Эффективность предупреждения солеотложений зависит от точности выполнения технологии подачи ингибитора и периодичности обработок скважин. Технология подачи ингибитора осуществляется по способам:

-непрерывной дозировки ингибитора с помощью дозировочного насоса (НД) в составе реагентного блока (БРХ) или с приводом от станка-качалки в затрубное пространство скважины;

-периодической закачки ингибитора в затрубное пространство скважины.

Из опыта эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК положительные результаты получены при применении ингибиторов ПАФ-13А и ВРКС, обладающий комплексным воздействием - борьба с АСПВ и солеотложением.

Из физических методов борьбы с солеотложениями рекомендуется применение магнитоактиваторов (МАС), устанавливаемых ниже приема УЭЦН и УШСН, для фонтанных скважин - на башмаке НКТ, в результате чего скорость солеобразования снижается в 2-3 раза.

3. Отложения АСПВ и газогидратов.

Содержание в продукции скважин Лугинецкого месторождения до 10% асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) и высокое содержание попутного газа определяет неблагоприятные реологические характеристики нефти для эксплуатации скважин. Процесс отложения АСПВ носит адсорбционный характер.

В настоящее время в Западной Сибири широко применяются от выпадения и удаления АСПВ и газогидратов следующие методы:

-применение НКТ с защитными покрытиями или с покрытиями из композиционных материалов: лакокрасочные материалы (бакелитовые лаки), стекло, стеклоэмали, эпоксидные смолы, полимерные покрытия.

-механические методы. Скребки позволяют очистить внутреннюю поверхность НКТ фонтанных скважин и скважин, оборудованных УЭЦН, спускоподъемные операции выполняются с помощью лебедки и скребковой проволоки.

-химические методы. Из химических способов могут быть использованы ингибиторы парафиноотложения с деэмульгирующими свойствами типа СНПХ, ингибиторы Х-TOL, ХТ-48-W, композиционные реагенты ИП-1, ИП-2, ИП-3, ДН-5, стабильный газовый конденсат, нефрас и др.

-тепловые методы. Самыми распространенными способами в промысловой практике являются промывка скважины горячей нефтью и прогрев паром. Но для скважин, оборудованных УЭЦН, такой способ опасен тем, что может нарушиться полимерная изоляция питающего электрокабеля, поэтому температура теплоносителя не должна быть более 70^ОС

4. Вредное влияние газа

Повышенное содержание свободного газа на приеме насоса приводит к снижению коэффициента подачи или к срыву подачи. Для борьбы с этим явлением следует применять газовые сепараторы (якори). Для погружных электроцентробежных насосов рекомендуются газосепараторы типа МН - ГСЛ, допускающие работу насоса при содержании свободного газа на приеме 60%. Перспективным является применение аксиальных многофазных компрессоров типа Poseidon (REDA-Schlumberger), позволяющих повысить содержание свободного газа на приеме до 70% [47]. Компрессор устанавливается между приемным модулем и первыми ступенями насоса и обеспечивает обратное растворение части газа в жидкости. Для штанговых насосов рекомендуется применение двухсекционных газопесочных якорей ООО СП «Акселсон-Кубань», допускающих работу при 25% (по объему) свободного газа.

Одним из методов повышения стабильности работы насосного оборудования в условиях повышенного газосодержания является увеличение глубины спуска насосов. Наилучший эффект достигается при спуске насоса ниже интервала перфорации. В этом случае увеличивается коэффициент натуральной сепарации газа за счет поворота потока в поле сил тяжести. Для обеспечения необходимого охлаждения погружного электродвигателя необходимо применять дополнительный кожух на двигатель, обеспечивающий движение потока жидкости между корпусом двигателя и кожухом (Рис.5.15). Использование УЭЦН с кожухом ограничивает требование использования эксплуатационных колонн диаметром более 168 мм.

Альтернативным вариантом использования УЭЦН ниже интервала перфорации служит рециркуляционная схема компоновки. В этом случае для обеспечения необходимого охлаждения небольшая (10-15%) часть перекачиваемой жидкости отводится по специальной трубе от насоса вниз к электродвигателю (Рис.6.13). Рециркуляционная схема может быть использована с большой долей стандартного оборудования и не требует больших изменений при спуско-подъемных операциях по сравнению с эксплуатацией УЭЦН по обычной схеме.



Рис. 6.13. - Схема размещения УЭЦН ниже интервала перфорации с кожухом

Рисунок 6.14 Рециркуляционная схема размещения УЭЦН ниже интервала перфорации

6.5 Внедрение нового оборудования и технологий на Лугинецком месторождении в 2006г

В 2006г. на Лугинецком месторождении проводились следующие мероприятия по увеличению МРП и наработке на отказ УЭЦН:

1.Спуск ПЭД термостойкого исполнения (11 скв.) (рисунок 6.15)

Рисунок 6.15. Спуск ПЭД термостойкого исполнения

2.Внедрение ФЭЦН (2 скв.), забойный фильтр Mesh Rite. (рис. 6.16)

Рисунок 6.16 Внедрение ФЭЦН

Положительных результатов не наблюдается (несовершенство конструкции пакера ФЭЦН). По результатам демонтажа - клин насоса.

3.Спуск УЭЦН в компоновке с КОО - 73

Герметичность обратного клапана гораздо лучше, также уменьшается количество повторных спуско - подъемных операций при ремонте скважин, оборудованных УЭЦН из-за негерметичности НКТ при спуске.

4.Внедрение газосепараторов ГДБ - 5.

ГДБ - 5 имеет повышенный коэффициент сепарации, что положительно сказывается на работе скважин с высоким газовым фактором.

5.Проведение запусков УЭЦН без прибора контроля изоляции (ПКИ)

(при снижении изоляции в процессе эксплуатации УЭЦН меньше 30 кОм) - 11 скв.). (рис 6.17)

Результаты таковы:

Увеличение средней наработки на отказ УЭЦН.

