М., «Недра», 1980.

4. Сыромятников Е.С., Ястремская В.Б. Организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности, 2-е изд., перераб. и доп., - М., «Недра» , 1978.

5. Борхович С. Ю., ДрачукВ. Р., Насыров А. М. Методическое пособие по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения направления подготовки бакалавров 21.03.01 - «Нефтегазовое дело», Ижевск, 2015

6. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 120 с.

7. Валиханов А.В. Подземный ремонт насосных скважин, 1978. - 200с.

8. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Уч. пособие для вузов. 2-е изд., - М., Недра, 1981. - 452 с.

9. Хасанов Э.М., Кагарманов И.И., Пупченко И.Н. Особенности эксплуатации УЭЦН: Уч. пособие. - Самара: ИД «РОСИНГ», 2006. - 216 с.

10. Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. М., «Недра», 1990).

11. http://perviydoc.ru/v25286

12. http://sdamzavas.net/2-48657.html

Размещено на Allbest.ru