Особенность разработки месторождения

Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.

Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 80 до 1300 ступеней.

Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.

Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и, к которой крепится НКТ.

Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода.

Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.

Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а кругового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.

Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.

При большом газовом факторе применяют насосные модули - газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150-69.

Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:

Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 - обычного исполнения;

Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а - повышенной коррозионной стойкости.

Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.

Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Технические характеристика ПЭД

Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы - его герметичность.

ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.

Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.

Основные технические данные кабеля

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

Кабель марок КПБК или КППБПС - в качестве основного кабеля.

Кабель марки КПБП (плоский)

Муфта кабельного ввода круглая или плоская.

Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони.

Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.

Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-,многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.

Кабель марки КПБК имеет:

Рабочее напряжение В - 3300

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т - 180

Кабель марки КПБП имеет:

Рабочее напряжение, В - 2500

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т - 180

Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С - пластовой жидкости.

Температуры кабельных линий приведены в приложении 4.

Краткий обзор схем и установок.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких - чугуна типа «нирезист», износостойких колес - их полиамидных смол.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса - напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля - секции. Модуль - головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные - 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные - 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

Гидрозащита электродвигателя.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.

Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

Краткий обзор зарубежных схем и установок.

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные установки являются «Реда ламп», «Оил дайнемикс».

Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.

Рассчитаны на работу в скважинах:

- с температурой до 95С;

- содержание мехпримесей не более 0,5г\л;

- сероводорода до 1,25 г\л;

- свободного газа на приеме насоса до 35%.

После определения производительности скважины выбирается насос соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита. Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование, если предполагается значительное содержание песка - гофрированный резиновый подшипник - используется для осевой поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшипника. Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов.

Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

- две опорные ступени насоса;

- валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга образуют вал, который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе;

- валы соединяются между собой с помощью зацепления;

- вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается продольному изгибу;

- в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.

Фирма выпускает насос двух габаритов: 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры обсадных колонн) следующих типов.

Таблица 5.9 - характеристики зарубежных установок

Тип насоса	Наружный диаметр, (мм)	Максимальная мощность на валу насоса, КВт	Номинальная подача, м/сут	Допустимое давление на пяту, м.в.ст.
R 3			30-50	3862
RC 5			50-73
RA 7			90-125
R 9			109-133
RC 12	101,6	200	133-186
R 14			150-212
RA 16			186-239
RA 22			239-311
R 32			311-437	2652
R 38			437-570	1676

Двигатель фирмы отличается конструкцией - число пазов ротора и статора 18 и 23 соответственно, у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень чувствительны к температуре, имеют малый температурный запас. Очень важна скорость обливающей их жидкости, фирма специально оговаривает диаметры скважин, в которые ставят ее двигатели. Фирма ODI предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается, что плавный пуск защитит двигатель, хотя есть вероятность того, что высокий ток на отдельных фазах может выбить пробки. Технические характеристики у двигателей фирмы ODI ниже, чем у отечественных двигателей.

Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г51. Она использует к гидрозащите вихревые газосепараторы KGV и RGV, если объем свободного газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики вихревых газосепараторов).

Фирма ODI не является лучшей фирмой, представляющей на мировом рынке погружные центробежные насосы, но и не является плохой фирмой.

Более конкретно о технических данных насосов фирмы ODI представлено в приложении.

При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое внимание проблеме защиты от абразии.

1. В ODI используется особая конструкция диффузора во всех ступенях насосов 55 и 70 серий для того, чтобы исключить попадание песка в область опорной втулки.

Анализ фонда скважин.

По подаче.

За последние годы было выпущено около 300 насосов типа ЭЦН, из них:

2,5% - ЭЦН 20

38,9% - ЭЦН 50

15,0% - ЭЦН 80

12,1% - ЭЦН 125

1,7% - ЭЦН 160

7,6% - ЭЦН 200

7,3% - ЭЦН 250

2,5% - ЭЦН 360

11,3% - ЭЦН 500

Таблица 5.10 - Фонд скважин по УЭЦН

Типоразмер	Фонд на 1.01.03	Типоразмер	Фонд на 1.01.04
ЭЦН 30	5	ЭЦН 200	15
ЭЦН 50	72	ЭЦН 250	15
ЭЦН 80	30	ЭЦН 360	5
ЭЦН 125	24	ЭЦН 500	22
ЭЦН 160	5	Всего	195

По напору.

По напору насосы распределились следующим образом:

35,7% - напор 1300 метров

17,8 - напор 1200 метров

напор 1400 метров

напор 1700 метров

напор 900 метров

напор 750 метров

напор 100 метров

В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30,50 кубических метров.

