Реферат: Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Введение

На Хохряковскомместорождении используется механизированный способ эксплуатации струйныминасосами, УШГН, Электроцентробежными насосами в большем количествеэксплуатируется ЭЦН.

За период2003–2004 гг. динамические уровня понизились среднее 1835 м из-занеравномерной системы заводнения, и интенсивного отбора жидкости, пластовоедавление упала в среднем до 190 атм.

На Хохряковскомместорождении заглубляют установки в среднем на 2200 м снижая забойноедавления в среднем на 50 атм, это дает нам увеличить приток из пласта.

Цель моегодиплома заключается, чтобы уменьшить наработку на отказ, подобрать оптимальныйрежим работы скважины,

Для подбораоборудования и оптимизации ЭЦН применять ТМС, индикаторные кривые поисследованию скважин с помощью прибора Микон.

Необходимаиспользовать ТМС в периодическом фонде скважин оборудованных ЭЦН это даетнадежность эксплуатации оборудования, если программа не сработает по токовымнагрузкам то ТМС по параметрам температуры и давления на приеме насоса можетотключаться и запускаться.

По давлению итемпературе параметры забиваются в блок управления на Электон-04.

Электон-05оборудован ЧПС где можно регулировать мощность электродвигателя он применяетсядля вывода на режим после ГРП.

Для вывода изпериодического фонда на постоянный режим, а также можно установить ТМС дляполучения информации обоснованных параметров скважин.

 
1. Общая часть 1.1 Характеристика районаработ

Хохряковскоеместорождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, севернеесреднего течения р. Вах. В административном отношении месторождение находится вНижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменскойобласти. Расстояние от Хохряковского месторождения до г. Нижневартовскасоставляет 163 км.

Площадь работпредставляет собой сглаженнуюслабопересеченную равнину, с плавнымувеличением высотных отметок к северу (от 50 до 90 м.). Наблюдаетсясильная заболоченность территории, наличие большого количества озер, стариц,проток. Из крупных озер, прилегающих к территории месторождения можно отметитьАй-Енгтым-Емтор, Еккан-Еган-Эмтор, Энтиль-Пег-Эмтор. Имеющиеся в районе реки несудоходны, ширина их не превышает 10 м. Лес, в основном смешанный, спреобладанием хвойных пород. Животный мир довольно разнообразен.

Климат врайоне резко континентальный. Температура в январе падает до -500С.Мощность снегового покрова достигает 1,5 м. Летние месяцы имеют устойчивыеположительные температуры. Температура воздуха достигает +300С.Среднегодовое количество осадков колеблется в пределах 420–450 мм.Ледостав обычно происходит в ноябре, вскрытие рек ото льда – во второй половинемая. Толщина льда 0,5 – 1 м.

Коренноенаселение занимается рыболовством, звероводством, охотой, лесоразработкой.

Транспортировкагрузов в район месторождения ведется в весенне-летнее время по реке Вах. Взимнее – осуществляется по «зимникам». Круглогодично используется авиатранспорти автодорога.

Хохряковскоеместорождение относится к центральной части Западно-Сибирского артезианскогобассейна. В верхнем гидрогеологическом этаже разреза присутствуют 3 водоносныхгоризонта – четвертичный, атлым-новомихайловский и чеганский.

Наиболеезначительным по запасам воды, пригодной к использованию в хозяйственных нуждах,является атлым-новомихайловский горизонт, который залегает на глубине 90–120 м.Воды горизонта пресные гидрокарбонатные магниево-кальциевые с минерализацией0,1–0,4 г/л.

ВНижневартовском районе, кроме нефти и газа, добывают так же торф и строительныематериалы. Запасы месторождения керамзитовых глин, открытого в районе г. Мегион,составляют по категории А+В+С1=2963,1 тыс. м3. Запасы месторождениястроительного песка, открытого в 2,5 км. к юго-востоку от Мегиона,составляют 4,8 млн. м3. Кроме того, в районе пос. Варьеган расположеноместорождение стекольного песка. В районе пос. Локосово и г. Мегионоткрыты месторождения глин, пригодных для производства кирпича.

Запасыместорождений строительных материалов используются для строительства автодорог,оснований под кустовое бурение, а так же других производственных нужд.

1.2История освоения месторождения

Хохряковскоенефтяное месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1972 году. Введено вэксплуатацию в 1985 году в соответствии с технологической схемой разработкиместорождения, составленной СибНИИНП в 1978 году.

Геологоразведочныеработы, проводившиеся на Хохряковском месторождении, можно условно разделить надва этапа:

первый – до1976, когда Главтюменьгеологией были подсчитаны и утверждены в ГКЗ СССРбалансовые и извлекаемые запасы нефти;

второй –доразведка месторождения и начало ввода его в эксплуатацию в 1985 году. В этотпериод на месторождении Главтюменнефтегазом были пробурены 6 разведочных ипоисковых скважин. Частично функции разведочных скважин выполняли такжеэксплуатационные скважины – оконтуривание залежи пласта ЮВ, уточнение характеранасыщения пластов, отбор керна, отбор глубинных и поверхностных проб нефти игаза.

Залежи нефтивыявлены в пластах верхнеюрских отложений васюганской свиты. Подсчет запасовнефти с утверждением в ГКЗ СССР был произведен в 1976 году (протокол №7697 от29.09.1976 г.) Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии поданным бурения 16 разведочных скважин. Геологические запасы нефти при этомоценивались в следующих объемах: по категории С1 – 151,782 тыс. т., покатегории С2 – 5744 тыс. т., извлекаемые – соответственно 48570 тыс. т. и 1838 тыс.т. Интенсивное разбуривание месторождения велось с 1838 года. В процессепромышленной эксплуатации появились новые данные о коллекторских свойствах ираспространение продуктивных пластов, в частности отмечается расширение контуранефтеносности горизонта ЮВ1<sub/>в Восточной части месторождения. Порезультатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, была выявлена новаязалежь нефти в пласте ЮВ2, приуроченная к сводовой части центрального поднятияместорождения. Скважины №56, 250, 401, 402, 403, 404, 405, 413, 600, в которыхпроизводилось опробование пласта ЮВ2, показали его промышленную нефтеносность.Дебит нефти по объекту изменяется от 7,8 тон в сутки (скв. 401) до 59 тон всутки (скв. 250).

В целяхдоразведки пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения протоколом ЦКГРП П/О НВНГ №140от 15.02.1988 г. было принято решение об углублении скважин основногофонда объекта ЮВ1 со вскрытием пласта ЮВ2 на участках месторождения в пределахвнутреннего контура нефтеносности. По результатам бурения эксплуатационныхскважин была оконтурена и изучена залежь пласта ЮВ2. За счет этого мероприятияудалось более детально изучить особенности геологического строения и местоположенияпласта в плане месторождения.

Разбуриваниеобъекта ЮВ1 эксплуатационными скважинами, ведущееся по всей площадиместорождения, позволило уточнить границы площади нефтеносности, принятыерасчетные параметры по пластам.

За период1987–1989 гг. на месторождении пробурено 6 разведочных и поисковыхскважин. Из них 3 скважины (57п, 58п, 61п) пробурены до коры выветривания сцелью оценки нефтеносности доюрских образований. При испытании фундамента вскважине 57п получен приток воды, а в скважине 61п притока не получено. Прииспытании других пластов от ЮВ2 до коры выветривания притока нефти не получено.

В скважинах54, 55 опробованы пласты ачимовской толщи. При этом получены притоки воды 27 и15 т/сут. соответственно. При опробовании пласта ЮВ2 в скважине 56 полученприток нефти, в скважине 61п – нефть с водой, в скважине 58п – 10 т/сут. воды спленкой нефти.

Всеразведочные скважины, пробуренные в период 1987–1989 гг. расположены вконтуре нефтеносности. При этом три из них (54, 55, 56) в основной части, 57п –на южном, 61п – на восточном, 58п – на северо-восточном крыле месторождения.

Приопробовании ачимовской толщи и коллекторов нижней и средней юры (исключенияпласт ЮВ2) получены притоки пластовой воды. Породы фундамента, как показалирезультаты опробования, также оказались непродуктивными.

Такимобразом, проведенные разведочные работы на Хохряковском месторождении позволилиоткрыть залежи нефти в пластах верхней и средней юры. Однако, доразведкуместорождения нельзя считать завершенной, так как остались неоконтуреннымизалежи нефти в пластах ЮВ1 (1) и ЮВ1 (2) на севере ЮВ1 (2) на востоке.

Общий метражразведочного бурения составляет 65,132 тыс. м в том числе 16,7 тыс. м пробуреноП/О НВНГ.

На 1991 годна месторождении пробурено 25 разведочных скважин. Из этого количества 7скважин ликвидированы. Скважины №3, 4, 8, 15 оказались за контуромнефтеносности.

Такимобразом, проведенные геологоразведочные работы в пределах площадихарактеризуются достаточно большой эффективностью. Полученные материалы позволилиуточнить геологическое строение месторождения, границы площади нефтеносностипродуктивных пластов, подсчетные параметры и запасы нефти.

2.Геологическая часть 2.1 Стратиграфия

Вгеологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие отложенияпалеозойского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и терригенныепесчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочногочехла.

Стратиграфическоерасчленение произведено в соответствии с унифицированной корреляционной схемой,утвержденной МСК СССР 30.01.78 г.

Домезозойскиеобразования.

На площадиработ породы фундамента вскрыты скважиной №7, представлены темными кайнотипнымивулканическими базальтами, плотными, подверженными метаморфизму. Вскрытаятолщина составляет 2860 м. Возраст датируется предположительно: туринскаясерия триасовой системы или нижний карбон.

Мезо-кайнозойскиеотложения

На размытойповерхности доюрских образований залегает мощная толща осадочных породмезокайнозоя. Полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной №7, где еготолщина достигает 2753 м.

Мезо-кайнозойскиеотложения представлены юрской, меловой, палеогеновой, четвертичными системами.

Юрскаясистема

Отложениясистемы развиты повсеместно и представлены тремя отделами. Осадки нижнего исреднего из них слагают континентальную толщу тюменской свиты, которая сложеначередованием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаниковмелкозернистых, плотных, преобладающих в верхней части свиты, где выделяетсяпласт Ю2. Для отложений свиты характерно обильное содержаниеобугленного растительного детрита, углистость и пиритизация органики. Толщинатюменской свиты 420 м.

В составеверхней юры выделяется васюганская (наунакская), георгиевская и баженовскаясвиты, представленные преимущественно породами морского и прибрежно-морскогогенезиса.

Васюганская(наунакская) свита (келловей+оксфорд) сложена переслаиванием песчаников,алевролитов и аргиллитов. В верхней части преобладают песчаники серые и светло-серые,глинистые, прослоями известковистые, нефтенасыщенные. Алевролиты серые, режеизвестковистые. В верхней части разреза в основном преобладают аргиллитытемно-серые и серые, плотные, часто алевролитовые. С песчаниками васюганскойсвиты связана промышленная нефтеносность описываемого месторождения(регионально нефтеносный горизонт Ю1 – пласты Ю11и Ю12). Толщина 55–70 м. Георгиевская свита(кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми сглауконитом, известковистыми. Толщина от 1 до 7 м.

Баженовскаясвита (волжский ярус) завершает разрез верхнеюрских отложений аргиллитамитемно-серыми, почти черными, битуминозными, плитчатыми, с включениями конкрецийсидерита, пиритизированных обломками фауны и растительных остатков. Толщинасвиты составляет 30–40 м.

Меловаясистема

Отложенияэтой системы развиты повсеместно и представлены осадками всех ярусов обоихотделов.

Нижний отделвключает осадочные образования мегионской, вартовской, алымской и низовпокурской свит.

Мегионская свита(берриас + валанжин) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, прослоямиизвестковистыми, в основном слабобитуминозными. В глинистой почве выделяетсяачимовская толща песчаников. Толщина песчаной толщи достигает 300 м.

Вартовскаясвита (готеривский и барремский ярусы) представляют собой частое чередованиепесчаников, алевролитов и аргиллитов морского и прибрежно-морского генезиса.

На Сургутскоми Нижневартовском сводах песчаники вартовской свиты содержат промышленнонефтеносные пласты (группы АВ и БА), разделенные прослоями аргиллитов. Впределах Хохряковского месторождения эти пласты водоносные и нет их четкогоразделения, т. к. опесчаниваются прослои аргиллитов, залегающих междуними. Толщина осадков 380–420 м.

Атлымскаясвита (нижний апт) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми,прослоями слабобитуминозными. В нижней части свиты алевролиты переходят впесчаники (пласт АВ1). В пределах описываемого месторожденияалымская свита выделяется условно, по положению в разрезе. Толщина составляетоколо 50 м.

Нижняя частьпокурской свиты (верхний апт+альб) представлена переслаиваниемпесчано-глинистых разностей, причем более плотные из них приурочены в основномк низам свиты (аптский ярус), где выделяется регионально прослеживаемаякошайская пачка глин. Толщина нижней части около 550–600 м. Верхний отделмеловой системы включает в себя отложения верхней части покурской свиты, атакже кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя частьпокурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащимапт-альбским отложениям, но отличительной чертой является почти полноеотсутствие аргиллитов и плотных песчаников и алевролитов, кроме того,характерно присутствие обломков янтаря.

Напримыкающей к описываемому месторождению Охтеурьевской площади (северноеместорождение) из песчаников верхней части покурской свиты полученыпромышленные притоки газа. Толщина сеномана около 250 м. Общая толщинапокурской свиты достигает 850–900 м.

Кузнецовскаясвита (турон) представлена морскими глинами темно-серыми с зеленоватымоттенком, плотными, является региональной покрышкой для сеноманских отложений.Толщина свиты 25–32 м.

Ипатовскаясвита (коньяк-сантонский ярусы) сложена песками и алевролитами,слабоуплотненными, серыми, иногда с глауконитом и глинами серыми, песчаными вверхней части слабоопоковидными. Толщина образований свиты 90–115 м.

Славгородскаясвита (кампан) сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, глинистыми. Толщина80–105 м.

Ганькинскаясвита (маастрихт-датский ярусы), завершающая разрез меловых отложений,представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоямимергелей, пропластками глауконито-кварцевых песков. Толщина отложений свиты 115–135 м.

Палеогеноваясистема

На отложенияхмеловой системы согласно залегает мощная толща морских и континентальныхосадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоценсоответствует талицкой свите, сложенной морскими глинами темно-серыми, почтичерными, алевритистыми, местами опоковидными, песками и алевролитами, слабосцементированными,кварцевоглауконитовыми. Толщина отложений свиты 75–100 м.

Люлинворскаясвита, включающая в себя осадки эоцена, делится на две части – нижнюю,сложенную опоками, опоковидными глинами с прослоями кварцево-глауконитовыхпесков и алевролитов. Верхняя подсвита представлена глинами сзеленовато-серыми, диатомовыми, иногда опоковидными. Глины алевритовые илипесчанистые с тонкими прослоями песков и алевролитов. Толщина свиты 100–120 м.

Олигоценсостоит из чеганской, атлымской, новомихайловской, журавской и абросимовскойсвит.

Чеганскаясвита (нижний олигоцен), залегающая в кровле морского палеоцена, сложенаглинами серыми, зеленовато-серыми, голубоватыми, пластичными, алевритистыми слинзами и пропластками тонкозернистых кварцевых песков и алевролитов. Толщинапорядка 15–20 м.

Атлымскаясвита, залегающая на размытой поверхности чеганских глин, в основанииконтинентальных осадков олигоцена представлена песками разнозернистыми,преимущественно кварцевыми, глинами с бурыми углями. Толщина до 10 м.

Новомихайловскаясвита сложена песками, глинами, алевритами с прослоями бурых углей. Толщина 10–15 м.

Журавскаясвита состоит из алевролитов, песков с глауконитом и прослоев глин. Толщина ееосадков 25–30 м.

Абросимовскаясвита сложена песками, глинами с прослоями бурых углей. Толщина свиты 30–35 м.

