Подбор оборудования для эксплуатации объекта Еты-Пуровского месторождения

В настоящее время на Альметьевском заводе изготовлены и проходят заводские испытания вентильные двигатели, ротор которых выполнен на 2-х пакетах. Этот двигатель еще короче и будет дешевле. Созданием короткого быстроходного двигателя и насоса преследуется цель получения установки полностью смонтированной в заводских условиях, к которой на скважине останется только присоединить одножильный кабель.

Сейчас все производители ЭЦН освоили и продолжают осваивать выпуск насосов с двухопорными ступенями. Освоено производство насосов на подачу 60, 80, 125, 200, 400 м³/сут. В первой половине 2013 года завод «Алнас» г. Альметьевск освоит производство насосов с двух опорными ступенями на подачу 250, 160, 500, 800 и 45 м³/сут., а также внедрит в производство насосы 5А-50 и 5А-80, то есть весь ряд выпускаемых насосов будет иметь двух опорное исполнение ступеней как в коррозионно-стойком так и в износостойком варианте с керамическими подшипниками. Переходя на 2-х опорную конструкцию, обеспечиваются наименьшие зазоры между ступицей колеса и направляющим аппаратом.

3.8 Расчет экономической эффективности при оптимизации режима работы скважины, оборудованных УЭЦН По Еты-Пуровскому месторождению предлагается выполнить 1 оптимизацию режима работы скважины, замена ЭЦН-50 на ЭЦН-80. Разработаем план-проект по оптимизации УЭЦН и произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти. Расчетный период примем 36 месяцев, т. е. с 2018 по 2020 годы.

Исходные данные для расчетов представлены в таблице 3.

3.

Требуется обосновать целесообразность рекомендуемого проекта. Проанализировать проект на чувствительность к риску. Данное мероприятие имеет двойной экономический эффект.

Экономия (Э) на текущих затратах за счет сокращения ТРС:

Э = (Nдо оптим. ─ Nпосле оптим) * Ст трс * n, (3.8).

где N — количество ремонтов в год;

Ст трс — стоимость проведения текущего ремонта скважины (ТРС) бригады подземного ремонта скважин (ПРС);

n — фонд скважин.

N = 365 / МРП, (3.9).

где МРП — межремонтный период работы скважины.

Э = (365/365 — 365/441) * 170 000 * 1 = 28 898 (руб/год) = 28,9 тыс.

р.

Прирост объема добычи нефти ((Q):

(Q = (Qдоп доб + (Qликв прост, (3.10).

где (Qдоп доб — дополнительная добыча в связи с повышением дебита, тн;

Таблица 3.3 ─ Исходные данные для расчетов.

Показатели Ед.

изм. Абсолютные значения 1. До проведенного мероприятия: Среднесуточный дебит, q1 т/сут 42 Коэффициент эксплуатации, Кэкспл б/р 0,969 Межремонтный период работы скважины, МРП сут. 361 2.

После проведенного мероприятия: Среднесуточный дебит, q2 2013 год т/сут 67 Среднесуточный дебит, q2 2014 год 63,9 Среднесуточный дебит, q2 2015 год 61,8 Коэффициент эксплуатации, Кэкспл б/р 0,969 Межремонтный период работы скважины, МРП сут. 441 3. Стоимость ЭЦНАК5−80−1700, Цэцн т. руб 390,0 4. Стоимость проведения ТРС бригады ПРС, Ст трс т. руб 170,0 5.

Цена 1 тонны нефти руб. 2500 6. Себестоимость 1 тонны нефти, С/С руб. 890 7. Доля условно-переменных затрат, Ц % 46 8. Текущий простой скважины при проведении ремонта, Тпрост.

сут. 3 9. Фонд скважин, n скв. 1 10.

Норма амортизации, Nа % 21 11. Ставка налога на прибыль, в год Нпр % 24 12. Ставка налога на имущество, в год Нимущ % 2 13. Коэффициент инфляции, в год Кинф % 14 14. Ставка дисконта (Ст Д) % 10.

(Qликв прост — дополнительная добыча в связи с ликвидацией простоев, тн/год.

(Qдоп доб = (q * 365 * Кэкспл * n, (3.11).