Снижение комиссионных отказов.

Снижение потерь по добыче нефти

Рисунок 6.17. Проведение запусков УЭЦН без ПКИ

6.6 Мероприятия по увеличению межремонтного периода работы насосного оборудования

Выполнение предлагаемых мероприятий, содержащих вопросы как технологического, так и организационного характера (табл. 6.3), позволит удерживать межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых насосами, на достигнутом уровне.

Таблица 6.3

Типовые мероприятия по увеличению межремонтного периода работы насосного оборудования.

№ п/п	Наименование мероприятий	Ед. изм.	Кол-во	Срок исполнения
Организационные вопросы
1.	Проведение обучения всех работников правилам ведения работ согласно "Технологическому регламенту выполнения работ с УЭЦН"	Обуч.		Ежегодный экзамен
2.	Проведение комиссионных разборов глубинно-насосного оборудования (ГНО) на участках ООО "ЭПУ-Сервис" и "НПР" с составлением необходимых актов	Ком. Разб.	Все	Постоянно
3.	Спуск ГНО производить только на паспортизированных подвесках.	Сп.	Все	Постоянно
4.	Осуществление входного контроля качества соли, поставляемой на растворные узлы.	Проб.	Необх. Кол-во	Постоянно
5.	Обеспечение приема ГНО с ООО "НПР" с паспортами качества.	Шт	Все	01.янв
Технологические вопросы
6.	Контроль раствора на КВЧ на растворных узлах.	Проб.	1	Еженедел.
7.	Проведение отстоя раствора глушения в накопительной емкости согласно «Регламенту приготовления раствора».	Очист.	1	Постоянно
8.	Промывка автомобильных емкостей для доставки раствора к скважине.	Пром.	Все	1 раз в мес.
9.	Производство глушения скважин с применением омагничивания раствора глушения (МАС).	Гл.	Все	Согласно граф-ка ПРС
10.	Отбор проб на КВЧ по часторемонтируемому фонду.	Проб.	1	Еженедел.
11.	Внедрение шламоуловителей в скважинах оборудованных ЭЦН	Шт	на всех скв. ЭЦН	При ремонте
12.	Промывка ствола скважин через пескоотстойники.	Опер.	Необх. Кол-во	По данным ЦНИПР
13.	Очистка внутренней поверхности НКТ	Шт	Все	Постоянно
14.	Очистка забоев скважин и призабойной зоны пласта вакуумной гидрожелонкой	Опер.		По данным ЦНИПР
15.	Обработка скважин ВРКС; ПАФ - 13А.	Скв.		I - IV кв.
16.	Обработка скважин ПАВ (превацел, сульфанол)	Скв.		I - IV кв.

Кроме этого, проведя анализ по преждевременному выходу из строя УЭЦН для увеличения межремонтного периода скважин, оборудованных ими, необходимо:

1. Повысить требования к качеству ремонтов УЭЦН в условиях ЭПУС:

- исключить применение соединительных болтов и шпилек, не прошедших дефектоскопию;

- производить проверку ЭЦН, ПЭД, гидрозащиты на биение валов;

- компоновать установки узлами с одинаковой наработкой;

- не допускать задира брони кабеля;

- организовать надежную транспортировку установок на скважины.

В свою очередь, наибольшая ответственность возлагается и на цеха ПРС, ДНГ и технологической службы.

2.Подготовка скважины к ремонту и технологически грамотное проведение самого ремонта:

- глушение скважины;

- скреппирование эксплуатационной колонны;

- соблюдение скорости при СПО;

- крепления кабеля к НКТ.

3. Правильный подбор установки:

- газовые сепараторы;

- установки спец. износостойкого образца.

4. Грамотный вывод на режим и контроль при эксплуатации:

- перевод жидкости глушения удельного веса 1,08-1,18 г/см (при запуске) на удельный вес 1,03 или нефть;

- установка регулируемых штуцеров;

ежемесячная ревизия наземного оборудования.

5. Внедрение нового оборудования:

-ЭЦН

-НКТ

7. Охрана труда и противопожарная защита

7.1Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

Монтаж и демонтаж наземного оборудования УЭЦН, осмотр, ремонт и наладку его должен производить электротехнический персонал. Не электротехническом персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка УЭЦН.

Кабель от станции управления до устья скважин прокладывают на металлических стойках высотой 0,5 м. Всё наземное оборудование УЭЦН надёжно заземляют. Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

При СПО скорость движения НКТ с кабелем не должна быть более 0,25 м/с. Для намотки и смотки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.

Кабель прикрепляют в НКТ поясами, установленными над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.

При спуске и подъёме УЭЦН на устьевом фланце скважины устанавливают приспособление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.

Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя УЭЦН на устье скважины.

При работе по погрузке и разгрузке оборудования УЭЦН необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. Например: нельзя находиться на пути кабельного барабана, спускаемого лебёдкой с откосов машины или саней. Все погрузочные и разгрузочные устройства подвергаются периодическим испытания и не реже одного раза в 3 месяца осматриваться и регулироваться.

На транспортировочном агрегате все части УЭЦН надёжно закрепляют: насосы, гидрозащиту, электродвигатель - способами и винтами; трансформатор, станцию управления - цепями; барабан - четырьмя винтовыми растяжками - за ось.

7.2 Противопожарные мероприятия

Расположение скважин на площадке куста производится в соответствии со схемой монтажа, учитывающей специфику района и согласованной с местными органами Госгортехнадзора. Число скважин определяется проектом разработки месторождения.

Для каждой кустовой площадки скважин НГДУ должен быть составлен индивидуальный план ликвидации возможных аварий, согласованный с местными органами Госгортехнадзора и военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.