Краткая характеристика скважин

Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все наклонно-направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона скважины до 45. Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 600 до 1700 метров.

Динамический уровень:

-самый малый - устье;

-самый большой - > 1000 метров.

Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров. В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра.

Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 2003 год представлено в таблице 5.11.

Таблица 5.11 - Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням

0-200	201-400	401-800	801-1000	>1000	всего	действ. фонд.
36	30	78	33	22	203	223
17,3%	13,6%	34,9%	14,9%	10,3%	91,0%	100%

Анализ факторов влияющих на работу УЭЦН и анализ отказов УЭЦН на месторождении Узень.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.

Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Геологические (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех примесей в добываемой из пласта жидкости), поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи. И факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески, исполнение узлов и деталей УЭЦН).

С апреля 2004 года на месторождении Узень начато испытание УЭЦН. всего по состоянию на 01.01.2006г. перебывали в эксплуатации УЭЦН 150 скважин, из них 50 скважин были возвращены на прежний способ эксплуатации УПШН.

по состоянию на 01.01.2006г. на месторождении в эксплуатации УЭЦН находится 100 скважин, основной фонд которых сосредоточен в НГДУ-3 - 94 скважин, НГДУ-1 - 16 скважин. В эксплуатацию вводились установки с различной производительностью (125, 80, 60, 45, 30 м3/сут) производства ОАО «Алнас» (г. Бугульма, Россия) и «Лемаз» (г. Лебедянь, Россия).

Подбор скважин осуществлялся специалистами НГДУ и согласовывался с сервисной компанией ООО «Привод-Нефтесервис» и ТОО «Прикаспийский машиностроительный комплекс» (ПМК).

Проанализирована работа скважин, оборудованных УЭЦН различной производительности. Основной фонд скважин работает на 13, 14, 15, 16 горизонты (82 %).

Наибольшее число скважин эксплуатируется установками ЭЦН-45 (29 %), ЭЦН-60 (23 %) и ЭЦН-80 (22 %), что в общей сумме составляет 74 % от всего фонда скважин, эксплуатирующихся ЭЦН. Продукция скважин, эксплуатирующихся установками ЭЦН, характеризуется обводненностью в основном свыше 70 % (74 % от общего фонда скважин).

как следует из данных, представленных в табл. 5.12, в целом по анализируемому фонду дебит в среднем на одну скважину составил по жидкости 77 м3/сут, по нефти 14 т/сут, обводненность 82 %, а при прежней работе на УПШН дебит скважин составлял по жидкости 57 м3/сут, по нефти 12 т/сут, обводненность 79 %.

Таким образом, в результате перевода 100 скважин на УЭЦН в среднем на одну скважину возросли дебит жидкости на 20,0 м3/сут, нефти на 2,0 т/сут, обводненность на 3 %. Существенного увеличения обводненности продукции скважин в результате увеличения по ним отборов жидкости не произошло. В скважинах, например, переведенных на эксплуатацию УЭЦН с насосами П-125, отборы жидкости в среднем на одну скважину возросли с 89 м3/сут до 123 т/сут, т.е. на 34 т/сут (на 38,2 %), а обводненность практически не изменилась.

Из данных, представленных в табл. 5.13, следует, что основными причинами отказа являются солеотложения (71 %) и повреждение кабеля (23 %). Перспективы дальнейшего внедрения УЭЦН во многом зависят от реализации эффективных технических решений по защите подземного оборудования от осложняющих факторов, уровня обслуживания данного оборудования.

На месторождении проводятся опытно-промысловые работы, направленные на разработку методов борьбы с солеотложениями. Результаты исследований отражены в специальном разделе данного проекта.

Предлагаемые меры по сокращению аварийности:

1.Повышать контроль за работой скважин. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу на анализ содержания мехпримесей, 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому уровню.

2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.

3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда.

4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.

5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.

6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин отказов.



3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Мероприятия по предупреждению и борьбе с парафиноотложениями.

Основными осложняющими факторами на месторождении являются парафиносолеотложения в призабойной зоне скважин, в подземном и наземном оборудовании.

В настоящее время на месторождении для обработки призабойной зоны пласта и очистки подземного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) применяются тепловые методы, в частности, технология обработки скважин горячей нефтью с использованием агрегатов депарафинизаторов модернизированных (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл). Устройство АДПМ-12/150, например, представляет собой нагреватель вертикальный, цилиндрический, прямоточный, змеевикового типа для нагрева нефти до температуры плюс 150 0С при давлении до 16 МПа.