где (q — среднесуточный дебит;

Кэкспл — коэффициент эксплуатации.

(q = (q2 — q1), (3.12).

где q1 ─ среднесуточный дебит до проведения мероприятий.

(Qликв прост =Тпрост. * q2, (3.13).

где Тпрост. — текущий простой скважины при проведении ремонта;

q2 ─ среднесуточный дебит текущего года.

Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти (Вреал):

Вреал = (Q * Ц, (3.14).

где Ц — цена 1 тонны нефти.

Капитальные затраты (КЗ) за период:

КЗ = ЦЭЦН = 390,0 (тыс.

р.), (3.15).

где Цэцн — стоимость ЭЦНАК5−80−1700.

Амортизационные отчисления (Ам), тыс.

р.:

Ам = КЗ * NА = 390 * 0,2 = 78 (тыс.

р.), (3.16).

где NА — норма амортизации.

Текущие затраты на дополнительную добычу нефти (Здоп доб):

Здоп доб= (Q * С/С * Ц, (3.17).

где С/С — себестоимость 1 тонны нефти.

Налог на имущество (Нимущ):

Нимущ. = Сост * 2%, (3.18).

где Сост ─ остаточная стоимость.

Сост = КЗ — Ам, (3.19).

где Ам — амортизация.

Налог на прибыль (Нприб):

Нприб = (Вреал + Э — Тз — Ам — Нимущ) * 24%, (3.20).

Поток денежной наличности (ПДН):

ПДН = Э + Вреал — Тз — Кз — (Н, (3.21).

Накопленный налог денежной наличности (НПДН):

НПДН = (ПДН, (3.22).

Коэффициент дисконтирования (Кд):

Кд = 1 / [ (1 + Кинф) * (1 + Ст Д) ], (3.23).

где Кинф ─ коэффициент инфляции;

Ст Д ─ ставка дисконта.

Проводим дисконтирование прироста потока денежной наличности (ДПДН):

ДПДН = ПДН * КД, (3.24).

Чистая текущая стоимость (ЧТСпр):

ЧТСпр = (ДПДН, (3.25).

Расчет чистой текущей стоимости от оптимизации ЭЦН сводим в таблицу 3.

4.

Таблица 3.4 ─ Расчет чистой текущей стоимости от оптимизации ЭЦН.

Показатели Ед. Годы изм 2018 2019 2020 1 2 3 4 5 6 1. Фонд скважин скв. 1 1 1 2. Экономия на ТРС, (Э) тыс.

р. 28,9 28,9 28,9 3. Прирост объема добычи нефти,((Q) тн. 9061,3 8107,7 7399,6 4. Выручка от реализации,.

(Вреал) тыс.

р. 13 591,95 12 161,55 11 099,4 5. Капитальные затраты, (Кз) тыс.

р. 390,0 — - 6. Амортизация, (Ам) тыс.

р. 78,0 78,0 78,0 7. Текущие затраты, (Тз) тыс.

р. 3719,7 3319,3 3019,4 — затраты на оптимизацию, (Зоп.) тыс.

р. 10,0 — - -затраты на дополнительную добычу, (Здоп доб) тыс.

р. 3709,7 3319,3 3029,4 8. Налоги, (Н) тыс.

р. 2362,3 2113,91 1927,39 — налог на имущество,.

(Нимущ.) тыс.

р. 6,24 4,68 3,12 — налог на прибыль, (Нприб.) тыс.

р. 2356,06 2109,23 1924,27 9. Поток денежной наличнос-.

ти, (ПДН) тыс.

р. 7148,85 6757,24 6171,52 10. Накопленный поток денежной наличности, (НПДН) тыс.

р. 7148,85 13 906,1 20 077,61 11. Коэффициент дисконтирования, (Кд) — 1 0,7974 0,6359 12. Дисконтированный поток денежной наличности, (ДПДН) тыс.

р. 7148,85 5388,55 3924,61 13. Чистая текущая стоимость проекта, (ЧТС) тыс.

р. 7148,85 12 537,41 16 462,02.

Рассчитаем коэффициент отдачи капитала:

КОК = ЧТСПР / ЧТСИНВ +1э (3.26).

ЧТСИНВ = (КВЛ * КДi. (3.27).