Не реже одного раза в месяц НГДУ должно проводить тренировочные занятия с исполнителями работ по ПЛВА на совмещённом кусту.

Порядок передвижения всех видов транспортных средств на площадке совмещённого куста в период эксплуатации устанавливается и утверждается старшим руководителем работ.

Необходимо предусмотреть пути эвакуации транспортных средств при аварийной ситуации.

Ответственность за соблюдением установленного и определённого знаками порядка передвижения, стоянки и разгрузки на территории куста несут производители работ.

При авариях, связанных с фонтанированием скважин, все работы на совмещённом кусту, включая добычу нефти, должны быть прекращены до ликвидации аварии.

Освещённость рабочих площадок должна соответствовать требованиям правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

У устьев э/скважин и СКД минимальная освещённость должна быть 20лк.

Склад топлива и масла должен располагаться на расстоянии не менее 40 м от устья скважины, технологических установок и электростанций.

8. Охрана недр и окружающей среды

8.1 Охрана недр и окружающей среды

Основными типами антропогенных воздействий на природу, изменение природы под их влиянием, являются:

нефтяное загрязнение окружающей среды вследствие несовершенства технологии, аварийных разливов и несоблюдение природо-охранных требований;

загрязнение атмосферы при сгорании газа в факелах и потери через негерметичное оборудование в районе компрессорной станции, при авариях на газа нефтепроводах;

загрязнение природной среды промышленными и бытовыми отходами;

развитие отрицательных физико-геологических процессов в зоне строительства и эксплуатации объектов (изменение поверхностного стока, заболачивание, подтопление, развитие оврагов, оползней, эрозии, активизация криогенных процессов на участках распространения многолетне-мерзлых пород, засоление выходом сеноманских вод);

значительное изъятие земель и изменение баланса земельного фонда за счет сельскохозяйственных и лесохозяйственных предприятий.

И как следствие от вышеотмеченных воздействий на природу:

сокращение площадей пастбищ и соответственно, поголовья скота;

сокращение ареалов редких видов растений, площадей, занятых ягодниками, лекарственными растениями и другими ценными видами флоры;

нарушение лесов и нерациональный расход древесины при обустройстве передвижных поселков, временных дорог, промплощадок и др.;

сокращение рыбных запасов вследствие загрязнения поверхностных вол, нарушения гидрологического режима при строительстве и эксплуатации месторождений;

сокращение численности видов диких животных из-за браконьерства и перераспределения мест обитания основных видов и т.д.

В соответствии с действующими законами, постановлениями и положениями Правительства РФ во всех проектных документах по разработке Лугинецкого месторождения должны быть предусмотрены и реализованы на практике экологические исследования района работ и основные организационно-технические мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр, окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией залежи нефти.

Экологические исследования района работ включают в себя: анализ «исходного состояния» района; подробное описание состояния имеющихся уровней загрязнения; экологический инвентарь района (болот, озер, рек, лесов, тундры, торфяников); гидробиологические исследования рек и водоемов; составление гидрогеологической карты и карты растительности; подготовка комплекта документации с оценкой ущерба окружающей среды.

Общими мерами по охране окружающей среды являются: сокращение потерь нефти и газа; повышение герметичности и надежности нефтепромыслового оборудования; высокая степень утилизации нефтяного газа; оптимизация процессов сжигания топлива при одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. Все линии сбора нефти и магистральные нефтепроводы должны выдерживать деформации почвы во время периода таяния. Предотвращение аварийных выбросов производится ранним обнаружением притока пластовых флюидов в скважину, ликвидацией проявлений, контролем за буровым раствором, герметизацией устья скважины и др.

Любой ущерб, нанесенный окружающей среде за пределами участков разработки, должен быть ликвидирован.

8.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу при разбуривании; и эксплуатации залежи, являются углеводороды, продукты сгорания газа и другого топлива (окислы углерода, оксиды азота, сажа и др.).Количественное определение содержания вредных веществ в атмосферном воздухе осуществляется с использованием методик и инструкций Госкомприроды, Госкомгидромета и Минздрава. Весь комплекс организационно-технических мероприятий должен обеспечить соблюдение предельно-допустимых концентраций (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе.

Чистота атмосферного воздуха обеспечивается путем сокращения абсолютных выбросов газов и обезвреживанием выбросов, содержащих вредные вещества.

При бурении скважин рекомендуется использовать замкнутую герметичную систему циркуляции бурового раствора, применять герметичные и закрытые емкости для хранения нефти и ГСМ, нейтрализовать и обезвреживать выхлопные газы ДВС, утилизировать попутный нефтяной газ, предупреждать газопроявления, предусмотреть автоматическое отключение нефтяных скважин при прорыве выкидной линии.

На аварийных факельных установках необходимо обеспечить полное и бездымное сгорание газов. По возможности факельные газы собирать в газгольдер для дальнейшего его использования, предусмотреть очистку сбрасываемого газа на факел от капельной нефти, оборудовать факела устройствами для дистанционного розжига горелок.

Необходимо обустроить площадь герметизированной системой сбора, подготовки и транспорта нефти. Продукты стабилизации нефти необходимо утилизировать, а не сжигать на факелах.

Таблица 8.1.

№ п/п	Наименование загрязняющих веществ	ПДК м.р. в воздухе населенных мест, мг/м3	Класс опасности	Параметры выбросов
				г/сек	т/год
1.	Двуокись азота	0.085	2	0.078	1.230
2.	Окись углерода	5.000	4	0.220	4.88
3.	Углеводороды	50(ОБЦВ)	4	9.140	298.8
4.	Сажа	0.15	3	0	2
5.	Метанол	1	3	0.041	1.290

Нефтяные резервуары необходимо оборудовать клапанами в северном исполнении типа КДС в комплексе с дисками-отражателями и ГУС.

В качестве топлива рекомендуется использовать природный газ, процесс сжигания топлива следует оптимизировать.