Успешность тепловых обработок 68%. Средняя продолжительность работы скважины с восстановленным дебитом после обработок- 9 сут. Межочистной период 52 дня.

Обобщая изложенное, следует отметить, что на месторождении технология депарафинизации подземного оборудования скважин горячей нефтью представляется наиболее эффективной с использованием модернизированных агрегатов - депарафинизаторов (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл).

Анализ осложнений, связанных с парафинизацией наземного оборудования.

На месторождении предотвращение застывания нефти и нефтяной эмульсии в выкидных трубопроводах, особенно в холодный период года, решалась путем применения выкидных трубопроводов с тепловой изоляцией и устьевого подогрева. Однако, тепловая изоляция, несмотря на ее достаточную эффективность, была реализована на ограниченном фонде скважин. В качестве устьевых подогревателей использовались печи, работающие на попутном газе.

Наиболее эффективным является применение теплоизолированных стальных выкидных трубопроводов или трубопроводов из стекловолоконного материала и устьевого подогрева. Поскольку с увеличением обводненности продукции содержание в ней попутного газа снижается, в качестве печей устьевого подогрева рекомендуются печи типа ТЭН.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями.

Анализ осложнений, связанных с солеотложениями в призабойной зоне скважин и нефтепромысловом оборудовании, и способов их предотвращения

Основной проблемой эксплуатации УЭЦН является отложения солей на сетке газосепаратора, рабочих колесах насоса и др. На рабочих частях и поверхностях электронасосов образуется осадок, что приводит к нарушению теплообмена и выходу насоса из строя.

Эффективность от закачки кислотных растворов определялась по изменению дебита скважин. Изменение работы скважин до и после кислотной обработки представлено на рисунке 5.1. Работы по удалению солеотложений кислотныхми композициями были продолжены и по состоянию на 01.03.06 было проведено 54 кислотныеобработки. В состав кислотной композиции входила ортофосфорная кислота или плавиковая кислота с обязательным добавлением ингибитора коррозии. В качестве ингибитора коррозии использовался реагент Додикор-V 4712.

Анализ осложнений, связанных с солеотложениями в наземном нефтепромысловом оборудовании, и способов их предотвращения.

С целью выбора ингибитора для защиты наземного оборудования от солеотложений на нефтесборном коллекторе НГДУ-2 ПФ «ОМГ» были проведены опытно-промысловые испытания ингибитора «Ранскейл-4101», разработанного казахстанским производителем ТОО «Рауан» (г.Атырау) совместно с американской компанием «Nalco».

Перед проведением испытаний произведен осмотр узлов учета и фильтров ГУ-110 и ГУ-48. Осмотр установил:

на ГУ-48 отложение солей составляет 5 мм;

на ГУ-110 отложения солей составляют 2мм.

Испытания ингибитора солеотложений «Рауан-4000» проводились в течение месяца. По истечении месяца при вскрытии катушек результаты испытаний показали, что эффективность ингибитора «Рауан-4000» составила 88, 5%.

3.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Требования и рекомендации к системе промыслового сбора продукции скважин

В соответствии с Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК технология системы внутрипромыслового сбора, транспорта и подготовки продукции скважин должна обеспечить следующие требования:

· герметизированный сбор добываемой продукции;

· достоверный замер дебита продукции каждой скважины и возможность проведения гидродинамических исследований;

· учет промысловой продукции месторождения в целом;

· учет объемов попутного газа, потребляемого на собственные нужды;

· надежность эксплуатации всех технологических звеньев;

· автоматизацию всех технологических процессов;

· минимальные технологические потери нефти и газа.

Действующая система внутрипромыслового сбора и транспорта нефти месторождения обеспечивает предъявляемые к ней требования по герметизированному сбору добываемой продукции, её замеру, первой ступени сепарации и дальнейшему раздельному трубопроводному транспорту жидкости и газа на объекты её предварительной и товарной подготовки. Достигается это за счёт применения довольно сложной технологии и технологического оборудования. При этом система внутрипромыслового сбора продолжает характеризоваться осложненными условиями эксплуатации в связи со специфическими особенностями нефти и водонефтяной эмульсии:

· высокое содержание парафиноасфальтосмолистых веществ;

· высокая температура застывания высокопарафинистой нефти;

· неуклонный рост обводненности добываемой продукции;

· невысокий уровень газосодержания в добываемой нефти;

· наличие значительного фонда малодебитных скважин;

· обширная площадь месторождения.