ЧТСИНВ = 390,0 * 1 = 390,0 тыс.

р.

КОК = 16 462,02 / 390 + 1 = 42,1 руб/руб КОК = 42,1 руб/руб показывает, что на один рубль инвестиций, вложенных в данный проект за весь период разработки с учетом дисконтирования результатов и затрат прибыль составила 42,1 руб/руб.

3.9 Требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность при работе УЭЦН На месторождении разработан комплекс мероприятий для создания безопасных условий труда операторов добычи нефти при проведении работ по ремонту, замене УЭЦН и ПЭД. Данный комплекс включает требования по работе с ручным инструментом, требования по электробезопасности, требования по обеспечению взрыво — пожаробезопасности, по предупреждению травматизма.

Требования к персоналу обслуживающих УЭЦН:

— к работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, инструктаж по технике безопасности, проверку знаний по основной работе.

Требуется пройти инструктаж по безопасности труда.

Вводный — ознакомление с общими вопросами БТ, проводит инженер безопасности труда.

Первичный — ознакомление с конкретными видами безопасности труда на данном предприятии на данном рабочем месте, проводит руководитель работ.

Повторный — повторить информацию первичного инструктажа, периодичностью 1 раз в три месяца, проводит руководитель работ.

Внеплановый — проводится руководитель работ в том случае, когда имеют место изменения в техническом процессе при поступлении нового оборудования, после того как произошел несчастный случай и при перерывах в работе, превышающие установленные.

Целевой — при выполнении работ, не связанных с основной специальностью, проводит руководитель работ.

Меры безопасности при работе с УЭЦН:

− необходимо при всех работах с подключенным к сети электро- оборудованием использовать средства индивидуальной защиты (резиновые диэлектрические перчатки, изолирующие подставки, указатели напряжения, диэлектрические галоши и т. д.);

− проверить наземное электрооборудование и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токопроводящим частям, производить при выключенном оборудовании;

− необходимо заземлить металлические части электроустановок и электрооборудования, станцию управления, рубильник, броню кабеля;

− монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку проводить электротехнический персонал.

По безопасному ведению работ при эксплуатации УЭЦН следует пользоваться разработанными следующими специальными требованиями:

− работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим элементам, необходимо осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями;

− корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены;

− обсадная колонна скважины должны быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети напряжением 380В;

− включение и выключение установки должен проводить персонал, имеющий квалификацию группы 1 и прошедший специальный инструктаж;

− кабель от станции управления до устья скважины следует прокладывать на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли;

− запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках;

− блок рубильник — предохранитель следует заменять и ремонтировать непосредственно на станции управления только при отключении напряжения сети 380 В от станции управления.

Основные опасности связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажом (демонтажем) установки. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружного насоса, осмотр, ремонт и наладку должен проводить электротехнический персонал. Неэлектрическому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов.

Особое внимание нужно уделить соблюдению правил пожарной безопасности. Масло, которым заправляется двигатель пожароопасно.

Требования безопасности в аварийных ситуациях:

— при возникновении аварийной ситуации (возгорание, замыкание) необходимо прекратить все работы, убрать технику с куста, обеспечить эвакуацию людей в безопасное место. О случившемся немедленно сообщить мастеру и начальнику цеха.

3.10 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН За 2015 год добыто 2803,468 тыс. тонн нефти, при плане 2643,3 тыс. тонн по ТПП.

Выполнено геолого-технические мероприятия за декабрь месяц на 14 скв. на 231,9 т/сут. нефти при плане 12 скв.

на 120 т/сут. нефти. С начала года ГТМ проведено на 208 скв. на.

2825,7 т/сут., при плане 147 скв. на 1126,5 т/сут.

Прирост нефти за декабрь составил 3002,6 т.

Эксплуатационный фонд скважин на начало 2015 года составлял 477 скв. В том числе 274 скв. оборудованных УЭЦН, фонтан — 1 скв., УЭВН — 1 скв.: 57,4% - ЭЦН, 42,1% - ШГН, 0,4% - фонтан и УЭВН соответственно.

На 1.