О всех выбросах вредных веществ в случае аварии НГДУ должно сообщить в установленном порядке Комитету по охране природы по территориальной принадлежности.

8.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

Эта задача реализуется выделением и соблюдением водоохранных зон, повышением надежности магистральных нефтепроводов на участках прохождения через водоемы, оснащением бригад по ликвидации аварийных выбросов техникой и биобакпрепараторами для обработки загрязненной поверхности. Сброс промысловых стоков с объектов необходимо закачивать в продуктивные пласты.

Необходимо ежегодно разрабатывать и реализовывать водоохранные мероприятия по постановлению СМ СССР №64 от 19.01.88 «О первоочередных мерах по улучшению использования водных ресурсов в стране»:

сокращение технологических потерь воды за счет регулирования закачки воды и пластового давления в зоне отбора нефти;

рассредоточение объема закачки воды по пласту;

снижение давления нагнетания в зоне ведения закачки по пласту;

проведение ремонтно-изоляционных работ на обводненных скважинах;

сокращение технических потерь воды в системе ППД.

При бурении скважин:

исключить размещение кустов скважин в зонах затопления и в пределах водоохранных зон;

предусматривать гидроизоляцию площадок под нефтепромысловые объекты;

не применять в буровых растворах нефтепродукты и другие токсичные реагенты. Использовать при бурении полимерный буровой раствор с КМЦ и ППА;

применять четырехступенчатую очистку центрифуг;

промливневые стоки с площадок ДНС, КНС и других объектов сбрасывать в нефтесборные коллектора;

осуществлять биологическую очистку хозяйственно-бытовых стоков;

делать обваловку вокруг нагнетательных скважин, емкостей и других объектов;

при ремонтах скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в коллектор;

поверхностные водозаборные сооружения должны быть оборудованы рыбозащитными устройствами;

при ликвидации аварийных разливов предусмотреть использование адсорбентов.

8.4 Охрана и рациональное использование земель

При выборе площадок и трасс под строительство объектов основным критерием является минимальное использование лесов I и II групп, пойменной части рек и озер, а также обход кедровников, путей миграции животных и птиц. Принимается прокладка линейных сооружений (автодорог, трубопроводов, линий электропередач) в одном коридоре, что обеспечивает снижение площади занимаемых земель на 30-40%.

Земельные участки, отведенные в постоянное пользование, благоустраиваются с использованием предварительно снятого почвенно-растительного слоя. Земли, передаваемые во временное пользование, подлежат восстановлению (рекультивации). Земельные участки приводятся в пригодное для использования по назначению состояние в ходе работ, а при невозможности этого не позднее, чем в течение года после завершения работ.

Согласно требованиям лесного хозяйства организации, выполняющие строительные работы обязаны:

обеспечить минимальное повреждение почв, травянистой и моховой растительности;

произвести очистку лесосек и ликвидировать порубочные остатки;

не допускать повреждения корневых систем и стволов опушечных деревьев;

не оставлять пни выше 1/3 диаметра среза, а при рубке деревьев больше 30 см - выше 10 см, считая высоту шейки корня.

По окончании буровых работ на кустах скважин проводятся ликвидация и рекультивация шламовых амбаров следующим образом:

осветление, нейтрализация жидкой фазы с последующей откачкой в нефтесборный коллектор;

засыпка шламового амбара привозным грунтом;

устройство лежневого настила поверх территории амбара;

укладка геотекстиля и отсыпка слоя толщиной 1 м из привозного грунта;

планировка рекультивируемой поверхности слоем торфо- песчаной смеси толщиной 15 см и почвосемян многолетних трав.

Выбуренные породы после отвердения с помощью цемента (10%) могут использоваться в качестве материала для насыпей.

Рекультивация нарушенных земель по трассам линейных трубопроводов носит природоохранное направление и выполняется в два этапа

Технический этап рекультивации состоит из срезки почвенно-растительного слоя толщиной 0.2-0.4 м и перемещение его во временные отвалы до начала строительных работ и возвращение этого слоя из отвалов и планировка рекультивируемой поверхности по окончании строительства.

Биологический этап рекультивации включает дискование почвы боронами в один след, поверхностное внесение минеральных удобрений и посев многолетних трав мехспособом.

Для обеспечения потребности объектов строительства в грунте предусматривается использование месторождений песка, разрабатываемых гидромеханизированным способом. После окончания работ производится рекультивация карьера путем восстановления почвенно-растительного слоя с посевом трав.

Предотвращение аварийных разливов нефти и химреагентов обеспечивается:

контролем давления в общем коллекторе и замерном сепараторе с сигнализацией предельных значений на ЗУ;

в случае аварии на ДНС автоматическим переключением потока нефти в аварийные емкости;

аварийным отключением насосных агрегатов на ДНС, КНС и узлах дозирования ингибиторов;

применением химреагентов-ингибиторов коррозии, парафино-гидратоотложений;

закреплением трубопроводов на проектных отметках грузами и анкерами, препятствующими всплытию и порыву;

прокладкой трубопроводов в кожухах через автомобильные дороги;

контролем качества сварных швов трубопроводов методом радиографирования и магнитографирования и гидравлическое испытание на прочность и герметичность.

Ликвидация последствий аварий возлагается на аварийно-восстановительный участок, который должен быть создан в каждом НГДУ и оснащен техническими средствами согласно РД-39-0147103-376-86.

Работы проводятся согласно «Временной инструкции по ликвидации аварийных проливов нефти с водных и грунтовых поверхностей» (1989 г., НПО «Техника и технология добычи нефти»).

Рекультивация нефтезагрязненных земель выполняется в соответствии с «Лесоводственными требованиями», разработанными Тюменской лесной опытной станцией ВНИИЛМ.

9. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

9.1 Организация и проведение перевода скважины с фонтанного способа эксплуатации на УЭЦН в условиях Лугинецкого месторождения

В НГДУ применяют установки с погружными центробежными насосами (УЭЦН), позволяющими при большой подачи развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин (до 1700м).

Подбор скважин под установки производит геологическая служба на основании проведенных гидродинамических исследований и расчетов.

На первом этапе работ производится глушение скважин. Завоз раствора глушения производится а/машиной АЦН-12 в течении 12 часов и сливается в специальную подготовленную емкость. Завозится также аварийный запас глушения в объеме, двукратно превышающем объем глушения скважины. Итого 35 + 70 соответственно равно 105м³ раствора глушения. Сам раствор глушения готовится на растворном узле базы предприятия. Глушение скважины производится в один цикл в течение 1,2 часа чистого времени в V = 35м³ агрегатом ЦА-320 с отстоем скважины на разгазирование в течение 8 часов. Если скважина проявляет, то глушение проводят вторым циклом. Агрегат ЦА-320 постоянно задействован на скважине в течение полного времени проведения работ на случай аварийного выброса и долива скважины раствором, при подъеме подземного оборудования, а также периодической опрессовке НКТ при спуске оборудования.

Переезд на скважину производится параллельно работам по глушению скважины. При перевозке оборудования и расстановке оборудования задействован К-700 в течение 12ч. Перегон подъемника УПТ1-50 осуществляется за счет ООО «ЛУТТ» согласно договора.

При установке УПТ1-50 для задавки якорей и их испытании используется ЗИЛ «АЗА»-3ч. Для подключения эл.энергии для освещения и бытовых вагончиков задействован электрик - 5,7 час.

При строительстве площадок, установке приемных мостков, расстановке оборудования, задавке якорей, демонтаж - монтаж ФА, КМУ и превентора, автонаматывателя и подготовительно-заключительных работах задействовано звено ПРС в составе мастера ПРС и двух операторов ПРС 6 и 8 разрядов.

После подъема бригада ПРС приступает к промывке забоя, т.е. очистки забоя от вероятных отложений песка (промывка песчаной пробки).

Для этого на забой скважины доспускают «перо» и при помощи ЦА-320 нагнетанием раствора глушения в НКТ делают промывку скважины. Затем инструмент поднимают. На проведение данной операции затрачивается дополнительно 29 бр./часов.

Перед спуском УЭЦН проводят шаблонирование колонны скважины специально изготовленным шаблоном в течение 10 часов. Завоз УЭЦН производится а/м «Фискарс».

Монтаж УЭЦН, установка газосепаратора производится электромонтажником 5 р. в течении 4,7 часов.

Спуск УЭЦН производится с опрессовкой НКТ через 200 м спуска агрегатом ЦА-320, и герметизацией резьбы лентой «ФУМ». При завозе и вывозе отбракованных труб НКТ, оборудования скв. задействована а/м гидроманипулятор «Фискарс»-12ч. После подключения установки, производится ее опресовка и сдача в бригаду добычи для дальнейшей эксплуатации.

Таблица 9.1

Расчет прироста добычи нефти исходные данные к расчету

№ скважин	До перевода	После перевода
734	Тип установки	Дебит,т/сут	Кол-во отказов	Тип установки	Дебит,т/сут	Кол-во отказов
	ЭЦН-50	3,3	4	ЭЦН-50+ СН-73	15	0

Таблица 9.2

Калькуляция себестоимости добычи нефти на 1 тонну по НГДУ

Основные затраты	Руб/тонну	Обозначение
Расходы на эл.энергию по извлечению нефти	4,83	С1
Расходы по искусственному воздействию на пласт	49,2	С2
Основная заработная плата производственных рабочих	9
Отчисления на социальные нужды	3,48	С3
Амортизация скважины	51,6	С5
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	0,6	С6
Расходы на технологическую подготовку нефти и газа	2,4	С7
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	135,3	С8
Цеховые расходы	6,9	С 9
Общепроизводственные расходы	118,5	С10
Прочие производственные расходы	89,1	С11
Итого себестоимость	470,91

Определяем объем добычи нефти за год, до проведения мероприятия по формуле:

V1 = q1 * Tk * Kэцн * Кu , т/мес.

Где g1-среднесуточный дебит скважины до проведения мероприятия: т/сут;

Тк-количество календарных дней в месяце;

Кэцн- коэффициент эксплуатации ЭЦН, Кэцн=0,924;

Ки-коэффициент изменения, отражающий падение дебита нефти по месяцам, Ки=0.995-0,94

V1янв = 3.3 * 31 * 0.924 * 0995 =9 4.1 т/мес.

V1февр = 3,3 * 21 * 0,924 * 0,99 = 63,4 т/мес.

V1март = 3,3 * 31 * 0,924 * 0,985 = 93,1т/мес.

V1апр = 3,3 * 30 * 0,924 * 0,98 = 89,6 т/мес.

V1май = 3,3 * 25 * 0,924 * 0,975 = 74,3 т/мес.

V1ин = 3,3 * 30 * 0,924 * 0,97 = 88,7 т/мес.

V1ил = 3,3 * 27 * 0,924 * 0,965 = 79,4 т/мес.

V1авг = 3,3 * 28 * 0,924 * 0,96 = 82 т/мес.

V1сен = 3,3 * 30 * 0,924 * 0,955 = 87,4 т/мес.

V1окт = 3,3 * 24 * 0,924 * 0,95 = 69,5 т/мес.

V1ноя = 3,3 * 30 * 0,924 * 0,945 = 86,4 т/мес.

V1дек = 3,3 * 25 * 0,924 * 0,94 =71,7 т/мес.

Итого добыча нефти за год по скважине 734 до проведения мероприятия составили:

V1=979.6 т/год.