В процессе создания на месторождении многочисленных объектов промыслового обустройства велся поиск, создавались и реализовывались мероприятия по дальнейшему совершенствованию системы внутрипромыслового сбора.

3.4 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения

Требования к системе ППД.

Мощность сооружений систем ППД рассчитывается на максимальный уровень закачки воды, исходя из максимального уровня добычи продукции в пластовых условиях с учетом обоснованного коэффициента компенсации. давление системы ППД определяется, исходя из коэффициентов приемистости и объемов закачки для различных типов коллекторов.

Требования к качеству закачиваемых вод.

Подготовка закачиваемых вод должна быть направлена на удаление механических примесей и эмульгированной нефти до нормируемых показателей, снижение коррозионной агрессивности, подавление роста микроорганизмов и предотвращения солеобразования. При этом обеспечение высокого качества вод необходимо осуществлять доступными техническими средствами с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами.

в 1995 году АО «НИПИмунайгазом» был разработан и утвержден руководящий документ «Вода для поддержания пластового давления, показатели и нормы качества воды для месторождений ПО «Озенмунайгаз» РД 34-002-Р-95 со сроком введения с 01.01.1996г.

Согласно РД 34-002-Р-95, все закачиваемые воды, исходя из свойств коллекторов месторождению Узень, по качеству должны удовлетворять требованиям, приведённым в таблице 5.14.

3.5 Требования к технологии и техники приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения

Технология закачки ПАВ.

Для осуществления технологии закачки водного раствора ПАВ никаких особых требований к объектам разработки, системе разработки не предъявляется. Объектами обустройства являются:

-базы приема и хранения ПАВ; -транспортные коммуникации для доставки ПАВ до пунктов закачивания; -пункт растворения, дозирования и подачи реагента в водоводы; -установки дозирования ПАВ; -нагнетательные скважины. Для дозированной подачи и приготовления низкоконцентрированного водного раствора ПАВ применяются установки дозирования химреагента УДХ-5М, которые размещаются на существующих БКНС.

Установка дозирования химреагентов выполняет следующие функции:

-прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в бак с помощью внешнего насоса; -прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в бак с помощью собственного насоса; -перемешивание химреагента в баке; - закачку химриагента в расходный бак; -подогрев химреагента в баке до температуры от +20 до +60оС; -дозированную подачу химреагента в обрабатываемую эмульсию через распыляющее устройство; -приготовление раствора химреагента и дозированную подачу его в трубопровод.

Максимальная производительность установки 0,2 м3/час при двух дозаторных насосах НД 100/250 (25 МПа - максимальное давление нагнетания).

Технология приготовления и закачки растворов ПАВ состоит в следующем:

1. Поверхностно-активное вещество (ПАВ) доставляется к кустовой насосной станции (КНС), где смонтирована дозаторная установка, обвязанная на прием насосов высокого давления КНС.

2. Для подготовки раствора ПАВ и подачи в водоводы применяются блочные установки УДХ-5М производительностью 5 т/сут.

3. Поставляемый 100 % ПАВ разогревается до необходимой температуры, затем дозаторными насосами НД-100/250 подается на прием насосов КНС в соответствии с заданной концентрацией.

Предусматривается следующий режим реализации процесса:

- внедрение технологии носит непрерывный характер; -длительность внедрения технологии - 7 лет.

В процессе внедрения технологии уточняются режимные параметры технологического процесса и даются рекомендации по срокам и объемам ее дальнейшего внедрения.

Перед проведением работ необходимо провести лабораторные исследования физико-химических характеристик растворов ПАВ.

в процессе внедрения технологии предусматривается:

- контроль за режимом работы скважин; - контроль за технологическими свойствами закачиваемого раствора ПАВ; - контроль за обводненностью добывающих скважин; - исследование попутно-добываемой воды на содержание ПАВ; - контроль за выработкой пласта.

Описание проведения работ.

реализация технологии ПАВ предусматривается в течение 7 лет на 844 нагнетательных скважин, в т.ч. на 679 действующих и 165 проектных, подключенных к 16-ти КНС. Указанный фонд скважин, как отмечалось выше, характеризуется приемистостью до 100 м3/сут

Общий срок реализации технологии составит примерно 10 лет с учетом поэтапного ввода в эксплуатацию на КНС объектов закачки воды и ввода под закачку новых нагнетательных скважин согласно принятому графику разбуривания месторождения.