Четвертичнаясистема

На размытойповерхности континентального палеогена залегают породы четвертичной системы,сложенные аллювиально-озерными, пойменными осадками и образованьяминадпойменных террас.

2.2Тектоника

Вгеологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы,слагающие, как установлено ранее, три структурно-тектонических этажа (СТЭ).

Нижний,палеозойско-допалеозойского возраста, сложен эффузивными, изверженными, сильнодислоцированными осадочными метаморфизованными породами. Эти образованиясоставляют складчатый фундамент и отвечают геосинклинальному этапу развитияЗападно-Сибирской плиты.

Промежуточныйэтаж пермско-триасового времени представлен породами парагеосинклинальногогенезиса, отличающийся меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Иверхний, мезозойско-кайнозойский комплекс, типично платформенный, сложен мощнойтолщей осадочных образований, сформированных в условиях длительного иустойчивого прогибания фундамента Западно-Сибирской плиты. Этот комплексотложений изучен, в том числе и глубоким бурением, наиболее полно, слагающиеего породы образуют собственно осадочный чехол плиты и с ним связаны основныевыявленные промышленные скопления углеводородов.

Натектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирскойплиты изучаемый район входит в состав Александровского мегавала – структуры 1порядка. В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональномпростирании, имеет размеры 20–80 Х 300 км и ограничен с запада,северо-запада – Колтогорским и Верхне-Аганским мегапрогибами, а с востока,юго-востока, Восточно-Александровским мегапрогибом и Усть-Тымской впадиной –отрицательными структурными элементами 1 порядка.

Втектоническом отношении Александровский мегавал контролирует ряд месторожденийодноименного нефтегазоносного района и характеризуется довольно сложнымгеологическим строением, так как он сложен наличием ряда валообразных икуполовидных поднятий – структур 2 порядка (Колик-Еганский, Санторской,Пермяковский, Охтеурский и др.). Они, как правило, также имеют вытянутую формумеридионального простирания с юго-востока на северо-запад. Размеры ихколеблются от 12х36 км до 13–22х115 км.

Структуры 2порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкимилокальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьмаразнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаныпрактически все выявленные промышленные скопления нефти в пределахАлександровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частяхАлександровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия иКриволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименныеместорождения нефти в отложениях верхней юры.

В севернойчасти мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локальногоподнятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти.И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южномпродолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальныхподнятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличиепромышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении. Вдальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение,что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжениюКолик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазнойгруппами локальных поднятий не зафиксировано.

Сикторскаяструктура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2(тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. Амплитуда ее 160 м(наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание.Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольноправильной конфигурации. Углы наклона крыльев составляют 203.При этом необходимо отметить, что восточное крыло несколько положе западного.

По кровлеколлекторов пласта Ю12+3 Сикторская структураоконтуривается изогибсой – 2400 м. Структурные построения четкие.Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простираниесубмеридиональное. Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильнойконфигурации. В сводовой части структуры выделяются две вершины: довольнобольших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части.Оконтуриваются они изогибсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколькоположе западного.

По кровлепласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12,однако, несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуриваетсяизолинией – 2400 м. Простирание субмеридиональное. В целом,рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер.Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует обунаследованном характере развития.

 

2.3Строение залежей нефти

 

Залежьпласта ЮВ11.

Залежь пластаЮВ11 представлена чередованием пористо-проницаемых породи плотных пород, сложенных песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрыт пласт 18разведочными скважинами, в разрезе которых встречается от 1 до 4 проницаемыхпропластков общей толщиной до 16 м. Нефтенасыщенные толщины выделены поданным ГИС. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины 12.

Порезультатам бурения пласт Ю11 характеризуется относительнойневыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. Так в 6, 7, 8блоках (северная часть) наблюдается полная глинизация песчаных коллекторов. Таже картина наблюдается во 2 блоке (южная часть).

Пласт Ю11испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуромнефтеносности. В скважине 12 пласт Ю11 опробовансовместно с пластом Ю12-3. Получен фонтанирующий притокнефти 6,8 м3/сут. (на 3 мм штуцере).

Водо-нефтянойконтакт в пределах Ю11 (по промыслово-геофизическимданным) не отбивается.

Во всехскважинах (за исключением скважин, где пласт ЮВ11 – водоносныйи заглинизирован) песчаники пласта Ю11 нефтенасыщены доподошвы. Самая низкая отметка подошвы коллектора пласта Ю11,до которой отмечено нефтенасыщение – 2364,7 (скважина 12). Самая высокаяотметка кровли коллектора, где он водонасыщен – 2412,0 (скважина 3).

Такимобразом, по данным опробования и результатам интерпретации БКЗ нефтенасыщениево всех скважинах (исключая скважины 3, 4, 20) отмечено до подошвы коллекторов(самая низкая отметка – 2364,7 м в скважине 12), до этой отметки доказанаи промышленная нефтеносность в этой же скважине – получен фонтанирующий притокнефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере).

Самая высокаяотметка кровли водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 3 – 2412,0 м.

В связи стем, что пласты Ю11 и Ю12+3гидродинамически взаимосвязаны и объединены в горизонт Ю1,представляющий резервуар для единой залежи, водо-нефтяной контакт для верхнегоподсчетного объекта (пласт Ю11) принят единым с нижележащимподсчетным объектом (пластом Ю12+3) на отметке-2386 м.

По внешнемуконтуру нефтеносности при отметке ВНК – 2386 м площадь по подсчетномуобъекту Ю11 Хохряковского месторождения равна 41,5 км2.Высота залежи – 47,3 м.

ЗалежьПласта Ю12+3.

Пласт Ю12+3представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектомразработки Хохряковского месторождения.

Подсчетныйобъект Ю12+3 на Хохряковском месторождении вскрыт 25разведочными скважинами на глубинах 2388–2527 м.

Порезультатам бурения и каротажа пласт Ю12+3 имеет довольнооднородное строение в кровле и выдержан по мощности как по разрезу, так и поплощади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 до 56 м к сводовойчасти структуры.

В пределахвнутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14 р,7, 56 р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9 р, 61п). В межконтурной частипробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносностипробурено 4 скважины (3, 15, 8).

Пласт Ю12+3на Хохряковском месторождении опробован в 14 скважинах (№2, 3, 5, 6, 9, 11, 12,13, 14, 15, 16, 17, 18, 20). В скважине №12 он опробован совместно с пластом Ю11.

Промышленнаянефтеносность пласта Ю12+3 доказана в 10 скважинах прираздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместномопробовании с пластом Ю11 в скважине 12. Дебиты нефтиколеблются от 7,0 м3/сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14до 110 м3/сут (на 8 мм штуцере) в скважине 16.

Водо-нефтянойконтакт в пределах песчаного коллектора не отбивается. В 11 скважинах песчаные пластынефтенасыщены до подошвы (№2 – 2362,6 м, №5 – 2361,3 м, №6 – 2350,2 м,№7 – 2367,2 м, №9 – 2371,6 м, №11 – 2370,6 м, №14 – 2371,7 м,№16 – 2385,9 м, №57п – 2350,4 м, №58п – 2373,2 м, №61п – 2362,4 м).В четырех скважинах водо-нефтяной контакт проходит внутри плотных пропластков:скважина №1 – 2386,3–2388,1 м, №12 – 2386,7–2389,7 м, №13 – 2382,9–2385,1 ми №17 – 2383,2–2384,8 м. В четырех скважинах песчаники водонасыщены скровли: скв. №3 – 2422,1 м, №4 – 2417, 4 м, №8 – 2392,6 м, №15 –2402,8 м.

Такимобразом, самая низкая отметка подошвы пласта, до которой отмеченонефтенасыщение – 2385,9 м в скважине 16 и самая высокая отметка, с которойкровля песчаников водонасыщена – 2392,6 м в скважине 8. Притоки безводнойнефти получены с отметок – 2358,6 м (скв. 2), – 2361,9 м (скв. 5),– 2346,1 м (скв. 6), – 2354,6 м (скв. 7), – 2354,8 м (скв. 9), –2352,4 м (скв. 11), – 2362,7 м (скв. 16).

Присовместном опробовании пластов Ю11 и Ю12+3в скв. 12 с отметок – 2348,7–2379,8 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере). В скважине 14 с отметок –2371 м получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 7,0 м3/сут(на 3 мм штуцере).

В скважине 17(при ВНК в интервале абс. отметок – 2383,2–2384,8 м) в интервале абс,отметок – 2373,0–2387,0 м получено 1,2 м3/сут нефти и 1,5 м3/сутводы при Ндин – 735 м, что не противоречит принятому ВНК. Похимическому составу (минерализация 8018 мг/л) это фильтрат бурового раствора ипластовой воды.

В скважине 13в интервале абс. отметок – 2362,3–2378,3 м получена пластовая вода дебитом1,2 м3/сут с пленкой нефти (при Ндин –1160 м),подошва пласта – 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, вкотором водоносные пласты не изолированы.

В скважине 16при опробовании пласта Ю12 в интервале абс, отметок –2376,7–2384,7 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2,5 м3/сут(на 3 штуцере). На забое отмечено наличие пластовой воды. Пласт Ю12нефтенасыщен до абс. отметок – 2385,9 по данным геофизики. Поступление водывозможно из нижележащего интервала из-за некачественного цементажаэксплуатационной колонны.

Такимобразом, по данным опробования и материалам промысловой геофизики водо-нефтянойконтакт по пласту Ю12+3 Хохряковского месторожденияпринят в интервале абс. отметок – 2384,8–2386,6 м. Среднее значение позалежи – 2386 плюс-минус 8 м. Приток безводной нефти получен с абс.отметки – 2379,7 м (скважина 12).

Площадьнефтеносности подсчетного объекта Ю12+3 при принятой абс.отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 140,2 км2.Этаж нефтеносности 67 м.

В целомзалежь горизонта Ю1 имеет размеры 10,5х18,6 км. Высота залежи71 м. Залежь – пластовая сводовая с элементами литологическогоэкранирования по отдельным пропласткам и пласту Ю11.

Залежь пластаЮ2.

Пласт Ю2развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56 р,58п, 61п). Представлен чередованием песчаников и аргиллитов.

Подсчетныйобъект Ю2 вскрыт на глубинах 2364,8–2409,6 м.

Порезультатам бурения пласт Ю2 характеризуется невыдержанностьюколлекторов как по площади, так и по разрезу. В разрезе встречается от 1 до 5проницаемых пропластков. Общая мощность пласта колеблется от 12 до 23 м.

Максимальнаяэффективная толщина отмечена в сводовой части структуры 10,6 м (скважина56), 21,4 м (скважина 61). Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС.Нефтеносность подтверждена испытанием скважин 56, 61.

В пределахвнутреннего контура пробурена скважина 56 р. Скважины 12, 9, 7, 14пробурены за контуром нефтеносности. В скважинах №2, 6, 5, 57 пласт Ю2заглинизирован.

Пласт Ю2испытан в 2 скважинах (56, 61), доказана его промышленная нефтеносность.

В скважине 56с интервала глубин 2448–2452 м (а.о. – 2376,5–2379,5 м) полученприток нефти дебитом 19,3 м3/сут. В скважине 61 с интервалаглубин – 2436,5–2441 м (а.о. – 2387–2392,5) получена нефть с водой дебитом21 м3/сут. Водо-нефтяной контакт как и для пластов Ю11и Ю12+3 принят на отметке – 2386 м, чтоподтверждается результатами испытания. Приток безводной нефти получен с абс.отметки – 2379,5 (скважина 56).

Площадь нефтеносностиподсчетного объекта Ю2 при принятой отметке ВНК – 2386 м впределах внешнего контура равна 45 км2. Высота залежи 18 м.Залежь пластовая, сводовая с элементами литологического экранирования.

Попромыслово-геофизическим данным на Хохряковском месторождении возможнонефтенасыщены коллектора ачимовской толщи (скважины 1, 2, 6) водо-нефтянойконтакт определить не представляется возможным, поэтому о размере залежи судитьтрудно. Очевидно, она мала по размерам и водоплавающая. Об этом говорятрезультаты испытания скважин 2, 8, 10, 14, 54, 55.

В сводовойскважине при опробовании в интервале 2306–2314 м (а.о. 2240,3–2248,3 м)получен приток пластовой воды (16 м3/сут) и нефти (0,1 м3/сут)при Ндин – 1127 м. Получение нефти в дальнейшем следуетуточнить, так как в скважину в процессе бурения закачивается нефть.

В остальныхскважинах (8, 10, 14, 54, 55) получена пластовая вода.

 

2.4Свойства и состав нефти и нефтяного газа Хохряковского месторождения

Характеристикапластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцахглубинных проб из скважин пласта ЮВ11-2-3 и пласта ЮВ2.Фракционный состав и физико-химические свойства разгазированных нефтейопределены по данным анализа 18 проб из 13 скважин пласта ЮВ11-2-3и 2 проб из 2 скважин пласта ЮВ2. Отбор и исследование нефтей пластаЮВ1 проводились службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологиив период разведочных работ на месторождении (1974–1976 гг.). Глубинные иповерхностные пробы нефти пласта ЮВ2 исследовались при доразведкезалежей службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП (1986–1988 гг.).Обработка, систематизация и обобщение результатов комплексных исследованийнетей и нефтяных газов с целью подготовки исходной информации для составлениятехнологических схем разработки и обустройства месторождения выполненысотрудниками отдела исследования нефтей и определения ресурсов газа СибНИИНП.

Глубинныепробы пластовой нефти отбирались из фонтанирующих скважин с помощью глубинныхпробоотборников типа ПД-ЗМ и ВПП-300. Методическое обеспечение исследованийсоответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39–112–80 «Нефть. Типовоеисследование пластовой нефти». Поверхностные пробы нефти отобраны с устьяскважин, анализ проб выполнен по стандартным типовым методикам, обязательныйперечень которых с указанием действующих ГОСТов приведен в документе ОСТ 39–112–80.

Компонентныйсостав нефтей и нефтяных газов исследован методами газо-жидкостнойхроматографии на аппаратуре типа ЛХМ-8МД, ЦВЕТ-100 и ХРОМ-4. Концентрациякомпонентов пластовой газонасыщенной нефти определена по методу материальногобаланса на основании результатов анализа составов разделенных фаз.

Средниезначения физических свойств пластовых нефтей в условиях пласта и при различныхспособах разгазирования представлены в таблице 2.1.

Как следуетиз данных таблицы 2.1. нефти юрских отложений находятся в условиях повышенныхпластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). Нефть недонасыщенагазом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется вдиапазоне от 7,3 до 12,5 МПа, причем степень недонасыщенности заметно выше унефтей пласта ЮВ2. Газосодержание нефтей соответствует среднимзначениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет109 м3/т и 75 м<sub/>3/т соответственнодля пластов ЮВ1 и ЮВ2. В условиях пласта и на поверхностинефти легкие и маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,9–1,0 МПа.с.Значение газового фактора, плотности выделившегося газа и разгазированной нефтипри дифференциальном (ступенчатом) способе разгазирования приведены поотдельным скважинам и по залежам в целом в таблице 2.1.

В составепластовых нефтей молярная концентрация метана составляет 21–27%, концентрацияего гомологов группы С2Н6 – С5Н12колеблется около 25%. Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. Взависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярнаяконцентрация метана в газе меняется от 52 до 74%.

Несмотря нанекоторые отличия (по данным анализов плотность нефти пласта ЮВ2несколько выше), разгазированные нефти обеих залежей однотипны и однозначнохарактеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие,легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%.Технологический шифр нефтей – 1 Т1П2.

Имеющаясяинформация о температуре застывания разгазированных нефтей крайне ограничена иее достоверность вызывает сомнения из-за присутствия воды в исследуемых пробах.Наиболее вероятная температура потери подвижности нефти – от минус 5 до плюс 20С,что может служить причиной осложнений при транспорте продукции скважин.