01.2016 год эксплуатационный фонд составил 501 скв. — 303 скв. (60,5%) оборудованных УЭЦН и 195 скв.(38,9%) УШГН, 1 скв. (0,2%) УЭВН, 2 скв. (0,4%) фонтан.

Неработающий фонд скважин на начало 2015 года составлял.

80 скважин (16,8%) на 575,5 т/сут. На 1.

01.06 63 скважины (12,6%) на.

334,4 т/сут.

С начала года силами бригад ПРС произведено 485 ремонтов:

— по УЭЦН — 205 ремонтов.

За 2015 год произошло 205 отказов по скважинам, оборудованным УЭЦН, из них 94 (45,8%) отказавших преждевременно.

Наработка на отказ по УЭЦН на 1.

01.07 составляла 390 суток, на 1.

01.2015 год составила 456 суток (таблица 3.5).

С начала года произведено 94 разбора оборудования УЭЦН, не отработавшего гарантийный срок. Выявлены следующие причины отказов:

ЦДНГ — 51 отказ (54,3%).

Некачественный вывод на режим — 3: 20/4423д (отработала 273 сут, Нд — 1093), 6д/4208 (отработала 244 сут, Нд — 1120), 12/4295 (отработала.

85 сут, Нд — 1172).

Таблица 3.5 ― Наработка на отказ по УЭЦН по Еты-Пуровскому месторождению.

МЕСЯЦ

2014 ГОД 2014.

НАР.НА ОТКАЗ 2015 ГОД СРЕДНЕ-.

МЕСЯЧ.

НАРАБ. НАРАБ.

ЗА СКОЛЬЗ.

ГОД КОЛ.ОТК.

ЗА СКОЛЬЗ.

ГОД НАРАБОТ-КА НА ОТКАЗ НАРА-.

БОТКА КОЛ-ВО ОТКАЗОВ НАРА-.

БОТКА КОЛ-ВО ОТКАЗОВ ЯНВАРЬ 3805 11 361 1289 5 257,80 47 800 123 388,62 ФЕВРАЛЬ 5651 10 374 3301 8 412,63 45 450 121 375,62 МАРТ 2085 7 385 2877 6 479,50 46 242 120 385,35 АПРЕЛЬ 7288 18 377 449 2 224,50 39 403 104 378,88 МАЙ 3707 9 381 3431 7 490,14 39 127 102 383,60 ИЮНЬ 3110 12 375 3467 7 495,29 39 484 97 407,05 ИЮЛЬ 4760 10 381 2369 5 473,80 37 093 92 403,18 АВГУСТ 3225 10 380 6244 13 480,31 40 112 95 422,23 СЕНТЯБР 4203 14 378 2252 5 450,40 38 161 86 443,73 ОКТЯБРЬ 4322 9 389 6607 16 412,94 40 446 93 434,90 НОЯБРЬ 5438 12 404 6884 14 491,71 41 892 95 440,97 ДЕКАБРЬ 2722 7 390 5078 9 564,22 44 248 97 456,16 ИТОГО 50 316 129 44 248 97

Парафиноотложения — 4 — 734/7119 (322сут), 775/7376 (72 сут), 775/7375 (105 сут), 746/7164 (212 сут).

Солеотложения — 5 — 374/1296б (н/п, 71сут), 734/7117 (н/п, 76 сут, новая), 19/4430 (R — 0, 209 сут, новая), 72/1015 (R — 0,125сут) 11/4384 (н/п, 130сут, отло-жения нов.). Скважины после анализов включены в график и обрабатываются ингибитором против солеотложения.

Снижение динамического уровня — 3: 729/6223 (R=0, 42 сут, после ГРП), 6/75р (R=0, 183 сут, напор1250, Нд-1195, отсутствие закачки), 402/5936 (Э30,R=0,117сут, после ГРП).

ГТМ — 9: 12а/4718 (ОПЗ, Петроальянс), 1/4117 (перевод на вышележащий пласт), 20/4335 (смена Э-50 на Э-80), 73а/1199 (снижение притока из пласта, в ОКРС), 20а/4450 (ОПЗ), 775/7376 (перевод в ППД), 3/4246 (Э50/Э125), 775/7378 (Э50/Э25), 404/5974 (Э50).