До начала закачивания раствора ПАВ необходима тщательная промывка водоводов и скважин 12 % раствором соляной кислоты, а в последующем 0,1 % раствором ПАВ для удаления осадков, солей и продуктов коррозии с поверхности труб и исключения попадания их в призабойную зону скважин при переходе на закачивание раствора ПАВ.

Закачивание раствора предусматривается непрерывно в виде оторочки, равной одному объему пор пласта

Следует отметить, что метод увеличения нефтеотдачи вытеснением нефти водой, содержащей добавки неионогенных ПАВ, обладает и определенными недостатками:

эффективность метода снижается:

- с увеличением обводненности пласта; - в связи с высокой адсорбцией реагента.

Предлагаются общие рекомендации по осуществлению процесса:

в начальный период (в течение одного года) целесообразно поддерживать концентрацию ПАВ 0,075 %, т.е. на 20-50 % выше рабочей концентрации (0,05 %).

Расход ПАВ устанавливается в зависимости от объема закачиваемой воды. контроль концентрации ПАВ в закачиваемой воде осуществляется по результатам анализа проб, отбираемых на выкиде БКНС и на устье нагнетательных скважин.

При осуществлении технологического процесса необходимо проводить контрольные геолого-промысловые, гидродинамические и геофизические исследования скважин.

В процессе реализации технологии производится оценка ее эффективности. по истечении установленного срока реализации процесса решается вопрос о прекращении или продолжении работ по реализации технологии с определением продолжительности и уточнения объектов дальнейшего внедрения с учетом возросшей обводненности и фактического состояния выработки запасов.



4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономический анализ вариантов УЭЦН

При проверке нескольких вариантов оснащения скважины установками центробежных насосов необходимо сравнить их экономические показатели по методике ОКБ БП. Причем проверяют наиболее характерные и различные для сравниваемых установок затраты. Равные или примерно равные для установок затраты не учитывают (например, стоимость скважины, поверхностных трубопроводов, вспомогательного оборудования, обслуживания и т.д.). Для сравнения необходимо знать мощность, потребляемую установкой, капитальные вложения, амортизационные отчисления и наиболее характерные затраты на ремонт установок.

Мощность, потребляемая насосом, потери мощности в двигателе и кабеле были определены в предыдущих разделах. КПД трансформатора можно принять равным 0,98. Тогда мощность, потребляемая ЭЦН, будет

где -- КПД двигателя при рабочем режиме.

Эти величины позволяют найти сумму энергетических затрат и платы за установленную мощность или за потребляемую электроэнергию (Э).

В затратах на амортизацию основных средств (К) учтены все основные узлы установки.

Условные затраты на ремонт (Р) установок учитываются затратами на спуско-подъемные операции и на затраты базы по ремонту и обслуживанию установок погружных насосов.

Годовые затраты (С) находятся по формуле



С = К + Э + Р.

Необходимо обратить внимание на то, что энергетические затраты состоят из оплаты энергии по счетчику (первая составляющая суммы) и платы за установочную мощность (вторая).

Стоимость оборудования берется по заводским прейскурантам. Результаты расчетов позволяют сравнить глубины подвески насосов, температуры двигателей и условные годовые затраты. На основе этих данных выбирается наиболее рациональный вариант установки глубинного центробежного насоса.

4.2 Счет капитальных вложений

А. затраты на оборудования:

· вес 1 п.м. стальной трубы 115 кг, стоимость 1 п.м. трубы - 20090 тенге с НДС, стоимость 1 км трубы - 20090 тыс. тенге с НДС;

· стоимость ПЭД - 54182 тенге с НДС, стоимость 1 км трубы - 54182 тыс. тенге с НДС.

Б. затраты на приобретение насоса (по варианту 2)

· стоимость насоса - 475 тыс.тенге (950 тыс.тенге0,5=475 тыс. тенге

4.3 Организация труда и заработная плата

Организация труда представляет собой часть организации производства, которая предусматривает рациональный подбор, расстановку и использование рабочих кадров, обеспечивающих максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда на предприятиях включает в себя:

режим работы;

организацию и обслуживания рабочих;

расстановку рабочих кадров;

охрану труда и обеспечение техники безопасности;

подбор, подготовку и повышение квалификации рабочих.

Рабочее место является звеном организации производственного процесса. В нефтедобыче рабочим местом является территория, на которой расположена группа скважин, закреплённая за работниками, отвечающими за работу и состояние этих скважин.

Должностные оклады инженерно-техническим работникам и служащим в «Озенмунайгаз» устанавливаются в соответствии с постановлением правительства.