Ввидуотсутствия достоверной информации о реологическом поведении продукции скважинпри различных режимах движения жидкости (экспериментальные исследования впериод разведки и доразведки не проводились), вязкость и плотность водонефтяныхсмесей в зависимости от температуры определены с помощью расчетных методов наосновании известных физико-химических свойств и фракционного состава безводныхнефтей. Оценка величины вязкости выполнена для режима, при котором градиентскорости сдвига не ниже 200 С-1. Для уточнения реологическиххарактеристик водонефтяных смесей в области пониженных температур (около 00С)рекомендуется в процессе опытно-промышленной эксплуатации выполнить комплекс лабораторныхисследований реальных промысловых эмульсий с учетом фактических условий ихдвижения.

В связи стем, что разгазированные нефти пластов ЮВ1 и ЮВ2однотипны и имеют близкие значения физико-химических параметров, характеристикуводонефтяных смесей на стадии проектирования рекомендуется принять дляместорождения в целом.

Приводимые втаблицах сведения о свойствах нефти и газа при дифференциальном разгазированииориентированы на принципиальную схему обустройства, включающую термохимическуюподготовку обводненной продукции скважин и следующие условия сепарации наступенях:

1 ступень –давление 0,8 МПа, температура 130С;

2 ступень –давление 0,5 МПа, температура 400С;

3 ступень –давление 0,25 МПа, температура 150С;

4 ступень –давление 0,103 МПа, температура 150С.

Длясоставления технологической схемы разработки и обустройства месторождения вкачестве исходных данных рекомендуется принять параметры нефти и нефтяногогаза, определенные для условий дифференциального (ступенчатого) разгазированияпластовой газонасыщенной смеси. Численные значения параметров, приведенные кстандартным условиям (0,1 МПа, 200С), представлены в таблицахнастоящего раздела.

 

2.5Выводы по геологическому строению

1. Отложениягоризонта ЮВ1 формировались в условиях флювиальной дельтовой равниныи характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью. Для пласта ЮВ11характерна глинизация пород. Из-за ограниченности кернового материала судить обусловиях формирования и характере распространения пласта ЮВ2 крайнесложно.

2. Коллекторамипласта ЮВ2 являются мелкозернистые, плохо отсортированные песчаники,с невысокими значениями глинистости и карбонатности, которые характеризуютсянизкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее значение пористостисоставляет 15,1%, проницаемости – 2,1х10-3мкм2,водоудерживающей способности – 55,5%.

3. Наиболеенеоднородными по своим гранулометрическим характеристикам являются отложенияпласта ЮВ12. Коллекторами являются крупнозернистыеалевролиты и мелко-, мелко-среднезернистые и среднезернистые песчаники.Алевролиты имеют подчиненное значение. Наибольшим распространением пользуютсямелко-, мелко-среднезернистые песчаники среднеотсортированные с невысокойглинистостью и карбонатностью. Среднезернистые песчаники встречаются, восновном, в средней части пласта, имеют малую толщину и развиты в разреземногих скважин в пределах нефтяной части залежи. При визуальном изучении кернав них удалось установить наличие зон ослабленной цементации, а при детальноммикроскопическом описании в таких песчаниках наблюдались крупные поры, незаполненные или частично заполненные каолинитом, иногда сообщающиеся междусобой. Такие песчаники характеризуются относительно высокими значениямиколлекторских свойств (Кпр до 101.10-3мкм2).На месторождении выделена зона возможного развития таких песчаников. В процессеразработки месторождения в них будут формироваться трещины в связи с влияниемразнообразных гидродинамических процессов. Возможно, что это будетспособствовать более быстрому освоению залежи.

4.Продуктивная часть пласта ЮВ11 сложена крупнозернистымиалевролитами, среднеотсортированными, с высоким содержанием пелитовой фракциидо 19,6%, со средними значениями: пористости – 17,3%, проницаемости – 4,5.10-3мкм2,водоудерживающей способности – 49,5%.

5. Фильтрационно-емкостныесвойства пород-коллекторов ЮВ12 характеризуютсяследующими значениями: пористость от 10,9 до 24,3%. Проницаемость изменяется впределах от 0,2.10-3мкм2 до 101.10-3мкм2.

6.Установлена зависимость проницаемости с гранулометрической характеристикой пород-коллекторов,в частности, с содержанием песчано-алевритовой фракции. С ее увеличением возрастаетзначение коэффициента проницаемости.

Припроведении рентгеноструктурного анализа была установлена прямая связь междусодержанием каолинита в цементе и проницаемостью. Содержание набухающихмонтмориллонитовых пакетов в составе смешано-слойных глинистых минералов неболее 30%, то есть набухаемость в породе не выше 0,2%. Это свидетельствует отом, что в процессе разработки их влияние на изменение фильтрационно-емкостныххарактеристик пласта будет минимальным.

3.Технологическая часть 3.1 Проектное решение поразработке месторождения

Хохряковскоенефтяное месторождение открыто в 1972 году, введено в разработку в 1985 году наосновании «Технологической схемы разработки», составленной СибНИИНП иутвержденной 18.05.1978 года протоколом ЦКР МНП №621. Промышленнаянефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ1 и ЮВ2,разрабатываемых совместно как единый эксплуатационный объект.

В основупроектных решений были положены сведения о бурении 15 разведочных скважин, 12из которых располагались в пределах контура нефтеносности.

Первоначальныезапасы утверждены в ГКЗ СССР в 1976 году (протокол №7697 от 29.09.1976 г.)и составляли:

· балансовыепо категориям – С1 – 151,8 млн. т, С2 – 5.7 млн. т;

· извлекаемыепо категориям – С1 – 48,6 млн. т, С2 1,8 млн. т.

Проектныйкоэффициент нефтеотдачи – 0,32.

Основныепроектные решения утвержденного «Технологической схемой» варианта разработкиследующие:

· выделениеодного эксплуатационного объекта разработки – горизонта ЮВ1;

· общийпроектный фонд скважин – 472, в том числе 269 добывающих, 123 нагнетательных и80 резервных;

· размещениескважин по сетке 600 х 600 м с площадным заводнением;

· проектныйуровень добычи нефти 1,7 млн. т/год;

· максимальнаядобыча жидкости 2,2 млн. т/год;

· максимальныйобъем закачки воды 3,4 млн. м3/год;

· давлениена устье нагнетательных скважин – 14 МПа;

· давлениена забое добывающих скважин – 15 МПа;

· диаметрэксплуатационных колонн – 146.

В 1986 годупо предложению СибНИИНП, решением ЦКР МНП №1187 от18.02.1986 года, утвержденоизменение площадной системы заводнения на трехрядную. Основнойпроектный фонд остался без изменения: 392 скважины, в том числе 295 добывающихи 97 нагнетательных скважин.

Припроведении буровых работ в том же году был выделен и оконтурен горизонт ЮВ2.Протоколами ЦКГР п/о «Нижневартовскнефтегаз» (НВНГ) №№62 и 106 от 09.10.86 г.и 06.08.87 г., соответственно, принято решении о бурении дополнительных 11скважин на этот пласт.

С цельюсокращения объемов попутно добываемой воды и улучшения характеристик вытесненияСибНИИНП в 1988 году предложено пробурить на горизонт ЮВ1дополнительно 88 скважин в зонах стягивающих рядов (протокол ЦКГР п/о НВНГ №140от 15.02.88 г.).

В 1990 годуна основании результатов геолого-промыслового анализа работы скважин идетальных технико-экономических расчетов СибНИИНП составлена «Дополнительнаязаписка к технологической схеме разработки». В результате обоснованияэкономической целесообразности оптимизации плотности сетки скважин былорекомендовано бурение дополнительно 171 скважины, в том числе 88 утвержденных в1988 г. (протокол №276 от 24.05.91 г.).

В процессеэксплуатации Хохряковского месторождения появились новые данные офильтрационно-емкостных свойствах и распространении продуктивных горизонтов ипластов. Отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ1 ввосточной части месторождения. На Центральном и Северном поднятии выявлена новаязалежь горизонта ЮВ2. В связи с этим в 1991 году был выполненоперативный подсчет запасов по данным бурения 432 эксплуатационных и 22разведочных скважин, по результам которого балансовые запасы в целом поместорождению по категории В + С1 увеличились на 27 702 тыс. т (на17.9%), по категории С2 уменьшились на 56641 тыс. т и составили 103 тыс.т. Запасы по горизонту ЮВ2 определены по категории В + С1в объеме 17195 тыс. т.

На основаниипересчета запасов нефти и по результатам эксплуатации приконтурных скважинСибНИИНП принято решение об отмене бурения 10 и размещение 55 дополнительныхскважин.

В 1992 году всвязи с ужесточением работ скважин в природоохранных зонах на Хохряковскомместорождении было принято решение об отмене бурения 5 скважин (протокол НГДУ«Нижневартовскнефть» от 05.11.92 г.).

В связи снеоднократным уточнением проектных решений и появлением дополнительнойинформации о геологическом строении продуктивных пластов специалистами СибНИИНПв 1994 – 95 гг. подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработкиХохряковского месторождения». Основные проектные решения (протокол ЦКР №1877 от20.09.1995 г.) принятого 2а варианта разработки (коэффициентнефтеизвлечения достигает 0.32) изложены ниже:

· общийпроектный фонд скважин составляет 692 ед., в том числе 469 добывающих и 223нагнетательных скважины;

· бурениеновых скважин: 71 добывающая, 39 нагнетательных скважин основного и 121скважина резервного фонда;

· предусмотренаинтенсификация системы заводнения путем организации блочно-замкнутых элементовразработки;

· проведениеГТМ по интенсификации добычи нефти из пробуренного фонда, включая кислотныеобработки и дострел нефтенасыщенных толщин горизонта ЮВ2 в 84добывающих и 59 нагнетательных скважинах;

· средняяплотность сетки скважин – 20,3 га/скв;

· проведениеработ по гидроразрыву пласта (ГРП) на 94 скважинах;

· организацияпробной эксплуатации горизонта ЮВ2 – на 35 добывающих скважинахосновного, 20 скважинах резервного фонда и на 33 нагнетательных скважинах;

· проектныйуровень добычи нефти – 1,97 млн. т/год;

· максимальныйобъем закачки воды 4,8 млн. м3/год;

· максимальнаядобыча жидкости 2,86 млн. т/год;

В связи суточнением геологического строения горизонта ЮВ2, по согласованию савторами проекта, были внесены изменения в схему размещения проектных скважинна этот объект. Отменено бурение 17 проектных скважин и предложено бурение 2добывающих скважин резервного фонда в качестве уплотняющих на горизонт ЮВ1.Согласовано размещение 16 дополнительных скважин резервного фонда в районескважины №71Р на пласт ЮВ1 (13 добывающих и 3 нагнетательныескважины).

В 2002 годуОАО «СибНИИНП» произведен пересчет запасов месторождения. По состояниюразведанности и за вычетом добычи на 1.01.2003 г. геологические запасынефти Хохряковского месторождения оцениваются в количестве 248 980 тыс. т. покатегории В+С1.

В это жевремя ЗАО «Тюменский Институт Нефти и Газа» выполнил работу«Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковскогоместорождения» [1] (протокол ЦКР №816-дсп от 21 марта 2003 г.),определяющую технологический КИН равным 0,331. Таким образом, запасы составили:

¨ геологическиепо категориям – В+С1 – 248,9 млн. т.

в т.ч.          попласту ЮВ1            232,8 млн. т

по пластуЮВ2            16,1 млн. т

¨ извлекаемыепо категориям – В+С1 – 62,1 млн. т.

в т.ч.          попласту ЮВ1            57,6 млн. т

по ластуЮВ2              4,4 млн. т

 

В настоящеевремя на Хохряковском месторождении реализованапятирядная система разработки. Особенность ее в том, что расстояние междунагнетательными и первым рядом добывающих скважин в два раза больше, чемрасстояние между внутренними рядами добывающих скважин. Преимуществом такойсистемы разработки является то, что наряду с увеличением коэффициента охвата,уплотнение зоны стягивания в процессе разработки приводит к снижению водонефтяного фактора, улучшаются характеристикивытеснения. При необходимости изменения системы заводненияна месторождении, ее развитие может заключаться в формировании блочно-замкнутой,что и предусмотрено решениями последнегопроектного документа – «Дополнением к технологическойсхеме разработки» (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995 г.).

 

3.2Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Хохряковскогоместорождения в 2004 году

Сравнениепроектных и фактических показателей представлены в таблице 3.1.

Добычажидкости в 2004 году достигла 5526,1 тыс. тонн, добыча нефти составила 3500,6тыс. тонн. По проекту предусматривалось к этому времени добыть всего 1210 тыс.тонн. Закачка воды в 2003 году составила 8122,1 тыс. м3, что почтивдвое больше проектного значения.

На 01.01.04 г.накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 33 667 тыс.т., при проектном значении 25 814 тыс. т. Накопленная добыча жидкостисоставила 41 234 тыс. т., при проектном значении 35 500 тыс. т.

 

Таблица 3.1. Сопоставлениепроект-факт по Хохряковскому месторождению на 2004 год

Наименование показателей Ед. изм. План Факт

Добыча нефти всего

в т.ч. из новых

тыс. т

1210

3500,6

9,0

Добыча жидкости всего

в т.ч. из новых

тыс. т

2581

5526,1

17,4

Закачка воды

тыс. м3

4105,9 8122,1 Фонд добывающих скважин шт. 474 499 Действующий фонд добывающих скважин шт. 435 374 Фонд нагнетательных скважин шт. 151 221 Действующий фонд нагнетат. скважин шт. 138 183

Средний дебит скважин

по жидкости

по нефти

в т.ч. новых скважин

по жидкости

по нефти

т/сут

т/сут

т/сут

т/сут

16,3

7,6

47,4

30,0

43,9

22,7

Средняя обводненность

в т.ч. новых скважин

%

%

53,1

36,6

48,2

Средняя приемистость

м3/сут

73,6 141,9

На рис. 3.1.и 3.2. приведена динамика основных технологических показателей разработки Хохряковскогоместорождения за 2003 год и карта текущего состояния разработки объекта ЮВ1на 01.2004 г.

Темп отбораот НИЗ в 2004 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от НИЗ в2004 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.

Проектомпредусматривалось завершения бурения в 1998 году. Фактически в 2004 году избурения введено 7 новые добывающие скважины (№931, 932, 1024).

 

3.3Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации в 2004 году

Изменениеструктуры фонда добывающих приведено в табл. 3.2.

 

Таблица 3.2. Динамикафонда добывающих скважин Хохряковского месторождения

Характер скважин Состояние на 1.01.03 на 1.01.04

 

Добывающие Всего 568 548 Действующий 371 374 В бездействии 136 125 В освоении 1 Эксплуатационный 508 499 В консервации 43 28 В пьезометре 13 10 В ожид ликв. 2 3 Ликвидир. 2 3 Действующий 155 183 В бездействии 27 33 В освоении 10 5 Эксплуатационный 192 221 В консервации 4 4 В пьезометре 4 4 /> /> /> /> /> /> />

По состояниюна 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающихскважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин – 499 (91,0%),действующих – 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд поместорождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины.

В 2004 годупо разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку издействующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.

Суммарныесуточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти иобводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Суммарныесуточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД,составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти иобводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.

В 2003 году входе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяногофонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04 г. средний дебит нефти поэтой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%.Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости.Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД изапущены под закачку со средней приемистостью 200 м3/сут. Нижев таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.

Такимобразом, по состоянию на 01.01.2004 года в действующем добывающем фонденаходится 374 скважины.

В таблице3.4. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости иобводненности на 01.01.04 г. Рассматривая результаты распределенияможно сделать следующие выводы:

С дебитами жидкостидо 20 т/сут работает 69 скважин (18,4% действующего фонда), из них 29 скважинимеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведениемероприятия по интенсификации притока).

В интерваледебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9%), основнаячасть которых 75 скважин (52,8%) имеют обводненность ниже 30% и только 17скважин (11,9%) имеют обводненность выше 80%.

Таблица 3.3. Распределениедействующего фонда скважин выбывшего в неработающий фонд в 2003 году посостоянию на 01.12.04 г.