Определяем объем добычи нефти за год после проведения мероприятия по формуле:

V2=g2*Тк *Кэцн *Ки, т/мес.

Где g2-среднесуточный дебит скважины после проведения мероприятия, т/сут.

V2янв=15 * 31*0,924*0,995=427,5 т/мес.

V2фев=15*28*0,924*0,99=384,2 т/мес.

V2мар=15*31*0,924*0,985=423,2 т/мес.

V2апр=15*30*0,924*0,98=407,5 т/мес.

V2май=15*31*0,924*0,975=418,9 т/сут.

V2июн=15*30*0,924*0,97=403,3 т/мес.

V2ил=15*31*0,924*0,965=414,6 т/мес.

V2авг=15*31*0,924*0,960 =412,5 т/сут.

V2сен=15*30*0,924*0,955=397,1 т/мес.

V2окт=15*31*0,924*0,95=408,2 т/мес.

V2нбр=15*30*0,924*0,945=392,9 т/мес.

V2дек = 15 * 31 * 0,924 * 0,94 = 403,9 т/мес.

Итого добыча нефти за год по скважине 1195 после проведения мероприятия составила:

V2= 4893.8 т/год.

Определяем прирост добычи нефти по формуле:

V=V2-V1, т/год.

V=4 893.8 - 979.6 = 3914.2 т/год.

Расчет себестоимости добычи нефти до и после проведения мероприятия по статьям калькуляции

Определяем условно-постоянные затраты:

С1.3.= C2.3.= C3 * V1 = 9*979,6 = 8816,4 руб.

С3= С2.3./ V2 = 8816,4 / 4893,8 =1,8 руб.

С1.4.== C2.4.=C4 * V1 = 3,48 * 979,6 = 3409 руб.

C4 = C2.4 ./ V = 3409 / 3914,2 = 0,87 руб.

C1.5.= C2.5.=C5 * V1= 51,6*979,6 = 50547,36 руб.

C5 = C2.5 / V2 = 50547,36 / 4893,8 =10,33 руб.

C1.8 = C2.8 = C8 * V1 = 135,3 * 979,6 =132539,86 руб.

C8=C2.8./V2=132539,86 /4893,8=27,08 руб.

C1.9.= C2.9.=C9 * V1 = 6,9 * 979,6 = 6759,24руб.

C9 = C2.9./ V2 = 6759,24 / 4893,8 =1,38 руб.

C1.10.= C2.10.= C10 * V1 = 118,5 * 979,6 = 116082,6 руб.

C10.= C2.10./ V2 = 116082,6 /4893,8 = 23,72руб.

C1.11 = C2.11 = C11 * V1 = 89,1* 979,6 = 87282,36руб.

C11=C2.11/V2=87282,36/4893,8= 17,84руб.

Определяем условно-переменные затраты:

С1.1.= V1 = 4,83 * 979,6 = 4731,47 руб.

C2.1.= C1* V2 = 4,83 * 4893,8 = 23637,05руб.

C1.6.= C6 * V1 = 0,6 * 979,6 = 587,76 руб.

C2.6 * V2 = 0,6 * 4893,8 = 2936,28 руб.

C1.7= C7 * V1 = 2,4 * 979,9 = 2351,04руб.

C2.7.= C7 * V2 = 2,4 * 4893,8 = 11745,12 руб

Определяем общую себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия по формуле:

С1=С11.1.+C1.3.+C1.4.+C1.5.+C1.6.+C1.7.+C1.8.+C1.9.+C1.10.+C1.11 руб.

C1=4731,47+8816,4+3409+50547,36+587,76+2351,04+132539,86+6759,24++116082,6+87282,36= 413107,09руб.

Определяем общую себестоимость добычи нефти после проведения мероприятия по формуле:

С2=С2.1+C2.3.+C2.4.+C2.5.+C2.6.+C2.7.+C2.8.+C2.9.+C2.10+C2.11. руб.

C2=23637,05+8816,4+3409+50547,36+2936,28+11745,12+132539,86+6759,24+116082,6+87282,36= 443755,27руб. Все расчеты сведены в таблицу 9.3.

Таблица 9.3

Калькуляция себестоимости нефти

Наименование статей калькуляции	До проведения мероприятий	После проведения мероприятий	+отклон. На 1 тонну
	Всего тыс/руб.	на 1 тонну	Всего, тыс/руб.	на 1 тонну
Расходы на эл.энергию	4731,47	4,83	23637,05	4,83	0
Основная з/плата произв-х рабочих	8816,4	9	8816,4	1,8	-7,2
Отчисления на соц.нужды	3409	3,48	3409	0,87	-2,61
Амортизация скважины	50547,36	51,6	50547,36	10,33
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	587,76	0,6	2936,28	0,6	0
Расходы на технологическую подготовку	2351,04	2,4	11745,12	2,4	0
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	132539,86	135,3	132539,86	27,08	-108,22
Цеховые расходы	6759,24	6,9	6759,24	1,38	-5,52
Общепроизводственные расходы	116082,6	118,5	116082,6	23,72	-94,78
Прочие производственные расходы	87282,36	89,1	87282,36	17,84	-71,26
ИТОГО	413107,09	422,71	443755,27	91,85	-330,86

Расчет затрат на проведение перевода скважины.

Таблица 9.4

Зарплата производственных рабочих по тарифу.

Состав бригады	Разряд	Кол-во человек	Тарифная ставка, руб./час	Кол-во отработанных часов, час.	Зар. плата по тарифу, руб.
Мастер ПРС	10	1	16,85	146	2460,1
Оператор ПРС	6	2	12,08	146	1763,68
Оператор ПРС	8	2	14,74	146	2152,04
Итого по тарифу з/платы	6375,82

Определяем премии производственных рабочих из расчета 60% от заработной платы по тарифу по формуле:

Зп.п.р.= Зт.ф.*0,6, руб.