Отделом организации труда и заработной платы составляются объёмные показатели управления и отдельных структурных подразделений. Для расчёта численности инженерно-технических работников и служащих. Определяется группа оплаты труда управления и структурных подразделений, справка о средних должностных окладов и фонда заработной платы, установленных по штатному расписанию. Схема должностного оклада составляется от минимального и максимального должностного оклада.

Штатное расписание утверждается в пределах среднего по схеме должностных окладов всех работников включённых в штат.

В «Озенмунайгаз» мастерам и другим инженерно-техническим работникам устанавливаются надбавки к должностным окладам до 30% за высокую квалификацию. Такая надбавка установлена 35 инженерно-техническим работникам.

Оплата труда рабочих в «Озенмунайгаз» производится по повременно-премиальной, сдельной и косвенно-сдельной системе оплаты труда. Средний разряд рабочих за 2006 г. соответствовал среднему разряду работ и составил 3,9. рабочие бригады по добыче нефти и газа оплачиваются по повременно-премиальной системе оплаты труда.

В «Озенмунайгаз» отдельным рабочим устанавливается надбавка от 4 до 12% за профессиональное мастерство.

В 2006 году совмещали профессии 96 человек. За совмещение, в основном получают надбавку в размере 20-30% тарифной ставки, 28 рабочих получают надбавку за профессиональное мастерство. Проводится ежеквартальная плановая и фактическая расстановка рабочих.

В целях усиления материальной заинтересованности работников, разработаны и утверждены положением о премировании рабочих, инженерно-технических работников и служащих.

В зависимости от сложности и качества выполняемых работ установлены размеры премирования рабочим из фонда оплаты труда. Основные профессии рабочих получают премии 50%. Средняя заработная плата одного рабочего составляет 48 тыс. тенге.

4.4 Структура и расчет эксплуатационных затрат

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта.

Расходы, связанные с обычной деятельностью предприятия, разделяются на расходы, относимые на себестоимость продукции и на расходы периода.

Расходы относимые на себестоимость продукции включают в себя все эксплуатационные затраты, производимые непосредственно на промысле. Расходы периода в свою очередь включают в себя общие и административные расходы и расходы по реализации продукции. Многие статьи затрат одинаковы по своей сути. т.е. например, есть затраты на материалы. Только в группу затрат, включаемых в себестоимость продукции, относятся материалы необходимые непосредственно на промысле, а в затратах периода - включаются материалы общепроизводственного назначения. Тоже можно сказать и о статьях: расходы по оплате труда, на электроэнергию, отчислений на амортизацию и т.д.

Итак, расходы, относимые на себестоимость продукции включают в себя расходы на: пласт скважина устьевой месторождение

· обслуживание скважин;

· материальные производственные затраты;

· электроэнергию, потребляемую на промысле;

· внутри промысловый сбор и транспорт нефти и газа;

· технологическую подготовку нефти и газа и воды;

· затраты на поддержание пластового давления и мероприятия по интенсификации добычи;

· амортизационные отчисления производственных фондов;

· обслуживание, текущий и капитальный ремонт основных фондов;

· оплату труда промышленно-производственного персонала;

· налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции;

· услуги сторонних организаций производственного и непроизводственного характера, необходимые на промысле;

· затраты на грузоперевозки и снабжение;

· прочие необходимые затраты.

В затраты и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями, включены:

· диагностика оборудования;

· пуско-наладочные работы;

· услуги геологического характера;

· геофизические исследования скважин;

· услуги механоэнергетической службы;

· автоматической системы управления;

· тарификации и обслуживание приборов;

· метрология;

· и т.п.

Внутри промысловые расходы на транспорт и снабжение включают в себя затраты на:

· транспортировку грузов до промысла;

· страхование автотранспортных средств;

· содержание автопарка и т.п.

В затраты условно-постоянного характера на промысле вошли:

· расходы на медицинское обслуживание;

· обеспечение спецодеждой и средствами индивидуальной защиты;

· на охрану труда;

· проживание работников на промысле;

· проезд работников на вахту и обратно;

· питание работников на промысле;

· связь на промысле.

В группу других производственных расходов, в основном, включены затраты по повышению нефтеотдачи пластов.