Дебит нефти, т/сут Обводнённость, % Итого 0 – 10 10 – 30 30 – 60 60 – 80 80 – 100 0 – 3 3 2 1 10

16

3 – 5 1

1

5 – 10 1 2 2

5

10 – 20 2 1 1

4

20 – 40 1 1 1

3

Итого

6

3

3

3

14

29

В интерваледебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112 скважин (29,9%), часть изкоторых 44 скважин (39,2%) имеют обводненность ниже 30% и 19 скважин (16,9%)имеют обводненность выше 80%.

 

Таблица 3.4. Распределениедействующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на1.01.2005 год

Дебит жидкости, т/сут Обводнённость, % Итого 0 – 10 10 – 30 30 – 60 60 – 80 80 – 100 0 – 10 2 8 8 5 3 26 10 – 20 6 13 7 7 10 43 20 – 50 24 51 33 17 17 142 50 – 80 8 36 22 27 19 112 80 – 100 6 9 5 4 4 28 100 – 150 4 3 9 2 18 150 – 200 1 1 2 4 200 – 250 250 – 300 1 1

Итого

50

121

84

61

58

374

С дебитомжидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6%), из них 23 скважины (45,0%)работают с обводненностью ниже 30%, и только 9 скважин имеют обводненность выше80%.

Израспределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 3.3.)видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебитнефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.

 

Рис. 3.3.Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитамнефти за 2003–2004 гг.

/>

Распределениедействующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 3.4.)показало, что 45.7% действующего фонда (171 скважин) работают с долей воды впродукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к группе скважин с обводненностьюот 30 до 80% и 58 скважин (15,6%) обводнены более чем на 80%.

Рис. 3.4.Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения пообводненности за 2003–2004 гг.

/>

Такимобразом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным показателямработы можно сделать следующие выводы:

– поместорождению за период 2003 года наблюдается незначительный рост действующегофонда скважин;

– наблюдаетсярост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного фонда скважин.

 
4. Техническая часть 4.1Установки погруженных центробежных электронасосов

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ иУЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных,пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения – обычное и коррозионно-стойкое.Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5–125–1200 ВК02 ТУ 26–06–1486– 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5–125–1200ТУ 26–06–1486 – 87, где У – установка; Э – привод от погружного двигателя; Ц – центробежный;Н – насос; М – модульный; 5 – группа насоса; 125 – подача, м3/сут:1200 – напор, м; ВК – вариант комплектации; 02 – порядковый номер вариантакомплектации по ТУ.

Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группынасоса добавляется буква «К».

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4.1.Номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

 Таблица4.1. Показатели технической и энергетической эффективностиУстановки

Номи-нальная подача, м3/сут

Номи-наль-ный напор, м Мощ-ность, кВт К. п. д., % K. п. д. насоса, %

Макси-мальная плотность водонефтя-ной смеси, кг/м3

Рабочая часть характеристики

подача, м3/сут

напор, м УЭЦНМ5–50–1300 50 1360 23 33,5 43 1400 25 – 70 1400–1005 УЭЦНМК5–50–1300 1360 23 33,5 1400 1400–1005 УЭЦНМ5–50–1700 1725 28,8 34 1340 1780–1275 УЭЦНМК5–50–1700 1725 28,8 34 1340 1780–1275 УЭЦНМ5–80–1200 80 1235 26,7 42 51,5 1400 60 – 115 1290 – 675 УЭЦНМК5–80–1200 1235 26,7 42 1400 1290 – 675 УЭЦНМ5–80–1400 1425 30,4 42,5 1400 1490–1155 УЭЦНМК5–80–1400 1425 30,4 42,5 1400 1490–1155 УЭЦНМ5–80–1550 1575 33,1 42,5 1400 1640 – 855 УЭЦНМК5–80–1550 1575 33,1 42,5 1400 1640 – 855 УЭЦНМ5–80–1800 1800 38,4 42,5 1360 1880 – 980 УЭЦНМК5–80–1800 1800 38,4 42,5 1360 1880 – 980 УЭЦНМ5–125–1000 125 1025 29,1 50 58,5 1240 105 – 165 1135 – 455 УЭЦН MK5–125–1000 1025 29,1 50 1240 1135 – 455 УЭЦНМ5–125–1200 1175 34,7 48 1400 1305 – 525 УЭЦН MK5–125–1200 1175 34,7 48 1400 1305 – 525

1

2

3

4

5

6

7

8

9

УЭЦН MK5–125–1300 1290 38,1 48 1390 1440 – 575 УЭЦН M5–125–1800 1770 51,7 48,5 1400 1960 – 785 УЭЦНMK5–125–1800 1770 51,7 48,5 1400 1960 – 785 УЭЦНМ5–200–800 200 810 46 40 50 1180 150 – 265 970 – 455 УЭЦНМ5–200–1000 1010 54,5 42 1320 1205 – 565 УЭЦНМ5–200–1400 1410 76,2 42 1350 1670 – 785 УЭЦНМ5А-160–1450 160 1440 51,3 51 61 1400 125 – 205 1535 – 805 УЭЦНМК5А-160–1450 1440 51,3 51 1400 1535 – 905 УЭЦНM5A-160–1600 1580 56,2 51 1300 1760–1040 УЭЦНМК5А-160–1600 1580 56,2 51 1300 1760–1040 УЭЦНМ5А-160–1750 1750 62,3 51 1300 1905–1125 УЭЦНMK5A-160–1750 1750 62,3 51 1400 1905–1125 УЭЦНM5A-250–1000 250 1000 55,1 51,5 61,5 1320 195 – 340 1140 – 600 УЭЦНMK5A-250–1000 1000 55,1 51,5 1320 1140 – 600 УЭЦНМ5А-250–1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 – 650 УЭЦНМК5А-250–1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 – 650 УЭЦНM5A-250–1400 1385 76,3 51,5 1360 1575 – 825 УЭЦНMK5A-250–1400 1385 76,3 51,5 1360 1575 – 825 УЭЦНМ5А-250–1700 1685 92,8 51,5 1120 1920–1010 УЭЦНМК5А-250–1700 1685 92,8 51,5 1120 1920–1010

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

среда – пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которойобеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. – 1 мм2/с;

водородный показатель попутной воды рН 6,0 – 8,5;

максимальное массовое содержание твердых частиц – 0,01% (0,1 г/л);

микротвердость частиц – не более 5 баллов по Моосу;

максимальное содержание попутной воды – 99%;

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя – 25%, дляустановок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) – 55%, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти иводы регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к

нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения– 0,001% (0,01 г./л); для установок коррозионностойкого исполнения – 0,125% (1,25г./л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата – неболее 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взаменудлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелеммарки КПБП, температуры должны быть не более:

для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью32 кВт – 70 °С;

для УЭЦНМ5,5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 – 125 кВт – 75 °С;

для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 – 250 кВт – 80 °С.

Максимальная плотность водонефтяной смесиуказана в табл. Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 4.1.)соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м3.

Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосногоагрегата приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2.

Установка Длина насосного агрегата, мм, не более

Длина насоса, мм, не более

Масса, кг, не более насосного агрегата насоса УЭЦНМ5–50–1300 15522 8252 626 280 УЭЦНМК5–50–1300 15522 8252 633 287 УЭЦНМ5–50–1700 17887 10617 705 359 УЭЦНМК5–50–1700 17887 10617 715 369 УЭЦНМ5–80–1200 16232 8252 602 256 УЭЦНМК5–80–1200 16232 8252 610 264 УЭНЦМ5–80–1400 18227 9252 684 290 УЭЦНМК5–80–1400 18227 9252 690 296 УЭЦНМ5–80–1550 19592 10617 720 326 УЭЦНМК5–80–1550 19592 10617 745 333 УЭЦНМ5–80–1800 20227 11252 750 356

УЭЦНМК5–80–1800

20227 11252 756 362 УЭЦНМ5–125–1000 15522 8252 628 282 УЭЦНМК5–125–1000 15522 8252 638 292 УЭЦНМ5–125–1200 17217 9252 709 315 УЭЦНМК5–125–1200 17217 9252 721 327 УЭЦНМ5–125–1300 18582 10617 755 361 УЭЦНМК5–125–1300 18582 10617 767 373 УЭЦНМ5–125–1800 24537 13617 1103 463 УЭЦНМК5–125–1800 24537 13617 1122 482 УЭЦНМ5–200–800 18582 10617 684 290 УЭЦНМ5–200–1000 24887 12617 990 350 УЭЦНМ-200–1400 30277 17982 1199 470 УЭЦНМ5А-160–1450 19482 10617 976 416 УЭЦНМК5А-160–1450 19482 10617 990 430 УЭЦНМ5А-160–1600 20117 11252 997 437 УЭЦНМК5А-160–1600 20117 11252 1113 453 УЭЦНМ5А-160–1750 24272 12617 1262 492 УЭЦНМК5А-160–1750 24272 12617 1278 508 УЭЦНМ5А-250–1000 20117 11252 992 432 УЭЦНМК5А-250–1000 20 117 11252 1023 463 УЭЦНМ5А-250–1100 21482 12617 1044 484 УЭЦНМК5А-250–1100 21 482 12617 1079 518 УЭЦНМ5А-250–1400 27637 15982 1385 615 УЭЦНМК5А-250–1400 27637 15982 1428 658 УЭЦНМ5А-250–1700 30637 18982 1498 728 УЭЦНМК5А-250–1700 30637 18982 1551 783

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК(рис. 4.1.) состоят из погружного насосногоагрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования – трансформаторнойкомплектной подстанции (индивидуальной КТППН иликустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектноеустройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 идвигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонненасосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость изскважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепитсяк гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3,входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектноеустройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимальногонапряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле иобеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту прианомальных режимах. Насос – погружной центробежный модульный. Обратный клапан 1предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насосапод воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, темсамым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль –головку насоса, а спускной – в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеменасосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости отгазосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагатьсяниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в

противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышатьдопустимый, указанный в табл. 4.2.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 – до 55% (пообъему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключаютнасосный модуль – газосепаратор.

Двигатель – асинхронныйпогружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16–652.031 – 87,оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС5805–49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата – фланцевое (на болтах ишпильках), валов сборочных единиц – при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфтыкабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупрежденияпрохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насоснымагрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубногопространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Комплектность установок приведена в табл. 4.3. Погружной центробежныймодульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») – многоступенчатыйвертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ икоррозионностойком ЭЦНМК.

Насос состоитиз входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного испускного клапанов (рис. 4.2). Допускается уменьшение числа модулей-секцийв насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности (см. табл. 4.3).Дляоткачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (по объему)свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль – газосепаратор(рис. 4. 3).

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Соединениемодулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое. Соединения(кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля сгазосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валомвходного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателяосуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля междусобой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валымодулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5 м),унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосовобычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкойвысокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», длянасосов повышенной коррозионностойкости – из калиброванных прутков из сплаваН65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполненияизготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения – из модифицированногочугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполненияможно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняяконическая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорнойтрубы), с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребери резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкойи пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизируетсоединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфтынасосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 – 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73и 89 ГОСТ'633 – 80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачейдо 800 м3/сут, с резьбой 89 – более 800 м3сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес инаправляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхнейосевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступенейв модулях-секциях указано в табл. 4. 4. Соединение модулей-секций между собой,а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступенейгерметизируются резиновыми кольцами.

Ребрапредназначены для защиты плоскогокабеля с муфтой от механических повреждений остенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом сгайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещениеотносительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски дляориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже наскважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймомпредприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовойжидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовоймуфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции.Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно – с валомдиаметром 25 мм – для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м3/сут,другое – с валом диаметром 28 мм – для насосов с подачами 1000, 1250 м3/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированнымиконсервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах(шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, игруппы 6 с подачей до 800 м3/сут включительно конструктивноодинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 –80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м3/сутимеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633 – 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

 

Таблица 4.4.

Насос Показатели Число модулей-секций Число ступеней

Пода-ча, м3/сут

Напор, м Мощ-ность, кВт К. п. д. насоса,% Общее №2 №3 №5 Общее в модуле-секции №2 №3 №5 ЭЦНМ5–50–1300 50 1360 17,94 43 2 1 - 1 264 72 - 192 ЭЦНМК5–50–1300 1360 17,94 2 1 - 1 264 72 - 192 ЭЦНМ5–50–1700 1725 22,76 3 - 3 - 336 - 112 - ЭЦНМК5–50–1700 1725 22,76 3 - 3 - 336 - 112 - ЭЦНМ5–80–1200 80 1235 21,77 51,5 2 1 - 1 269 73 - 196 ЭЦНМК5–80–1200 1235 21,77 2 1 - 1 269 73 - 196 ЭЦНМ5–80–1400 1425 25,12 2 - 1 1 310 - 114 196 ЭЦНМК5 – 80–1400 1425 25,12 2 - 1 1 310 - 114 196 ЭЦНМ5–80–1550 1575 27,76 3 - 3 - 342 - 114 - ЭЦНМК5–80–1550 1575 27,76 3 - 3 - 342 - 114 - ЭЦНМ5–80–1800 1800 31,73 2 - - 2 392 - - 196 ЭЦНМК5–80–1800 1800 31,73 2 - - 2 392 - - 196 ЭЦНМ5–125–1000 125 1025 24,85 58,5 2 1 - 1 227 62 - 165 ЭЦНМК5–125–1000 1025 24,85 2 1 - 1 227 62 - 165 ЭЦНМ5–125–1200 1175 28,49 2 - 1 1 261 - 96 165 ЭЦНМК5–125–1200 1175 28,49 2 - 1 1 261 - 96 165 ЭЦНМ5–125–1300 1290 31,28 3 - 3 - 288 - 96 - ЭЦНMK5–125–1300 1290 31,28 3 - 3 - 288 - 96 - ЭЦНМ5–125–1800 1770 42,92 3 1 - 2 392 62 - 165 ЭЦНМК5–125–1800 1770 42,92 3 1 - 2 392 62 - 165 ЭЦНМ5–200–800 200 810 36,76 50 3 - 3 - 228 - 76 - ЭЦНМ5–200–1000 1010 45,84 3 - 2 1 283 - 76 131 ЭЦНМ5–200–1400 1410 64 3 - - 3 393 - - 131 ЭЦНМ5А-160–1450 160 1440 42,86 61 3 - 3 - 279 - 93 - ЭЦНМК5А-160–1450 1440 42,86 3 - 3 - 279 - 93 - ЭЦНМ5А-160–1600 1580 47,03 2 - - 2 320 - - 160 ЭЦHMK5–160–1600 1580 47,03 2 - - 2 320 - - 160 ЭЦНМ5А-160–1750 1750 52,09 3 - 2 1 346 - 93 160 ЭЦНМК5А-160–1750 1750 52,09 3 - 2 1 346 - 93 160 ЭЦНМ5А-250–1000 250 1000 46,13 61,5 2 - - 2 184 - - 92 ЭЦНМК5А-250–1000 1000 46,13 2 - - 2 184 - - 92 ЭЦНМ5А-250–1100 1090 50,28 3 - 2 1 200 - 54 92 ЭЦНМК5А-250–1100 1090 50,28 3 - 2 1 200 - 54 92 ЭЦНМ5А-250–1400 1385 63,89 4 - 3 1 254 - 54 92 ЭЦНМК5А-250–1400 1385 63,89 4 - 3 1 254 - 54 92 ЭЦНМ5А-250–1700 1685 77,72 4 1 - 3 310 34 - 92 ЭЦНМК5А-250–1700 1685 77,72 4 1 - 3 310 34 - 92

Таблица 4.5.

Оборудование

Код пояса

Длина пояса, мм

Насосно-компрессорная труба 60 и 48

ЭН-21/1

300

Насосно-компрессорная труба 73

ЭН-21/2

350

Насосно-компрессорная труба 89

ЭН-21/3

390

Насос группы 5, 5А и 6

ЭН-21/4

460

 

4.2Основные узлы установок УЭЦН

Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружныеунифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях,климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сетипеременного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружныхцентробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости изнефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесьнефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С,содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 балловпо шкале Мооса – не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения – не более 0,01 г./л; для коррозионностойкогоисполнения – не более. 1,25 г./л;

свободный газ (по объему) – не более 50%. Гидростатическое давление взоне работы двигателя не более 20 МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

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

- по частоте переменного тока – ±0,2 Гц;

- по току – не выше номинального на всех режимах работы,включая вывод скважины на режим.