где Зт.ф.-заработная плата бригады по тарифу, руб.

Зп.п.р.= 6375,82 * 0,6 = 3825,49руб.

Определяем зарплату ночных по формуле:

Зн.п.р.=(ВР1 / T * t) * n, руб.

где ВР1-время производства работ, бр/час.

T-количество часов в сутках,час.

t-время ,оплачиваемое по ночному тарифу, час.

n-количество человек в смене ,чел.

Зн.п.р.=(146 /24 * 8) * 2 = 97,4 руб.

Определяем доплату за мастерство из расчета 10% от тарифной ставки по формуле:

З н.п.р.=(Tс.6.* 0,1) * ВР1, руб.

ГдеTc.6.- тарифная ставка оператора ПРС 6 разряда, руб./час.

З м.п.р.= (14,74* 0,1) * 146 = 215,21руб.

Определяем общую зарплату производственных рабочих с учетом районного коэффициента и северной надбавки по формуле:

З о.п.р.=((Зт.ф.+Зп.+Зн.+Зм.) * Кр.)) + ((Кс.н.* ( Зт.ф.+Зп.+Зн.+Зм.))руб.

Где Кр-районный коэффициент, Кр=1,5

Кс.н.- северная надбавка, Кс.н.=1,5

Зо.п.р.=((6375,82+3825,49+215,21)*1,5)+(0,5*(6375,82+3825,49+215,21)) = 20833,04 руб.

Определяем зарплату вспомогательных рабочих.

Таблица 9.5

Зарплата вспомогательных рабочих по тарифу

Вспомогательные рабочие.	Разряд	Кол-во человек	Тарифная ставка, руб./час.	Кол-во отработанн. часов,час.	Зарплата по тарифу, руб.
Электрик	5	1	13,21	5,7	75,3
Слесарь КИПиА	5	1	14,21	3	42,63
Мастер добычи		1	16,85	1	16,85
Мастер ГДИС		1	16,85	1	16,85
Итого зарплата по тарифу 151,63

Определяем премии вспомогательных рабочих из расчета 40% от заработной платы по тарифу по формуле:

З п.в.р.=З т.ф.*0,4 ,руб.

З п.в.р.=151,63 *0,4=60,65руб.

Определяем общую заработную плату вспомогательных рабочих с учетом районного коэффициента и северной надбавки по формуле:

Зо.в.р.= ((З т.ф. + З п.в.р.) * Кр.)) + ((Кс.н .* ( З т.ф .+ З п.в.р.)),руб

З о.в.р.=( (151,63 +60,65)*1,5)+(0,5*(151,63+60,65))=424,56руб.

Определяем общую заработную плату основных производственных рабочих и вспомогательных производственных рабочих по формуле:

З общ.=З о.п.р.+З о.в.р.,руб.

З общ.=20833,04+424,56=21257,6 руб.

З доп.=(Зобщ.*11)/100=(21257,6* 11) / 100 = 2338,33руб.

Определяем расходы на социальные нужды из расчета 26% от общей заработной платы по формуле:

С соц.=((З общ.+Здоп.) * 26) / 100,руб.

С соц.=((21257,6 * 2338,33) * 26) / 100 = 6134,94руб.

Определяем затраты на материал

Таблица 9.6

Затраты на материал

Наименование	Ед.изм.	Кол-во	Цена за ед.,руб.	Сумма, руб.
Раствор глушения	М3	105	108	11340
Итого затраты на материал 11340

Определяем расходы на спец.технику

Таблица 9.7

Расходы на специальную технику

Наименование	Время работы, час.	Цена за 1 час, руб.	Сумма
ЦПТ 1-50	146	62,81	9170,3
ЦА-320	146	47,38	6917,5
Урал “Вахта”	146	38,71	5660,4
Урал “Трубовоз”	12	38,32	460
Фискарс	12	42,35	508
АЦН-12 3 шт.	12	32,53	1171,1
К-700	12	77,55	930,6
ЗиЛ “АЗА”	3	79,50	239
ИТОГО	25056,9

Определяем амортизацию основных фондов.

Согласно принятой методики расчетов амортизационных отчислений в НГДУ нормы амортизационных отчислений на подвижной состав автомобильного транспорта установлены в пределах на один час работы транспорта приходится 15,33 руб, а прочие расходы 3,7 руб на один час работы транспорта.

Са=146 * 15,33 = 2238 руб.

Определяем прочие расходы:

Спр.=146 * 3,7 = 540,2 руб.

Определяем прямые затраты:

Спрз=См + Зобщ + Ссоц + Стр + Со + Спр, руб.

Спрз=11340+21257,6+6134,94+25056,9+2238+540,2=66567,64руб.

Определяем цеховые расходы из расчета 25% от прямых затрат по формуле:

Сцр=Спрз * 0,25, руб.

Сцр=66567,64 * 0,25 = 16641,91руб.

Таблица 9.8

Смета затрат на перевод скважины

Наименование	Сумма, руб.
Материалы	11340
Заработная плата рабочих	21257,6
Отчисления на соц.нужды	6134,94
Услуги специальной техники	25056,9
Амортизация ОПФ	2238
Почие расходы	540,2
Итого прямых затрат	66567,64
Цеховые затраты	16641,91
Итого затраты единовременные	149777,19

Расчет показателей экономической эффективности мероприятия:

Определяем себестоимость нефти с учетом единовременных затрат после перевода скважины по формуле:

Сзе=С 2 + Зеп, руб.

Где Зеп - единовременные затраты на перевод скважины , руб

Сзе=443755,27+149777,19=593532,46руб.

Определяем себестоимость одной тонны нефти с учетом единовременных затрат после перевода скважины по формуле:

Ст=Сзе / V2, руб/тонну

Ст=593532,46/4893,8=121,28руб/тонну

Определяем условно-годовую экономию от проведенного мероприятия по формуле:

Эг=(Ст-Ст) * V2, руб.