Вторая часть затрат - Расходы периода включают расходы на:

· материальные затраты общепроизводственного назначения;

· оплату труда работников административно-управленческого персонала (АУП);

· амортизационные отчисления нематериальных активов и исторических затрат;

· резервы по сомнительным требованиям;

· услуги непроизводственного характера, выполненные сторонними организациями;

· налоги и другие обязательные платежи в бюджет общепроизводственного характера, за исключением тех налогов и платежей, что платятся из прибыли;

· другие затраты общепроизводственного назначения;

· расходы по вознаграждениям (процентам) за займы;

· создание резервного фонда, связанного с будущими расходами по ликвидации месторождения;

· затраты на обучение казахстанских специалистов для работы на вновь вводимом оборудовании и установках;

· и другие расходы.

В свою очередь, в затраты и услуги непроизводственного характера (условно-переменные) в Расходах периода включены:

· услуги банков;

· аудиторские услуги;

· правовое обслуживание;

· обслуживание компьютерных сетей;

· вневедомственная охрана;

· растомаживание грузов;

· услуги других организаций.

В затраты и услуги непроизводственного характера (условно-постоянные, зависимые от численности персонала) в Расходах периода включены:

· услуги связи;

· обслуживание компьютерных сетей;

· затраты на дезинфекцию помещений;

· коммунальные услуги;

· уборка помещений и т.п.

В общепроизводственные и административные расходы условно-постоянного характера вошли следующие затраты:

· все затраты по офису (канцелярские, почтово-телеграфные, подписка на печатные издания и т.д.);

· материалы административного и хозяйственного назначения;

· на технику безопасности;

· убытки от инвентаризации и затраты на чрезвычайные ситуации;

· командировочные по нормам и сверх установленных норм;

· материальная помощь;

· затраты на повышение квалификации;

· затраты на оздоровительные и праздничные мероприятия;

· и другие.

В постоянные общепроизводственные затраты включены:

· представительские расходы;

· на содержание и ремонт офиса;

· расходы на рекламу продукции;

· благотворительная (спонсорская) помощь.

Эксплуатационные затраты, состоящие из прямых затрат на операционные и текущие расходы, налоги и отчисления, входящие в себестоимость продукции, а также расчет налогооблагаемой прибыли

4.5 Экономический эффект

На месторождении “Узень” дебит скважин по сравнению с прошлыми годами падает, что дает основанием использовать на скважинах электроцентробежные насосы с меньшей подачей.

При эксплуатации скважин УЭЦН М-30-1300 повышается межремонтный период и наработка на отказ.

Совершенствование электроцентробежного насоса с подачей 50 мі/сут состоит в том, что в корпус электроцентробежного насоса с подачей на 50 мі/сут мы ставим рабочие колеса и направляющие аппараты, рассчитанные на подачу 30 мі/сут. Этим мы получаем насос с подачей 30 мі/сутки для использования на малодебетных скважинах. За счет этого мы получаем экономию денежных средств, так, как не приходится запускать с заводов электроцентробежные насосы для малодебетных скважин.

Экономический эффект ожидается за счет:

-увеличение наработки на отказ;

-уменьшение числа текущих ремонтов;

-предотвращение затрат, связанных с закупкой УЭЦН-30 на заводах.

Методика расчета экономического эффекта

Экономический эффект определяется по формуле

где, Рг - стоимостная оценка годовых результатов

Зг - неизменные по годам годовые затраты;

Кр - норма амортизации с учетом фактора времени

Ен - норматив для приведения к расчетному году

Стоимостная оценка годовых результатов от количества ремонтов:

где, МРПб - базовый межремонтный период;

МРПсов.-межремонтный период усовершенствованного оборудования

Срем. - стоимость текущего ремонта

Неизменные по годам годовые затраты:

где, Иг - годовые текущие затраты

К - капитальные затраты

Годовые текущие затраты:



где, К1 - капитальные затраты, связанные с изготовлением рабочей ступени;

Зср - средняя затрата

L - длительность изготовления

Капитальные затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

где, m - масса материалов;

c - стоимость материалов;

Ки- коэффициент, учитывающий, что часть материалов расходуется при изготовлении.

К=К1+К2

К=n*(К1+К2)

где, n - количество рабочих ступеней.

Годовая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht

где, Bt - выручка от реализации продукции, полученной с применением мероприятий НТП, без акцизов и налогов на добавочную стоимость;

Ct - себестоимость продукции;

Ht - налоги, общая сумма.

Срок возврата затрат:

где, П - прибыль чистая, получаемая за счет реализации мероприятия за год;

А - сумма амортизации за год.