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

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

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

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 6, а номинальныепараметры электродвигателей – в табл. 4.7.

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимахосуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск,управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 ммосуществляются комплектным тиристорным преобразователем. Электродвигатели заполняютсямаслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Таблица 4.6.

Двигатель

Номинальная мощность, кВт

Номинальное напряжение, В

Номинальный ток, A

ПЭДУ16–103В5, ПЭДУ16–103ДВ5

ПЭДУК16–103В5, ПЭДУК16–103ДВ5

16 530 26

ПЭДУ22–103В5, ПЭДУ22–103ДВ5

ПЭДУК22–103В5, ПЭДУК22–103ДВ5

22 700 27

ПЭДУ32–103В5, ПЭДУ32–103ДВ5

ПЭДУК32–103В5, ПЭДУК32-

32 1000 27,5

ПЭДУ45–103В5, ПЭДУ45–103ДВ5

ПЭДУК45–103В5, ПЭДУК45–103ДВ5

45 1050 37

ПЭДУС63–103В5, ПЭДУС63–103ДВ5

ПЭДУСК63–103В5, ПЭДУСК63–103ДВ5

63 1500 36,5

ПЭДУС90–103В5, ПЭДУС90–103ДВ5

ПЭДУСК90–103В5, ПЭДУСК90–103ДВ5

90 2100 37

ПЭДУ45–117В5, ПЭДУ45–117ДВ5

ПЭДУК45–117В5, ПЭДУК45–117ДВ5

45 1.000 36

ПЭДУ63–117В5, ПЭДУ63–117ДВ5

ПЭДУК63 – 117В5, ПЭДУК63–117ДВ5

63 1400 36

ПЭДУС90–117В5, ПЭДУС90–117ДВ5

ПЭДУСК90–117B5, ПЭДУСК90–117ДВ5

90 1950 37

ПЭДУС 125–117В5, ПЭДУС125–117ДВ5

ПЭДУСК125–117В5, ПЭДУСК 125–1

125 1950 51

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статораэлектродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм)равна 170 °С, а остальных электродвигателей – 160 °С.

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

Электродвигатель (см. рис. 4. 4) состоит из статора, ротора, головкис токовводом, корпуса.

Статорвыполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный излистовой электротехнической стали.

Обмотка статора – однослойная протяжная катушечная. Фазы обмоткисоединены в звезду.

Расточкастатора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

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

Роторкороткозамкнутый, многосекцпонный. В состав ротора входят вал, сердечники,радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен извысокопрочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральноеотверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены двеспециальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла изэлектродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазысердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающимикольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками.Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а сдругой – пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонтеэлектродвигателя.

Головкапредставляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней частиэлектродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника,состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узелтоковвода (для несекционных электродвигателей) или узел электрическогосоединения электродвигателей (для секционных электродвигателей). Токоввод – изоляционнаяколодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узелэлектрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнегоэлектродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов,закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтажедвигателя.

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

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-Электон предназначена для контролянекоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защитыпогружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя илиснижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-Электон состоит из погружного бдока, трансформирующегодавление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, иназемного прибора, осуществляющего функции блока питания,усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работыпогружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинныйблок давления и температуры (ТМСП) выполнен в виде цилиндрического герметичногоконтейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного кнулевой точке его статорной обмотки. Наземный блок, устанавливаемый вкомплектное устройство Электон, обеспечивает формирование сигналов на ееотключение и выключение насоса по давлению и температуре, а также измерениесопротивление изоляции. В качестве линии связи и энергопитания ТМСПиспользуется силовая сеть питания погружного электродвигателя. Система имеетинтерфейсы – RS 232 RS 485 для подключения компьюторов и может использоваться дляпередачи данных на другие устройства.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

Диапазон контролируемого давления, МПа 0 – 25 Диапазон рабочих температур ТМСП, «С -60 – +150 Предельная температура погружного электродвигателя, °С 100 Диапазон рабочих температур наземного блока, °С – 60 – +40 Отклонение значения давления, формирующего сигнал управления на отключение или запуск УЭЦН, от заданной уставки, МПа, не более ±1 Средняя наработка на отказ, ч 12 000 Установленный срок службы, лет, 5 Диаметр скважинного преобразователя, мм 88 Длина скважинного преобразователя, мм 305 Габаритные размеры, мм: Наземный блок 245 х 200 х 160 Погружной блок 100х630 Масса, кг: Погружной блок 15 Наземный блок 8 устройства питания 4,2

/>1 Погружной блок

/>2 Соединительный узел, состоящий из корпусаподшипника и проставка

/>3Основание

/>Наземный блок

 

Гидрозащита предназначенадля предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полостьэлектродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости оттемпературы электродвигателя и передачи крутящего момента от валаэлектродвигателя к валу насоса.

Разработанодва варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:открытого типа – П92; ПК92; П114; ПК114 и закрытого типа – П92Д; ПК92Д; (сдиафрагмой) П114Д; ПК114Д

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого (буква К – вобозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109 – 81.В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрытаэмалью ЭП-525, IV, 7/2 110 °С.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащитаоткрытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальнойбарьерной жидкости плотностью до 2 г/см3, обладающейфизико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовойжидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Таблица 4.8

Гидрозащита Вместимость камер, л

Передаваемая

мощность,

кВт

Монтажная

длина, мм

Масса,

кг

 

Масло

МА-ПЭД

Барьерная

жидкость

/> /> /> П92, ПК92 5 2 125 2200 ± 5 53

 

П92Д, ПК92Д 6,5 0,15 125 2200 ± 5 59

 

П114, ПК114 5 4 250 2300 ± 5 53

 

П114Д, ПК114Д 8 0,25 250 2300 ±5 59

 

Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рис. 4.5, а,закрытого типа – на рис. 4.5, б.

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя – диэлектрическим маслом.Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируютсяза счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, ихэластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Основныехарактеристики гидрозащит представлены в табл. 4.8.

 

4.4Устройства и назначение Электон -04

4.1 Станцияпредназначена для управления и защиты электронасосов добычи нефти с двигателямитипа ПЭД.

4.2 Станция предназначенадля работы на открытом воздухе в условиях, регламентированных для климатическогоисполнения УХЛ1, согласно требованиям п. 2.1, 2.7 ГОСТ 15150, приследующих климатических факторах:

1)температура окружающей среды от минус 600С до +400С;

2) относительнаявлажность воздуха 75% при температуре + 150С, максимальная – 100%при температуре + 250С;

3) окружающаясреда должна быть не взрывоопасной, не содержащей агрессивных газов и паров вконцентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенной токопроводящей пылью;

4) высота надуровнем моря не более 1000 м.

4.3 Степеньзащиты станции от воздействия окружающей среды – IP43 по п. 4.2 ГОСТ14254, вентиляционных отверстий – IP23 по п. 4.2 ГОСТ 14254

4.8 Питаниестанции осуществляется от трехфазной сети переменного тока напряжением 380 Вчастоты 50 Гц. Отклонение напряжения сети от номинального значения должно находитьсяв пределах от -25% до + 20%.

Контроллерстанции сохраняет свою работоспособность при снижении линейного напряжения трехфазнойсети до 230 В.

4.9 Питаниеэлектродвигателя насосной установки осуществляется от силового повышающеготрансформатора типа ТМПН, входящего в состав штатного наземного оборудованияскважин.

5.1Технические характеристики станций в зависимости от исполнения приведены в таблице1.

Таблица 1

Тип станции

«ЭЛЕКТОН

-04–250»

«ЭЛЕКТОН

-04–400»

«ЭЛЕКТОН

-04–630»

Номинальный ток силовой цепи (А) 250 400 630

Минимальное сечение подключаемого медного провода (мм2), шины (мм)

70 2х50 Шина 50*5 Максимально допустимое значение тока короткого замыкания на вводных клеммах (А) 2500 4000 6300 Масса станции (кг) 155 170 210

5.2Номинальное напряжение изоляции электрических цепей:

а) 660 В-главныхцепей;

б) 60 В-цепейуправления.

3.5 Номинальноеимпульсное напряжение силовой цепи – 500 В.

3.6 Видсистемы заземления TN-C.

3.7Габаритные и установочные размеры станций приведены в приложениях 1,2.

3.8 Станцияобеспечивает следующие защиты и регулирование их уставок:

1) отключениеи запрещение включения электродвигателя при напряжении питающей сети выше илиниже заданных значений;

2) отключениеи запрещение включения электродвигателя при превышении выбранной уставкидисбаланса напряжения питающей сети;

3) отключениеэлектродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса токов электродвигателя;

4) отключениеэлектродвигателя при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимальноготока фазы (по фактической загрузке). При этом уставка выбирается относительнономинального активного тока;

5) отключениеэлектродвигателя при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазыпо регулируемой ампер-секундной характеристике посредством раздельного выборажелаемых уставок по току и времени перегрузки;

6) отключениеи запрещение включения электродвигателя при снижении сопротивления изоляциисистемы «вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД» ниже заданного значения;

7) запрещениевключения электродвигателя при турбинном вращении с выбором допустимой частотывращения;

8) отключениеэлектродвигателя по максимальной токовой защите (МТЗ);

9) запрещениевключения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с неправильнымчередованием фаз;

10)отключение электродвигателя по сигналу контактного манометра в зависимости отдавления в трубопроводе;

11)отключение электродвигателя при давлении на приеме насоса выше или нижезаданного значения (при подключении системы ТМС);

12)отключение электродвигателя при его температуре выше или ниже заданногозначения (при подключении системы ТМС);

13)отключение электродвигателя по логическому сигналу на дополнительном цифровомвходе;

14)предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения – отключениязащит и изменения уставок без ввода индивидуального пароля;

15)отключение и запрещение включения электродвигателя при несанкционированномоткрывании двери.

3.9 Станцияобеспечивает следующие функции:

1) включениеи отключение электродвигателя либо в «ручном» режиме непосредственно оператором,либо в «автоматическом» режиме;

2) работа попрограмме с отдельно задаваемыми временами работы и остановки;

3)автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени послеподачи напряжения питания, либо восстановлении напряжения питания в соответствиис нормой;

4)регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме МТЗ и защитыпо низкому сопротивлению изоляции);

5)регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты(кроме МТЗ и защиты по низкому сопротивлению изоляции);

6)регулируемая задержка АПВ отдельно после каждой защиты (кроме МТЗ, защит понизкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

7)возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатыванияотдельно каждой защиты (кроме МТЗ, защит по низкому сопротивлению изоляции и потурбинному вращению);

8)возможность выбора активного и неактивного состояния защит отдельно для каждойзащиты;

9) блокировкаАПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданногоколичества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

10) блокировкаАПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданногоколичества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

11)блокировка АПВ после отключения по другим защитам (кроме защит от недогрузки иперегрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков зазаданный интервал времени;

12) измерениетекущего значения сопротивления изоляции системы «вторичная обмоткаТМПН-погружной кабель-ПЭД» в диапазоне 30кОм – 10МОм;

13) измерениетекущего коэффициента мощности (cosj);

14)вычисление текущего значения фактической загрузки двигателя;

15) измерениетекущего значения частоты вращения электродвигателя;

16)определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

17) отображениев хронологическом порядке 125 последних изменений в состоянии насосной установкис указанием причины и времени включения или отключения электродвигателя;

18) запись вреальном времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателяс регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения, токов фазэлектродвигателя, загрузки, сопротивления изоляции, давления, температуры и cosj в момент отключенияэлектродвигателя, в момент включения, через 5 секунд после включения и во времяработы с двумя регулируемыми периодами записи. Кроме того, фиксируется дата ивремя изменения уставки с регистрацией старого и нового значения, а также датаи время отключения и включения питающего напряжения с регистрацией параметров напряжениясразу после его подачи и далее с регулируемым периодом, если параметрынапряжения не позволяют производить включение насосной установки. Накопленнаяинформация может быть считана в портативный компьютер, блок съема информацииБСИ-01, либо передана в стандарте RS-232 или RS-485;

19)сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствиинапряжения питания;

20) световаяиндикация о состоянии станции («СТОП», «ОЖИДАНИЕ», «РАБОТА»);

21)подключение к питающему напряжению геофизических и наладочных приборов спомощью розетки 220В.

3.10 Станцияобеспечивает отображение на буквенно-цифровом дисплее контроллера следующуюинформацию:

1) состояниеустановки с указанием причины, времени работы с момента последнего пуска иливремени, оставшемся до пуска в минутах и секундах;

2) текущеезначение трех линейных питающих напряжений в вольтах;

3) текущеезначение токов трех фаз электродвигателя в амперах;

4) текущиезначения дисбалансов напряжений и токов в%;

5) текущее значениесопротивления изоляции в кОм;

6) текущеезначение коэффициента мощности (cosj);

7) текущеезначение загрузки двигателя в% от номинального активного тока;

8) текущеезначение частоты вращения двигателя в Гц;

9) текущеезначение давления на приеме насоса во введенных единицах (при подключении системыТМС);

10) текущеезначение температуры двигателя во введенных единицах (при подключении системыТМС);

11) порядокчередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

12)отображение общей наработки насосной установки;

13)отображение общего числа пусков насосной установки;

14)отображение текущих значений времени и даты;

15) значениевсех установленных параметров и текущих режимов работы.

5.1Устройство и конструкция станции

5.1.1 Станциявыполнена в металлическом шкафу двухстороннего обслуживания.

Шкаф имеетчетыре раздельных отсека: верхний – отсек управления, нижний – силовой отсек,на задней стенке в верхней части расположен отсек для подключения силовыхкабелей, приходящих от трансформаторной подстанции и отходящих к повышающемутрансформатору ТМПН, под отсеком для подключения силовых кабелей находитсяотсек для подключения «0» ТМПН. Кроме того, на задней стенке имеетсязакрывающаяся коробка с блоком зажимов для подключения телемеханики,контактного манометра, погружной телеметрии. Каждый отсек закрывается отдельнойдверью на специальные замки. Двери имеют герметичные уплотнения. Нижняя дверь,закрывающая доступ в силовой отсек, имеет электрическую блокировку, отключающуюконтактор при её отпирании. Двери имеют ограничители, фиксирующие их в открытомположении.

На двериотсека управления нанесена надпись «Осторожно! Пуск автоматический».

На дверяхсилового отсека, отсеков для подключения силовых кабелей и «0» ТМПН установленыпредупреждающие знаки «Осторожно! Напряжение».

5.3 Дверьотсека управления закрывает доступ к передней панели (приложения 3,4), на которойустановлены контроллер и органы управления и индикации. Розетка 220В и дваавтоматических выключателя освещения и розетки установлены на кронштейнах,закрепленных на внутренней стене шкафа за передней панелью станции «Электон-04–250(400)». В отсеке управления станции «Электон-04–630» установлены такжеавтоматический выключатель силовой цепи питания и автоматические выключателицепей управления и измерения.

Передняяпанель выполнена в виде дверки, фиксируемой невыпадающими винтами, приоткрывании которой появляется доступ к электромонтажу и разъемам контроллера.

5.4 В силовомотсеке расположены:

1) панельпитания;

2) панельрезисторов;

3)коммутационный аппарат – вакуумный или электромагнитный контактор;

4) тритрансформатора тока;

5) концевойвыключатель электрической блокировки двери силового отсека;

6) плафоносвещения отсека.

В силовомотсеке станции «Электон-04–250 (400)» установлены также автоматический выключательсиловой цепи питания и автоматические выключатели цепей управления и измерения.

Элементы,которые могут находиться под напряжением, закрыты предохранительными изоляционнымищитками с предупреждающими знаками «Осторожно! Напряжение».