Эг=(422,71-121,28)*4893,8=1475138,13руб.

Определяем прибыль до внедрения мероприятия по формуле:

П1= (Ц-Ст) *V, руб.

Где Ц-цена за одну тонну, руб.

П1=(700-422,71)*979,6=271633,28руб.

Определяем прибыль после внедрения мероприятия по формуле:

П2= (Ц-Ст) * V2, руб.

П2=(700-121,28)*4893,4=2831908,45 руб

Определяем прирост прибыли по формуле:

П=П2-П1

П=2831908,45 -271633,28=2560275,17руб.

Определяем удельно условно-годовую экономию по формуле:

Эг=Эг / V2, руб/тонну

Эг=1475138,13/4893,4=301,45руб/тонну

Определяем удельную условно-годовую прибыль по формуле:

П= П / V2, руб.

П=2560275,17 /4893,4=523,21руб/тонну

Таблица.9.9

Технико-экономические показатели

Наименование	Ед. изм.	До мероприятия	После мероприятия	+отклонение -
Дебит нефти	Т/сут	3,3	15	+11,7
Годовая добыча нефти	Т/год	979,6	4893,4	+3914,2
Себестоимость 1 тонны нефти с учетом единовременных затрат	Руб/тонна	422,71	121,28	-301,43
Условно-годовая экономия	Руб.		1475138,28	-
Прирост прибыли	Руб.		+2560275,17	-

Вывод: в результате перевода скважины, оборудованной установкой УЭЦН, на тандемную установку УЭЦН + струйный насос дебит нефти увеличился на 11,7 тонны в сутки, что составляет 3914,2 тонн годового прироста. При этом себестоимость одной тонны нефти с учетом единовременных затрат снизилась на 301,43 рублей. За счет снижения себестоимости и увеличения добычи нефти условно-годовая экономия составила 1475138,28 рубля, что дает прирост прибыли 2560275,17 рубля/год. Следовательно, перевод скважины, оборудованной установкой УЭЦН, на тандемную установку УЭЦН + струйный насос является экономически эффективным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эксплуатация нефтяных скважин механизированным способом на Лугинецком месторождениях сопряжена с целым рядом проблем, обусловленных сложными горнотехническими условиями.

Наклонно-направленный профиль скважин в сочетании с высоким газовым фактором и давлением насыщения, вынос механических примесей из пласта, высокая пластовая температура, отложение солей, парафина, гидратообразование не способствуют успешной эксплуатации серийно выпускаемого насосного оборудования.

Все эти факторы приводят к снижению межремонтного периода работы скважин и как следствие увеличению себестоимости извлекаемой нефти.

Важнейшее направление в области добычи нефти - это испытание и внедрение новых видов оборудования, нестандартных компоновок известного оборудования, предназначенного для подъёма жидкости из нефтяных скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОГО МАТЕРИАЛА

1. ТЭО СРП Лугинецкого месторождения / Отчет о НИР, ЗАО «ИЦ ЮКОС», 2000 г.

2. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов // Нефтяное хозяйство.- 2003.- №1.- С.68-70

3. Дроздов А.Н. Исследование характеристик погружных центробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин / Глава 3 докторской диссертации

4. Власов В.В. Эффективность применения стандартного штангового насоса в процессах откачки многокомпонентной жидкости // Нефтегазовое дело.- 2003.- Электронный журнал. - www.ogbus.ru

5. Деньгаев А.В. Испытания газосепараторов габарита 5А к центробежным электронасосам // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №6.- С.96-99

6. Агеев Ш. Р., Дружинин Е. Ю. Погружные центробежные и центробежно-вихревые насосы для добычи нефти и предвключенные устройства к ним для повышения эффективности работы при высоком газосодержании на входе / Доклад с конференции «Нефтеотдача-2003», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

7. Ивановский В.Н., Дарищев В.И. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002.- 824 с.

8. Сайт компании Centrilift / www.bakerhughes.com/centrilift

9. Вербицкий В.С. Результаты промышленного внедрения технологии «Тандем» на Лугинецком месторождении // Нефтепромысловое дело.- 2003.- №9.- С.33-39

10. Сайт компании Schlumberger / www.oilfield.slb.com

11. Кудрявцев И.А. Использование преобразователей шума для защиты УЭЦН от мехпримесей / И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, Ю.А. Савиных // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Сборник трудов СибНИИНП.-Тюмень: СибНИИНП.-2002. -С.168-171.

12. Кудрявцев И.А. Защита УЭЦН от механических примесей с использованием стоячих ультразвуковых волн, сформированных ниже приема насоса / И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, А.К. Ягафаров, Ю.А. Савиных // Нефтепромысловое дело.- 2003.- № 10. С. 45-46.

13. Агаларов Д. М. Исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубах при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство.- 1965.- № 10.- С.54-57

14. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче.- Уфа:ООО «Издательство научно- технической литературы «Монотомь»», 2003.- 302с.

15. Сатарова Ф.М., Жданов А.А. О причинах и методах предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании в объединении «Татнефть» // Нефтепромысловое дело.- 1981.- №3.- С.19-21.

16. Антипин Ю.В., Пешкин О.В Изучение сульфатного равновесия в хлоркальциевых водах при различных давлениях // Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ.- 1983.- №7.- С.28-31

17. Кашавцев В. Е., ДытюкЛ. Т., Злобин А.С, Клейменов В.Ф. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - Москва: ВНИИОЭНГ, 1976. - 63с.

18. Люшин С. Ф., Глазков А. А., Галеева Г. В. и др. Отложения неорганических солей в скважинах, в призабойной зоне пласта и методы их предотвращения - Москва: ВНИИОЭНГ, 1983. - 100с.

Размещено на Allbest.ru