Исходные данные:

Стоимость ЭЦН - 50-1300 - 1320400 тенге

Стоимость ЭЦН - 30-1300 - 18900000 тенге

m1 - масса рабочего колеса, изготовляемого из полиамида.

m1=0,158 г

С - стоимость полиамида

С=1500000 тенге за тонну

m2 - масса направляющего аппарата, изготовляемого из полиамида.

m2=320 г.

Средняя заработная плата:

Зср.=48000 тенге

Длительность изготовления рабочей ступени

L=1 час

Межремонтный период базовый:

МРПб=316 суток

Межремонтный период совершенствованного оборудования:

МРПсов.=358 суток

Стоимость текущего ремонта (одного):

Т = 72 часа

Среднесуточный дебит :

Q=35 м/сут

Стоимость нефти на внутреннем рынке:

С = 500000 резв./тонну

Себестоимость нефти:

Ct=3782 тенге/т

Расчет экономического эффекта

Стоимостная оценка годовых результатов:

от количества ремонтов:

МРПб=316 суток

МРПсов.=358 суток

Ср=115000 тенге.

Рг2 берем из 40% от стоимости ЭЦН - 50-1300 и стоимости ЭЦн - 30-1300.

Рг2=0,4*13204000+18900000=2418600 тенге

Рг=Рг1+Рг2

Рг=156400+24181600=24338000 тенге

Расчет затрат:

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К

Иг=ДР*Т*Q*Сп

Сп3=55% от себестоимости 2080 тенге/т

Иг=0,136*3,0830,0*0,55*2080=1933928,5 тенге

Затраты на изготовление рабочей ступени

Зср.=1800000 тенге

L=1 час

Затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

m=m1+m2

m=0,320+0,158 =0,478

К2=0,478*10-3 *1500000*1,5=1075,5 тенге

К=112*19227,219=2153449 тенге

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К

Зг=1933928,5 + (1+0,1)*2153449=4292722,4 тенге

Эффект рассчитывается для срока в 5 лет, срока амортизации оборудования типа УЭЦН

Кр=0,1638

Ен=0,1

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht

Формула (4.8) общая для расчета, ее можно разложить:

Пт=Рг2Иг

где, Пт - прибыль без налогов

Текущая чистая прибыль:



Пч=0,65 * Пт

Рг2=24181600 тенге

Иг=1933928,5 тенге

Пt=24181600 - 1933928,5=22247671 тенге

Пч=0,65* Пт=0,65 * 22247671=14460986 тенге

Срок возврата затрат

К=2153449 тенге

Пч=14460986 тенге

А=20% от К

А=430689,8 тенге

года

Т=1,8 месяца

Таблица 3.1 - Сводная таблица экономических показателей

Показатели	До усовершенствования	После усовершенствования
Капитальные затраты, тенге	3574675	2153449
Текущие годовые затраты, тенге	2568000	1933928,5
МРП, сутки	316	358
Экономический эффект, тенге	75986647
Чистая прибыль, тенге	14460986
Срок окупаемости, год	0,15



5. Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования

Система контроля процессов разработки залежей нефти и газа должна обеспечить получение информации о распределении давлений по площади каждого пласта, о распределении дебитов нефти и газа и расхода воды по разрезу скважины, о продуктивности или приемистости скважин и др. Важнейшим источником указанной информации являются промысловые исследования. Сущность их сводится к определению гидродинамических характеристик пластов и скважин по данным наблюдений взаимосвязей между дебитами и давлениями при условно установившихся и неустановившихся процессах фильтрации.

Для контроля за разработкой применяются гидродинамические, геофизические и лабораторные методы, которые характеризуются своими возможностями и ограничениями и, комплексное использование которых, позволяет получать достаточно достоверную информацию, необходимую для управления процессами разработки.

Комплекс исследований контроля разработки включает исследования по новым скважинам, вводимым из бурения, и добывающим и нагнетательным скважинам действующего фонда при проведении ремонта или геолого-технических мероприятий.

В обязательный комплекс промысловых измерений и исследований должны входить:

· гидродинамические исследования добывающих скважин на стационарном и нестационарном режимах, замеры пластового и забойного давлений, систематические замеры дебитов добываемых жидкости, нефти, газа; по нагнетательным скважинам - замеры давления нагнетания, объема закачки и приёмистости скважин;

· промыслово-геофизические исследования процессов вытеснения нефти из продуктивных пластов, включающие определению профилей притока, состава поступающего флюида, интервалов и источника обводнения, изменению пластовой температуры, профиля поглощения и величины приемистости, контролю текущего положения ВНК, оценке изменения и нефтенасыщенности, обследованию технического состояния скважин и скважинного оборудования;