5.5 Наверхней крышке шкафа установлены петли для строповки станции.

В нижнейчасти шкаф имеет опоры, обеспечивающие устойчивое положение на кустовойплощадке и предотвращающие занос снегом двери станции. В основании опор имеютсяотверстия для закрепления станции.

5.6Устройство и конструкция контроллера.

Элементыконтроллера расположены на шасси, закрепленном на корпусе контроллера. Корпусгерметично закрыт спереди передней панелью и сзади кожухом. Изнутри контроллерзащищен слоем теплоизоляции. Контроллер имеет автоматическую систему подогрева,вступающую в работу при низких температурах и поддерживающую внутри корпусарабочую температуру.

На переднейпанели контроллера расположены: дисплейная панель, индикатор включения нагревателяи интерфейсный разъём.

Контроллерзакрепляется четырьмя винтами к передней панели станции.

Подключениеконтроллера осуществляется двумя разъемами с обратной стороны передней панелистанции.

5.7 Описаниесхемы станции

Схемаэлектрическая принципиальная станции приведена в приложениях 5,6.

5.8 Силоваячасть станции.

Силовая частьсостоит из вводного автоматического выключателя Q1, контактора КМ1, автоматическихвыключателей цепей управления Q4 и измерения Q5, трансформаторов тока Т7, Т8,Т9.

Назначениеэлементов силовой цепи:

1)автоматический выключатель Q1 предназначен для защиты силовой цепи от перегрузки и токовкороткого замыкания;

2) контакторКМ1 предназначен для коммутации силового напряжения на первичной обмотке ТМПНи, соответственно, включения и отключения электродвигателя по сигналам контроллераА1;

3)автоматические выключатели Q4 и Q5 предназначены для защиты цепей управления иизмерения от токов короткого замыкания;

4)трансформаторы тока Т7, Т8, Т9 предназначены для преобразования текущегозначения тока электродвигателя и потенциального разделения силовых высоковольтныхцепей от цепей управления. Непосредственно на выводах вторичной обмоткитрансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы R13 – R15, с которыхснимается сигнал, пропорциональный току электродвигателя.

5.9 Панельрезисторов.

Панельрезисторов #2 состоит из резисторов R10, R11, R12, панели #9, на которой установленыстабилитроны VD1…VD12, и предназначена дляполучения сигнала, пропорционального сопротивлению изоляции системы «вторичнаяобмотка ТМПН – погружной кабель – электродвигатель».

6. Панельпитания.

Панельпитания #7 состоит из трансформатора питания Т1, измерительных трансформаторовТ4, Т5, Т6, платы выпрямителей #1, реле твердотельного К1, резисторов R7, R8,конденсатора С5 и разъемов Х5, Х7.

Назначениеэлементов панели питания:

1)трансформатор Т1 предназначен для питания стабилизированного источника «-100В» схемыизмерения сопротивления изоляции, для питания контроллера А1, для питанияисточника «+28В». Источник «+28В» используется для питания реле К1, индикаторовHL1, HL2, HL3, нагревателя контроллераА1;

2)измерительные трансформаторы Т4, Т5 и Т6 предназначены для получения сигналов,пропорциональных линейным значениям силового напряжения питания;

3) плата выпрямителей#1 предназначена для формирования источников постоянного напряжения «-100В» и «+28В»;

4) релетвердотельное К1 предназначено для включения вакуумного контактора КМ1 по сигналуконтроллера А1. Реле защищено цепочкой R6 – C4 и варистором R5, расположеннымина плате выпрямителей #1;

5) резисторыR7, R8, конденсатор С5, а также резистор R9 и стабилитрон V9, расположенные наплате выпрямителей #1, предназначены для формирования сигнала с частотой,соответствующей частоте вращения электродвигателя. Сигнал используется дляизмерения частоты вращения электродвигателя и запрещения включенияэлектродвигателя при турбинном вращении.

6) разъемы Х5и Х7 предназначены для подключения панели питания к общей схеме и обеспечиваютудобство демонтажа панели в случае ее ремонта.

6.1 Концевойвыключатель S3 предназначен для электрической блокировки открывания двери силовогоотсека при включенной станции.

6.2 Блокзажимов X9 предназначен для организации связи станции с внешними устройствами(системой телемеханики, погружной телеметрии, контактным манометром и т.д.).

6.3 Органыуправления передней панели станции и их назначение

Расположениеорганов управления передней панели #3 приведено в приложениях 3,4.

6.4Переключатель S1 предназначен для выбора режимов работы установки «ручной» или «автоматический»,отключения установки и сброса защит. Переключатель имеет три положения: «ОТКЛ»,«РУЧН» и «АВТ».

6.5 Кнопка S2предназначена для пуска электродвигателя (включения контактора).

6.7 СветодиодHL1 «СТОП» красного цвета предназначен для индикации остановки электродвигателябез включения устройства повторного пуска.

6.8 СветодиодHL2 «ОЖИД» желтого цвета предназначен для индикации остановки электродвигателяс включением устройства повторного пуска. Светодиод мигает, если контроллер отсчитываетвремя перед АПВ, станция находится в режиме ожидания пуска. Светодиод горитпостоянно, если присутствует какой-либо запрещающий пуск сигнал, станциянаходится в режиме ожидания исчезновения запрещающего сигнала.

6.9 СветодиодHL3 «РАБОТА» зеленого цвета предназначен для индикации включенного состоянияэлектродвигателя (контактора). Светодиод мигает, если контроллер отсчитываетвремя задержки отключения при попадании какого-либо параметра в зонусрабатывания защиты, станция находится в режиме ожидания остановки. Светодиодгорит постоянно при отсутствии запрещающих сигналов.

7. Розетка Х1220В, 50Гц предназначена для подключения различных геофизических и наладочныхприборов.

7.1Автоматический выключатель Q2 предназначен для подачи напряжения на лампу освещенияEL1 высоковольтного отсека, Q3 – на розетку Х1.

7.2 Описаниеконтроллера

7.3 Органыуправления контроллера и их назначение

7.4Дисплейная панель.

Дисплейнаяпанель состоит из дисплейного окна и плёночной клавиатуры.

За дисплейнымокном находится жидкокристаллический знакосинтезирующий индикатор, двухстрочныйс 16 знаками в каждой из строк, с русским алфавитом.

Индикаторпредназначен для информирования о работе насосной установки, заданных режимах ииндикации текущих параметров.

Клавиатурасостоит из шести клавиш:

1) клавиша «p» предназначена длявыбора желаемого большего номера функции, для увеличения значения параметравыбранной функции в режиме установки параметра, для включения соответствующейзащиты, для установки режима АПВ после срабатывания защит, для перехода к болеепозднему событию в режиме хронологии событий;

2) клавиша «q» предназначена длявыбора желаемого меньшего номера функции, для уменьшения значения параметравыбранной функции в режиме установки параметра, для отключения соответствующейзащиты, для установки режима блокировки АПВ после срабатывания защит, дляперехода к более раннему событию в режиме хронологии событий;

3) клавиша «u» предназначена дляперехода из меню текущих параметров в меню уставок и защит, для выборамаксимального значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра;

4) клавиша «t» предназначена для переходаиз меню уставок и защит в меню текущих параметров, для выбора минимальногозначения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для переходав функцию 00 из любой другой функции меню текущих параметров;

5) клавиша «ВВОД»предназначена для выбора режима установки параметра выбранной функции, дляввода набранного значения параметра, для перехода в режим хронологии событийпри установленном номере функции 20 «Хронология событий» и возвращения изрежима хронологии событий. Действие клавиши для установки параметра и вводанабранного значения возможно только после ввода пароля.

6) клавиша «ОТМЕНА»предназначена для отмены выбранного значения параметра при установкесоответствующего параметра и возврату к установленному ранее значениюпараметра.

7.5 Индикатор«ПОДОГРЕВ» предназначен для индикации работы нагревателя контроллера.Контроллер снабжен устройством подогрева, которое автоматически включается,если температура воздуха внутри корпуса снижается до – 0,5 + 0,5 0С(при включенном нагревателе индикатор «ПОДОГРЕВ» горит).

7.6 Разъем «RS– 232» типа DB-9M предназначен для передачи данных по последовательному каналув стандарте RS-232. Используя этот разъем можно считать накопленную информациюо работе насосной установки в портативный компьютер или в блок БСИ-01.

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырехцентробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателями мощностью 16 – 125 кВтдля добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвигателейстанков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

КТППНКС рассчитаны на применение, в условиях Крайнего Севера и ЗападнойСибири.

Климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, группа условийэксплуатации М4.

В шифре 5КТППНКС-650/10/1,6–85УХЛ1, ВН-6 кВ приняты следующиеобозначения: 5 – число применяемых трансформаторов; КТППНКС – буквенноеобозначение изделия; 650 – суммарная мощность силовых трансформаторов в кВА; 10– класс напряжения силовых трансформаторов в кВ; 1,6 – номинальное напряжение,на стороне низшего напряжения, кВ; 85 – год разработки; УХЛ1 – климатическоеисполнение и категория размещения. Основные параметры КТППНКС приводятся втабл. 10. Требования к электрической прочности изоляции цепи 36 В указаны вГОСТах.

КТППНКС обеспечивает для каждого из четырех ЭЦН в кусте:

1. Включение и отключение электронасосной установки.

2. Работу электронасосной установки в режимах «ручной» и«автоматический».

3. Возможность управления электронасосной установкой дистанционно сдиспетчерского пункта.

4.Автоматическое включение электродвигателя ПЭД с регулируемой выдержкой времениот 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания.

5. Автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после егоотключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин.

6. Возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включениемпосле срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторноговключения.

Таблица 4.10.

КТППНКС Суммарная мощность силовых трансформаторов, кВА Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения, кВ Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения, кВ Номинальный ток на стороне высшего напряжения, А 5КТППНКС-650/10/1,6–85УХЛ1, ВН = 6 кВ 650 6 1,6 63 5КТППНКС-650/10/1,6–85УХЛ1, ВН = 10 кВ 650 10 1,6 40 5КТППНКС-1250/10/2,4–85УХЛ1, ВН = 6 кВ 1250 6 2,4 125 5КТППНКС-1250/10/2,4–85УХЛ1, ВН= 10 кВ 1250 10 2,4 75

 

7. Возможность выбора режима работы ЭЦН с защитой от турбинного вращенияили без защиты.

8. Отключение электродвигателя ПЭД и блокировку запоминания срабатываниязащиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10 или ниже 15%от номинального, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузкепо току, и автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД послевосстановления напряжения питания.

9. Разновременность пуска ЭЦН, подключенных к одному фидеру, определяемуювыдержкой времени по п. 4.

10. Возможность управления ЭЦН от программного устройства.

II. Возможность управления ЭЦН в зависимостиот давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

12.Отключение блока управления (БУ) без дополнительной выдержки времени при токахкороткого замыкания в цепи управления 220 В.

13. Отключение ЭЦН без дополнительной выдержки времени при коротком замыканиив силовой цепи.

14. Отключение электродвигателя ПЭД при перегрузке любой из фазэлектродвигателя с выбором максимального тока фазы по амперсекунднойхарактеристике. Минимальный ток срабатывания защиты от перегрузки долженсоставлять (1,1 ± 0,05) от номинального тока электродвигателя ПЭД.

15. Отключение электродвигателя ПЭД с выдержкой времени на срабатываниезащиты не более 45 с при изменении сигнала, характеризующего уменьшениезагрузки ЭЦН на 15% от рабочей загрузки электродвигателя. Уставка срабатываниязащиты должна иметь регулировку изменения сигнала от 1 до 5 А.

16. Отключение электродвигателя ПЭД при снижении напряжения питающей сетидо 0,75 Uном.

17. Возможность отключения ПЭД по сигналам контактного манометра о порывенефтепровода.

18. Запрещение включения ЭЦН после срабатывания защиты от перегрузки,кроме случаев, когда перегрузка была вызвана отклонением напряжения питающейсети выше 10% или ниже 15% от номинального.

19. Запрещение включения ЭЦН в турбинном вращении погружного электродвигателя.

20. Ручную деблокировку защит при отключенном ЭЦН.

21. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружнойэлектродвигатель – кабель» с регулируемой устав-кой сопротивления срабатывания10 и 30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени. 2. Контроль токаэлектродвигателя ПЭД в одной из фаз.

23. Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

24.Возможность регистрации тока одного электродвигателя ПЭД в одной из фазсамопишущим амперметром, поставляемым по отдельному заказу.

25. Возможность подключения не менее четырех входов технологическихблокировок.

26. Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки инедогрузки, а также от превышения и снижения напряжения сети (выбор рабочейзоны).

27. Сигнализациюсостояния любого ЭЦН с расшифровкой причины его отключения.

28. Подключение с помощью штепсельного разъема трехфазных передвижныхтокоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

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

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

31. Возможность выбора режима работы ЭЦН с запретом включения насамозапуск при превышении напряжения питания 1,1 Uноми без запрета.

32. Функционирование при колебаниях напряжения питающей сети от 0,85 до1,1 номинального напряжения. КТППНКС обеспечивает:

1. Контроль напряжений 6 или 10 кВ и общего тока, потребляемого из сети,в одной фазе.

2. Учет потребляемой активной и реактивной электроэнергий.

3. Защиту от атмосферных перенапряжений в питающей сети 6 или 10 кВ(грозозащиту),

4. Управление обогревом.

5. Освещение коридора обслуживания.

6. Наружную световую мигающую сигнализацию об аварийном отключении любогоЭЦН.

7. Подключение четырех устройств управления электродвигателямистанков-качалок.

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

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

10.Возможность подключения к трансформаторам ТМПН трехфазных токоприемников нанапряжение 380 В с током фазы до 60 А.

Конструкция КТППНКС предусматривает:

воздушный ввод на напряжение 6 или 10 кВ;

шинные выводы к силовым трансформаторам,

кабельные выводы на погружныеэлектродвигатели;

транспортные и подъемные проушины для подъема кабины краном сустановленным электрооборудованием и транспортирования ее волоком насобственных салазках на небольшие расстояния (в пределах монтажной площадки);

место для размещения средств индивидуальной защиты;

не менее двух болтов заземления для подсоединения к общему контурузаземления;

сальниковые уплотнения на кабельных вводах;

установку счетчиков электрической энергии с возможностью регулированияугла наклона от вертикали до 10°.

Все шкафы с электрооборудованием встраиваются в утепленную контейнернуюкабину серии ККМ23, 5ХЛ1 ТУ 16–739.048 – 76 и должны иметь одностороннееобслуживание. Силовые трансформаторы устанавливаются рядом с кабиной.

 

5. Специальная часть5.1Анализ и подбор скважин оборудованных (УЭЦН) на Хохряковском месторождении

Основныетехнологические показатели

Электроцентробежныминасосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 5 до130 м3/сут.Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками наХохряковском месторождении, на 1.01.04 г. составляет 303 скважин или 58%всего фонда. За год фонд скважин, оборудованный ЭЦН, увеличился на 31 скважин(Таблица 5.1.), а бездействующий на 7 скважин и составил 23 скважин или 8% отвсего эксплуатационного фонда ЭЦН.

Таблица 5.1. Динамикафонда скважин оборудованных ЭЦН

Фонд скважин

На 1.01.2003 г.

На 1.01.2004 г.

Эксплуатационный

368

391

Действующий

в т.ч.: дающий продукцию

простаивающий

303

297

21

332

327

22

Бездействующий

44

37

Наместорождении применяются в установки производительностью 25 – 35–50–80–125 иболее м3/сут. Американского производства насосы относятся от TD-650-TD-1200 Распределение ЭЦНпо типоразмерам приведено в таблице 5.2.

Таблица 5.2. РаспределениеЭЦН по типоразмерам

Типоразмер УЭЦН 25; 35; 50 TD-650-TD-1200 80 125; 250 всего Количество: шт. 185 36 74 43 332

Электроцентробежныенасосные установки спускаются на глубину в среднем 2000 м (от 1200 мдо 2400 м). Динамический уровень поддерживается в среднем на глубине 1735 м,что обеспечивает средний дебит по жидкости 50 м3/сут и 23 т/сутпо нефти.

Таблица 5.3. Основныетехнологические показатели работы скважин с ЭЦН

Показатели Ед. изм. Min Max Средние Дебит по нефти т/сут 2 90 30 Дебит по жидкости

м3/сут

15 130 46 Динамический уровень м 480 2200 1735 Глубина спуска насоса м 1200 2400 2000 Забойное давление МПа 7,0 17,5 11,5 Депрессия на пласт МПа 4,5 15,0 7,0 Обводненность % 10 98 46

Фонд скважиноборудованный ЭЦН по дебитам и обводненности распределяется следующим образом(таблица 5.4.).

 

Таблица 5.4. Распределениескважин по дебитам и обводненности

Дебит по жидкости, м3/сут

Обводненность, %

Всего

0–30 30–70 70–100

0–20

20–50

50–100

более 100

30

122

60

4

6

60

14

15

4

6

7

4

40

188

81

23

Всего

244 116 15 332

Из таблицывидно, что 244 скважины (73,75) работают с обводненностью от 0 до 30%. Средняяобводненность продукции по фонду ЭЦН равна 46%. С дебитом по жидкости от 0 до50м3/сут эксплуатируются 194 скважины, из них в интервале дебитов от0 до 20м3/сут в работают 40 скважин. Всего на месторождении впериодическом фонде ЭЦН числится 23 скважины или 19% от фонда дающих продукцию,год назад таких скважин было 70.

Причиныработы ЭЦН в периодике.

1. Геологическиепричины:

а) пластовоедавление ниже первоначального

б) неполностью сформирована система заводнени

2.Технологические причины:

а) отсутствиеобустройства для перевода на ШГН

б) осложнениепри производстве ГРП(СТОП)

в) ошибки приподборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодическийфонд по УНП-1 снизилось на 18 скважин

На 3скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на 15 скважинах изменениемтипоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34 скважины.

Мероприятияпо снижению периодического фонда в 2005 году

1) Формированиесистемы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2) Оптимизациярежима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3) Внедрениевинтовых насосов импортного производства.

4) Продолжитьвнедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициентподачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком коптимальному режиму (Кподачи = 0,6–1,2) работают около 75% установок.

Таблица5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении Коэффициент подачи 0,1 – 0,4 0,4 – 0,7 0,7 – 1,2 Более 1,2 Всего

Количество скважин: шт.

%

49

11

69

17

175

61

39

11

332

100

Из 49скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25 скважин)находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№154, 278, 1030, 916, 902и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.

Переченьскважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них дляоптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№130, 705, 163,785, 1059

Таблица5.6. Перечень скважин с Кподачи более 1,2№№ скв. Тип насоса

Кподачи

Qжидкости

Рпласт,

МПа

Ндин, м

Глубина

спуска насоса

702 ЭЦН 50–2100 1,7 65 20,5 1683 2300 130 TD-650–2100 1,4 100 17,9 1332 2380 705

ЭЦН-160–2100

1,6 123 18,3 2167 2400 707 TD-850–2100 1,5 114 16,5 1124 2260 163 ЭЦН-160–2150 1,5 82 18,2 1899 2350 185 ЭЦН 25–2100 1,4 29 20,0 1820 2245 818 ЭЦН 80–2100 1,4 87 18,2 2192 2340 166 ЭЦН 50–2100 1,4 42 19,5 1523 2150 834 ЭЦН 30–2100 1,6 23 23,0 1870 2250 785 ЭЦН 125–2100 1,3 11 16,5 2320 2400 389 ЭЦН 50–2100 1,4 42 22,9 1623 2200 1059 ЭЦН 160–2100 1,4 144 16,5 2328 2400 1025 ЭЦН 80–2100 1,4 72 16,1 1762 2080

В целом поХохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованныхЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности– наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03 г. по 1.01.04 г., пофонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО «ННП»этот показатель ниже и находится в пределах 330–350 сут. Рост этого показателяуказывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подборутипоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю впроцессе эксплуатации.

Наместорождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подверженыпарафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, какправило, раз в месяц промываются горячей нефтью.

Наместорождении в 2003 г. было 208 отказов по фонду скважин оборудованныхЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85 ед. (действующий фонд равен 303скважин). В 2004 г. на месторождении зафиксировано 229 отказов при большемдействующий фонд – 332 скважины и, Котказ положительно уменьшился до0,79 ед. В целом по ОАО «ННП» Котказ. ЭЦН в это время составил0,85 ед.

5.2Анализ причин отказов ЭЦН

Анализ причинпреждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующуюкартину см. рис 5.1.4.

До 17%отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин.Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводитк – повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ,плохой промывке скважин.

18% отказовприходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабымпритоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиямиэксплуатации.

В 13% отказовпричины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведениярасследования.

1.  10% отказов происходятиз-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе сокалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

2.  9% отказов из-за выносапропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу изстроя насосов.

3.  8% отказов происходит попричине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации,отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.

4.  6% отказов происходит попричине отсутствие контроля за выводом установок на режим.

5.  В 5% случаях отказпроисходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественныхкомплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

В 2004 г.на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель былиустановлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работыУЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелымизапусками, с выносом механических примесей для определения критических участковнагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причинеснижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всехслучаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 мот сростка удлинителя при температуре 130 °С.

По полученнымрезультатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличенадлина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 миз кабеля 3 группы

Длясовершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

- осваиватьи выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователячастоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенныхтехнических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружногоэлектродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах,увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем созданияповышенных крутящих моментов;

- особоевнимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следуетуделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРПструйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкиеустановки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л. Кроме того,на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применятьподземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители дляЭЦН – ЗАО «Новомет» г Премь);

- напериодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительныенасосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, атакже перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

- дляснижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающиевибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты –(ОАО «ТТДН» г Тюмень);

- значительнаядоля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использованиебригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатныхработ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

Принципработы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубиныспуска насосного оборудования

В 2004 г.распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса ихарактеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующимобразом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. – 5.1.8.

Анализ фондаскважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности взависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦНспускаются на глубину от 1200 до 2400 м. Весь рабочий интервал глубинспуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважиноборудованных ЭЦН.

Таблица5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦНГлубина спуска ЭЦН, м.

1200-

1400

1800-

2000

2000-

2200

2200-

2300

2300-

2400

Более

2400

Количество скважин, ед 15 55 65 120 40 25

Дебит по жидкости, м3/сут

190 120 100 95 75 67 Обводненность, % 96 86 66 54 47 35 Ср. отработанное время скважины в году, сут 342 329 350 346 338 337

Наибольшиедебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦНот 1200–1400 м и 1800–2000 м. В этих же диапазонах насосноеоборудование отрабатывает большее число дней по 346–350 суток.

Более низкиепроценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более2000 м.

Т.о.результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин,оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200–2400 м.не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8.динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на типбольшого размера и снижения пластового давления и неравномерной системызаводнения.

Энергетическоесостояние залежи

Отставание развитиясистемы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы кснижению пластового давления в зоне отбора.

По состояниюна 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.),разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

На снижениепластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось втечение 2000–2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренноепроектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание вформировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается наэнергетическом состоянии участков.

Такимобразом, на основании анализа системы поддержания пластового давления можносделать вывод о том, что сложившееся состояние системы ППД не удовлетворяеттекущие потребности разработки месторождения по следующим причинам:

n  Не смотря на значительноепревышение объемов ГТМ, а следовательно и уровней добычи жидкости над проектом,до сих пор не реализована проектная система ППД, предлагающая блочно-замкнутуюсистему заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 2: 1.Фактическое соотношение 3,5: 1.

n  Только 19,2% фонданагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания (Рнагнопт=14–15 МПа), при этом 28% фонда эксплуатируются при Рнагн выше16 МПа, что приводит к неэффективной закачке воды по техногенным трещинам.

n  Система очистки воды дляцелей ППД не удовлетворяет предъявленным требованиям. Так при проектномпредельном содержании ТВЧ – 40 мг/л, фактическое же их содержание зачастуюпревышает 100 мг/л.

Расширениеконтуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическомстроении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует онеобходимости разработки нового проектного документа на основе построениягеологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.

 

5.3Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении

В связи суглублением установок до 2200–2400 м. устанавливают ТМС на ЭЦН российскогои американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамическийуровень до забойного давления в пределах 50–70 атм

Что дает намувеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляетсяконтроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры,давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине покакой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9

/>

Рис. 5.9График параметров

Нахохряковском месторождении установлено –75 ТМС за период с 2003 по 2005 г.ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный моментпрактикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на некоторыхскважинах нет возможности определить уровень по Микону, где большой газовыйфактор, маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.гдепоказанные приведенные формулы (1,2)

1) Нд=20+Нсп– ((датР-Рзатр)*10,32 / Рн)/(1-удл / Нвд

2)Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл /Нвд)*(Нвд-Нсп-20)

По показниемТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве донасоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются вышеинтервала перфорации до 200 м, можно точно рассчитать.

По подборуустановок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС,а также применяется по исследованию скважин путем отжатия динамического уровняна закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет определить поформуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамическиеисследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМСсравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которыхделали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768

По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторныекривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуетсяиспользовать глубинные манометры

Этот методопределения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине атакже определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.

Индикаторные кривые

исходные данные:

месторождение Хохр. куст 83 скважина 3510 пласт 2Ю1 мес., год исслед. март. 05г. а.о.сер. инт. перф. 2366 а.о.гл. сп. эцн % обвод. продукции 8 плотность нефти в пл. усл. 0.732 плотность воды в пл. усл. 1.013 плотность смеси 0.75448 Dшт., мм. Рдатч. Ндин., м а.о. Ндин.

Qж., м3/с

Рзатр., атм. Рзаб., атм. б/ш 2224 2144 96 21.8 38.89128 б/ш 2168 2088 94 20.2 41.6026 Кпрод = 96–94 = 0,74

м3/сут.

 

41,6–38,9 атм.

 

/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> Ln 250 kh =0,74 *11,57 * 0.1 = 10,66 D*см m 2*3,14 сП Кпр. = 10*10,66* 0,61 = 4,45 mD 14.6

Исследованияпо отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываютсяне более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование поразным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждыймесяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретнуюинформацию по скважине гле нет возможности определиться с динамическим уровнеми где снижение замеров по высоко дебитному фонду.

Эти расчетыпозволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальныйуровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлениюи температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась привысокой температуре и по низкому давлению по которому настроина программа.

Применение нанефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления «Электон»с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачусоздания «интеллектуальной» скважины или «интеллектуального» куста, тем самыммаксимально автоматизировать процесс добычи нефти.

ИспользованиеТМС позволяет эфективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимовскважин:

1) сниженияпериодического фонда путем подбора оборудования

2) выводаскважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.

3)Определения Кпр и пластового давления.

ПрименениеТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования,получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационныхзатрат за счет исключения сложных аварий

5.4 Подбороптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС наХохряковском месторождении.

1) Переводна другой вид эксплуатации.

Для УЭЦН:

1)  Изменением типоразмераУЭЦН.

2)  Заглублением УЭЦН.

3)  установка СУ Электон-05 сувеличением числа оборотов.

Наместорождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.

Для анализабыл взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спускаУЭЦН.

Цель данныхработ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию напласт, тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась наскважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.

В работувыбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать свыбраными параметрами и расчетными характеристиками.

Расчет иподбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).

Для анализабыли выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003 году.

На примереэтих скважин был построин графики зависимости Qж, Qн, % от снижения Рзаб. Изданного графика мы видим

/>

Рис. 6.1.Параметры по Qн

/>

Рис. 6.2Параметры по Н2О

/>

Анализпоказал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижатьРзаб можно до 50 атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будетнаблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и поним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10 месяцев работыувеличилась с 7% до 80%.

В скважинахгде Рпл ниже 180 атм снижение Рзаб до 50 атм, явно получаем отрицательныйэффект по росту Qж к примеру скв. 106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самоеоптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас.

Вывод:

1. СнижаяРзаб до 50 атм

2. Снижаетсянаработка на отказ. Данные с прошлого года.

3. Рост%воды в продукции.

Этопрослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторноанализироваться.

Всеанализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза (повышенный радиус питания)

Пример скв. 610куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002спустив 125–2100 на глубину 2320 после Э60–1700 гл. 1800 с режимом 60/52/7Нд-870 м с влиянием ППД скв. 510. Получили режим 112/78/15 Нд-1298.

23.05.03.спустилиЭ160–2100 гл. 2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижениюизоляции. Спустили Э-125–2100, гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48 атм.

Вывод:Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт,снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, кактеряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. Иснижению депрессии к положительному итогу не приводит.

Подбороптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО «ННГ»программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоватьсяследующими основными принципами:

1. По даннымпредыдущей эксплуатации УЭЦН Qж, Ндин, Рпл определяетсякоэффициент продуктивности скважины.

Кпр= />                          (1)

где    Qж– дебит жидкости, м3/сут.;

Рпл– пластовое давление, кг/см2;

Рзаб– забойное давление, кг/см2.

Для вновьвводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамическихисследований.

2.Определяется оптимальное забойное давление />,позволяющее получить при данном Кпр максимальный дебит. Оптимальноезабойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом.

3. Исходя иззначений оптимального забойного давления определяется динамический уровень

/>                (2)

где /> – динамический уровень повертикали, м;

/> – глубина залеганияпласта по вертикали, м;

/> – оптимальное забойноедавление, кг/см2.

/> – удельный весгазожидкостной смеси, г/см3.

4. Изинклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклоненияствола скважины от вертикали.

/>; (3)

5.Определяется динамический уровень в стволе скважины

/> (м); (4)

6.Вычисляется глубина спуска установки в скважину

Нсп= Ндин + Нпогр/соsα; (5)

Нпогр– глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляетсяпланируемый дебит скважины при />

/>

где    Qпл– планируемый дебит скважины, м3/сут;

Кпр– коэффициент продуктивности скважины, м3/сут. ат.

8.Определяется требуемый напор установки

/> (м)

где Н – напорустановки, м;

ΔΝ –поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение идр).

Для насосовпроизводительностью:

– 20÷ 50 ì3/сут    Δ Н ≈ 250 м;

– 80÷ 125 ì3/сут Δ Н ≈ 180 м;

– 200 иболее      Δ Н ≈ 100 м;

9. Повычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напораподбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.

10. Вскважинах с осложнениями (вынос мех. примесей (песка), опасностьразгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значениеоптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваютсягеологической службой предприятия.

Подбор УЭЦН ккаждой скважине производится индивидуально, при этом необходиморуководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости отнапора насоса, приведенными в таблице 1.

Таблица 6.4

Месторождение Пласт Рекомендуемые глубины спуска для основных типоразмеров УЭЦН

50–1950

50–2100

80–1950

80–2100

125–2100

200–2000

250–2100

400–950

500–800

1. Хохряковское

Ю 2000 2200 2050 2300 2150 2150 2150 1250 1100

11. Приподборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значениеглубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности,приведенной в таблице 2.

Таблица 6.5.

Обводненность, % 0–20 20–40 40–60 60–80 80 и более Глубина погружения под динамический уровень не менее, м 900 800 700 600 500

Расчетные показатели по месторождению

 

 

 

 

 

 

 

2 ЮВ 1

Рнас

В

G

Uв

Uнс

Uг

 

83

1.152

60

0.986

0.847

0.001258

Показатели по скважине

 

Lвип (верхний ин-л перфор)

3086

Lкр (удлинение кровли)

149

H сп (глубина спуска)

1550

Lсп (удлинение на глуб спуска)

83

Qж (дебит скв)

35

%в (процент обводнённости)

10

Hдин (динамический уровень)

1870

Lудин (удлин на дин ур-нь)

38

Рб (давление на буфере)

11

Рзатр (затрубное давл)

8

Рпл (пластовое давление)

210

dлифта (в дюймах)

2

Нсппр (принимаемая глуб спуска

2300

 

 

Lпод реал

1650

Lудл пр

89

Данные расчёта

 

 

 

Uпл=

0.817058

 

удельный вес нефти пластовой

 

 

 

Uнг=

0.747

 

удельный вес нефти с газом

 

 

 

Рзаб=

188.2411

 

забойное давление при старом режиме

 

 

Кпр=

1.608536

 

коэфф продуктивности

 

 

 

 

Рзабmin=

66.4

 

минимальное забойное давление

 

 

 

Qпот =

230.9858

 

максимальный расчетный дебит

 

 

 

Lп.расч=

2884.708

(+удл)

длинна спуска при Qпот

 

 

 

 

Lг =

211.7469

 

работа газа

 

 

 

 

Lтр =

16.5

 

потери напора в трубах

 

 

 

 

Рпнн =

62.59

 

потребный напор насоса на подъём жид

 

 

Рзаб р =

172.4272

 

расчётное забойное давление для нового режима

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Qрасч =

60.437

 

 

Ндрасч=

1757.79

(+удл)

 

На основанииданных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукциииндивидуально для каждой скважины.

6.Организационно-экономический раздел

 

6.1 Анализдинамики технико-экономических показателей

 

Динамикатехнико-экономических показателей ННП представлена в таблице №6.1

Таблица №6.1Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП»

/>

6.2 Анализэффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению

 

Насоснуюэксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – придебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти изскважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественнаяпромышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяетэксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также присуровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит,расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие пескаи газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома,рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. сменаУЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет нанаработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин пожидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведёнрасчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин исравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважиныдля проведения оптимизации.

1. скважина №721(Э-80) Qж– 85 м3 перевод на Э-125 Qж – 130 м3

2. скважина №1059(Э-50) Qж– 55 м3 перевод на Э-80 Qж – 86 м3

3. скважина №185(Э-80) Qж– 88 м3 перевод на Э-160 Qж – 164 м3

4. скважина №763(Э-125) Qж– 135 м3 перевод на Э-160 Qж – 155 м3

5. скважина №855(Э-50) Qж– 73 м3 перевод на Э-80 Qж – 95 м3

6. скважина №867(Э-25) Qж– 35 м3 перевод на Э-50 Qж – 60 м3

7. скважина №155(Э-125) Qж– 138 м3 перевод на Э-160 Qж – 170м 3

Суммарныйприрост по нефти составил 243т/сут

Таблица №6.2Исходные данные

Показатели

Единицы измерения

Числовое значение

Фонд оптимизированных скважин ед. 7 Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине) т/сут 243 Наработка на отказ до оптимизации сут 135,0 Наработка на отказ после проведения оптимизации сут 135,0 Себестоимость добычи нефти руб./т 1749 Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти % 51,2 Ставка дисконта % 10 Расчётный период лет 3 Продолжительность одного ПРС час 48 Стоимость одного часа ПРС руб. 3700 Цена одной тонны нефти руб. 3379,2 Среднесписочная численность ППП чел. 980 Среднегодовая стоимость основных производственных фондов млн. руб. 4487 Годовая добыча нефти в 2004 году тыс. т 5589,6

6.3 Анализвлияния мероприятия на технико-экономические показатели

Расчет дополнительнойдобычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведениеоптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить поформуле:

DQ(q) = Dq * T *Кэ * N, (6.1)

где Dq – приростсреднесуточного дебита, т/сут;

Т – времяработы скважины в течение года, сут;

N – количествооптимизированных скважин, ед.

Кэ – коэф-т эксплуатациискважин, ед.

DQ2004 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличениедобычи нефти приведёт к росту производительности труда,

котораяопределяется по следующей формуле:

DПт= DQ* Цн / Чп, (6.2)

где DПт – повышениепроизводительности труда, руб./чел.;

DQ– прирост добычи, тн;

Цн– цена одной тонны нефти, руб.;

Чп –среднесписочная численность ППП, чел.;

DПт= 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс. руб./чел.

Также ведёт кувеличению фондоотдачи:

DФо= DQ* Ц / Сопф, (6.3)

где Сопф –среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб.);

DФо– прирост фондоотдачи.

DФо= 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб./тыс. руб.

Снижениесебестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт измененияусловно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определитьсяпо формуле (6):

DС= Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (6.4)

где Зпос– условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб.;

Q – добыча нефти домероприятия по ННП, тыс. т.

DС= 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6–1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб./т.

Увеличениеобъёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли отреализации:

DПрреал= DQреал * (Ц – (с/с -DС)), (6.5)

где DПрреал –дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;

DQреал – дополнительно реализованная нефть, т;

Ц – ценареализации нефти (руб.);

с/с – себестоимостьдобычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;

DС– снижение себестоимости нефти.

DПрреал= 83,9 * (3379,2 – 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс. руб.

Так какувеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличиваетсяи чистая прибыль предприятия:

DПрчист= DПрреал– Нпр, (6.6)

где Нпр –величина налога на прибыль, руб.;

DПрчист= 136698,2 – 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс. руб.

И так,дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затратбез учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс. руб.

6.4 Расчётпоказателей экономической эффективности мероприятия

Расчеткапитальных и текущих затрат

Данноемероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).

Доляусловно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объёмдополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.

Цена за 1тонну нефти равна 3379,2 руб.

Капитальныезатраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количествооптимизированных скважин 2004 году 7 штук.

Проведёмрасчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прироствыручки от реализации за год определим по формуле:

DВ(Q) = DQ * Цн, (6.7)

где DQ – объём дополнительнойдобычи нефти, тыс. руб.;

Цн – цена 1тонны нефти, тыс. руб.

DВ(Q) = 83,9 * 3379,2 =283514,88 тыс. руб.

Текущиезатраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятиеи затрат условно-переменных по формуле:

Иt = Идоп + Имер2,(6.8)

где Идоп– затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб.;

Имер– затраты на проведение мероприятия.

DИдоп= DQ* с/с * дуп / 100, (6.9)

где с/с –себестоимость нефти, руб./тонну;

дуп– удельный вес условно-переменных затрат, %.

DИдоп= 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс. руб.

Затраты напроведение мероприятия определим по формуле:

Имер2= С1часПРС *ТПРС * Nскв, (6.10)

где С1ГРП– стоимость одного ГРП, руб.;

Nскв – количество скважин,ед.

Имер2= 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс. руб.

Тогда общиезатраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И1= 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс. руб.;

Определяемвеличину налога на прибыль (Нпр).

Для расчётаналога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

DПнал.обл.= DВ– DИ(6.11)

где DВ-прирост выручки отреализации, тыс. руб.;

DИ– текущие затраты, тыс. руб.

DПнал.обл1= 283514,88 – 77967,4 = 205547,5 тыс. руб.;

DПнал.обл2= 205547,5 тыс. руб.;

DПнал.обл3= 205547,5 тыс. руб.

Нпр = DПнал.обл * Nпр / 100, (6.12)

где Нпр –ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

DНпр1= 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс. руб.;

DНпр2= 53442,3 тыс. руб.;

DНпр3= 53442,3 тыс. руб.

Расчет потокаденежной наличности и чистой текущей стоимости

Приростгодовых денежных потоков (DДПt) рассчитывается по формуле:

DДПt = DВt – DИt – Нt(6.13)

DДП1= 283514,88 – 77967,4 – 53442,3 = 152105,18 тыс. руб.;

DДП2= 152105,18 тыс. руб.;

DДП3= 152105,18 тыс. руб.

Потокденежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежныхпотоков и капитальными вложениями:

ПДНt = DДПt(6.14)

ПДН1= 152105,18 тыс. руб.;

ПДН2= 152105,18 тыс. руб.;

ПДН3= 152105,18 тыс. руб.

Накопленныйпоток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = å ПДН, (6.15)

НПДН1= 152105,18 тыс. руб.;

НПДН2= 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс. руб.;

НПДН3= 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс. руб.;

Коэффициентдисконтирования – по формуле:

at = (1 + Енп)-t, (6.16)

a1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;

a2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;

a3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.

Дисконтированныйпоток денежной наличности – по формуле:

ДПДНt = ДПt * a, (6.17)

ДПДН1= 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс. руб.;

ДПДН2= 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс. руб.;

ДПДН3= 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс. руб.

Чистаятекущая стоимость – по формуле:

ЧТСt = å ДПДНt, (6.18)

ЧТС1= 138278,82 тыс. руб.;

ЧТС2= 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс. руб.;

ЧТС3= 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс. руб.;

Результатырасчёта сведены в таблицу №6.2. Профили накопленного потока денежной наличностии чистой текущей стоимости построены на рисунке №6.1.

По графикудинамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) –это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Таблица №6.3. Расчёт экономических показателей

Показатели Ед.изм. 2004 2005 2006 Капитальные вложения тыс. руб. - - - Прирост добычи нефти тыс. тонн 83959,6 83959,6 83959,6 Прирост выручки от реализации тыс. руб. 283514,88 283514,88 283514,88 Текущие затраты тыс. руб. 77967,4 77967,4 77967,4 Прирост прибыли тыс. руб. 205547,5 205547,5 205547,5

Прирост суммы

Налоговых выплат тыс. руб. 53442,3 53442,3 53442,3 Денежный поток тыс. руб. 152105,18 152105,18 152105,18 Поток денежной наличности тыс. руб. 152105,18 152105,18 152105,18 Накопленный ПДН тыс. руб. 152105,18 304210,36 456315,54

Коэффициент

дисконтирования

(Енп=0,1)

Д.ед 0,9091 0,8264 0,7513

Дисконтированный

ПДН

тыс. руб. 138278,82 125699,72 114276,62

Чистая текущая

стоимость

тыс. руб. 138278,82 263978,54 378255,16

Анализчувствительности проекта к возможным изменениям

На последнемэтапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализчувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболеевероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

- годоваядобыча (-30%; +10%);

- ценына нефть (-10%; +20%);

- текущиезатраты (-25%; +15%);

- налоги(-15%; +25%).

Для каждогофактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Полученнаязависимость чистой текущей стоимости от факторов изображается графически.Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона,соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука». Значения ЧТС призаданных изменениях параметров находятся в положительной области, проект неимеет риска.

 

Таблица №6.4.Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%,тыс. руб.

Показатели Обознач 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

58771,72 58771,72 58771,72 Прирост выручки от реализации

Вt

198601,40 198601,40 198601,40 Текущие затраты

Иt

77967,40 77967,40 77967,40 Прирост прибыли

ПРt

120634 120634 120634 Налог на прибыль и имущество Нпр 31364,84 31364,84 31364,84 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

89269,16 89269,16 89269,16 Накопленный ПДН

НПДНt

89269,16 178538,31 267807,47 Коэффициент дисконтирования a 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

ДПДНt

81154,59 73772,03 67067,92 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

81154,59 154926,62 221994,54

Таблица №6.5.Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%,тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

92355,56 92355,56 92355,56 Прирост выручки от реализации

Вt

312087,91 312087,91 312087,91 Текущие затраты

Иt

77967,40 77967,40 77967,40 Прирост прибыли

ПРt

234120,51 234120,51 234120,51 Налог на прибыль и имущество Нпр 60871,33 60871,33 60871,33 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

173249,18 173249,18 173249,18 Накопленный ПДН

НПДНt

173249,18 346498,35 519747,53 Коэффициент дисконтирования А 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

АДПДНt

157500,83 143173,12 130162,11 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

157500,83 30673,95 430836,05

 

Таблица №6.6.Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

83959,60 83959,60 83959,60 Прирост выручки от реализации

Вt

255344,65 255344,65 255344,65 Текущие затраты

Иt

77967,40 77967,40 77967,40 Прирост прибыли

ПРt

177377,25 177377,25 177377,25 Налог на прибыль и имущество Нпр 46118,09 46118,09 46118,09 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

131259,17 131259,17 131259,17 Накопленный ПДН

НПДНt

131259,17 262518,33 393777,50 Коэффициент дисконтирования А 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

АДПДНt

119327,71 108472,58 98615,01 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

119327,71 227800,28 326415,30

 

Таблица №6.7.Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

83959,60 83959,60 83959,60 Прирост выручки от реализации

Вt

340459,54 340459,54 340459,54 Текущие затраты

Иt

77967,40 77967,40 77967,40 Прирост прибыли

ПРt

262492,14 262492,14 262492,14 Налог на прибыль и имущество Нпр 68247,96 68247,96 68247,96 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

194244,18 194244,18 194244,18 Накопленный ПДН

НПДНt

194244,18 388488,36 582732,54 Коэффициент дисконтирования А 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

АДПДНt

176587,38 160523,39 145935,65 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

176587,38 337110,78 483046,43

 

Таблица №6.8.Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

83959,60 83959,60 83959,60 Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28 283716,28 283716,28 Текущие затраты

Иt

58475,55 58475,55 58475,55 Прирост прибыли

ПРt

225240,73 225240,73 225240,73 Налог на прибыль и имущество Нпр 58562,59 58562,59 58562,59 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

166678,14 166678,14 166678,14 Накопленный ПДН

НПДНt

166678,14 333356,28 500034,42 Коэффициент дисконтирования А 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

АДПДНt

151527,10 137742,82 125225,29 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

151527,10 289269,91 414495,20

 

Таблица №6.9.Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

83959,60 83959,60 83959,60 Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28 283716,28 283716,28 Текущие затраты

Иt

89662,51 89662,51 89662,51 Прирост прибыли

ПРt

194053,77 194053,77 194053,77 Налог на прибыль и имущество Нпр 50453,98 50453,98 50453,98 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

143599,79 143599,79 143599,79 Накопленный ПДН

НПДНt

143599,79 287199,58 430799,37 Коэффициент дисконтирования a 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

ДПДНt

130546,57 118670,87 107886,52 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

130546,57 249217,44 357103,96

 

Таблица№6.10. Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

83959,60 83959,60 83959,60 Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28 283716,28 283716,28 Текущие затраты

Иt

77967,40 77967,40 77967,40 Прирост прибыли

ПРt

205748,88 205748,88 205748,88 Налог на прибыль и имущество Нпр 45470,50 45470,50 45470,50 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

160278,38 160278,38 160278,38 Накопленный ПДН

НПДНt

160278,38 320556,76 480835,13 Коэффициент дисконтирования a 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

ДПДНt

145709,07 132454,05 120417,15 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

145709,07 278163,12 398580,27

 

Таблица №6.11.Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс. руб.

Показатели Обозначения 2004 2005 2006 Прирост добычи нефти, т

Qt

83959,60 83959,60 83959,60 Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28 283716,28 283716,28 Текущие затраты

Иt

77967,40 77967,40 77967,40 Прирост прибыли

ПРt

205748,88 205748,88 205748,88 Налог на прибыль и имущество Нпр 66868,39 66868,39 66868,39 Капитальные затраты

Кt

- - - Поток денежной наличности

ПДНt

138880,49 138880,49 138880,49 Накопленный ПДН

НПДНt

138880,49 277760,99 416641,48 Коэффициент дисконтирования a 0,9091 0,8264 0,7513 Дисконтированный ПДН

ДПДНt

126256,26 114770,84 104340,92 Чистая текущая стоимость

ЧТСt

126256,26 241027,10 345368,01

Чувствительностьпроекта к изменению факторов показана на рисунке №3.2.

6.5 Заключение

 

Как показалрасчёт экономической эффективности проведения оптимизации на 7 скважинах,отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономическихобстоятельствах проведение мероприятия, проект окупается в течении 1 года. Нарасчётный счёт предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средствав сумме 456315,54 тыс. рублей, а с учётом фактора времени, то естьдисконтирования, – 378255,16 тыс. рублей. Как видим, чистая текущая стоимостьположительная, то есть ЧТС > 0, а это является критерием эффективностипроекта.

Графикчувствительности проекта к риску расположен в положительной области, чтоговорит о слабой чувствительности проекта к риску в пределах изменяющихсяпараметров. Поэтому предлагается внедрять его в производство.