Засорение насоса — 15: 1/4117 (R — 0,240сут), 3/4530 (н/п, 300сут), 12/4198 (н/п, 135сут), 12а/4718 (н/п, 184сут), 19/4430 (R — 0,115сут), 72а/8162 (R — 0,260сут), 649/8946 (R — 0,218сут), 5а/4286 (R — 0,172сут), 774/7333 (R -0,123сут), 775/7400 (R — 0,149сут), 7/4112 (R — 0,253сут), 775/7397 (н/п, 185 сут), 20/4349 (R — 0,134сут), 6а/4509 (R — 0,193сут), 3/4247(R — 0,161сут).

Прочие — 5: 7/4112 (засорение песком), 734/7141 (отсутствие прямого участка), 402/5936 несоответствие инклинограммы), 11/77р (после ГРП перио-дическая), 404/5974 (несоответствие инклинометрии).

УРС — 24(25,5%):

— МПК — 7;

— Засорение насоса песком и мусором — 10;

— Нарушение технологии ремонта — 7;

— Прочие — 0.

ЦБПО ЭПУ, SPP, заводской брак — 6 (6,4%):

— Снижение изоляции кабеля — 2;

— Снижение изоляции двигателя — 3;

Не предоставление оборудования — 1;

— Прочие — 0.

ЦТБ — 1 (%).

Засорение окалиной — 1.

Причины, не связанные с нарушением технологии — 7 (7,4%).

Не установлено — 5, 613/8638(провисела 6 месяцев), 620/8198б (провисела 10 месяцев), 734/7073 (провисела 11 месяцев), 1/4148(провисела 2 года), 610/8603 (провисела 16 месяцев).

Прочие — 2.

ЦНИПР — 2 (2,1%) (некачественный вывод на режим -615/8641,620/8927).

За 2015 год произведено 7 повторных ремонтов по УЭЦН.

По причинам:

Мех.повреждение кабеля — 5;

Не герметичность НКТ — 1;

ЭПУ — 1 — некачественный ремонт кабеля;

УТТ1 — 1 — МПК при спуске (74/1301, производственный ремонт ПРС-12) .

Часто ремонтируемый фонд.

На 1.

01.2015 год часторемонтируемый фонд скважин оборудованных УЭЦН составлял 9 скважин. На 1.

01.2016 год часто ремонтируемый фонд составил 5 скважин (775/7421, 613/8082, 620/8927, 775/7397, 615/8641).

На 4 скважинах произведено не более 3-х ремонтов за год, на 1-й скв. (775/7421) 4-е ремонта.

1-й рем-т 08.

03.08 г. Э-20−1200−1440 (R-0.44сут) V-работ: 20/20. пром.

заб. Разбор: засорение насоса песком. Засорение насоса песком ПРС-3;

2-й рем-т 11.

07.08 г. Э-20−1200−1440 (R-0.119cут) V-работ: 20/30. Разбор: МПК ПРС-14;

3-й рем-т 26.

08.08 г. Э-30−1200−1759 (R-0.25сут) V-работ: 30/50, при подъеме Э-30-Авария (вышли 2-е секции, ПЭД на забое), произвели отб.

заб. Гироскоп, спуск Э-50−1000−1774м ;

4-й рем-т 22.

10.08г. Э-50−1000−1774 (R-0.51сут), причина МПК, вина ПРС-14, V-работ: смена насоса, шаблонирование эксплуатационной колонны.

По причинам ЧРФ раскладывается таким образом:

засорение мусором, песком (ЦТБ, ПРС, КРС, ЦДНГ) — 3 случая;

Нарушение технологии ремонта — нет;

ОГС — 3 случая;

МПК — 2 случая;

Аварии — 3 случая;

Прочие — 3 случаев.

Для сокращения часторемонтируемого фонда ЭЦН, намечено произвести следующие мероприятия:

775/7421 — (шаблонирование выполнено), после спуска установка снова не отработала гарантийный срок);

613/8082 — скрепер, промывка забоя (выполнена), при КРС ликвидация аварии с ЭЦН Нд — 759/11, Qж — 68;

775/7397 — смена Э50 на Э30 и обработка силами КЗХ 1 раз в месяц ожидание анализа с КЗХ (при ПРС, разбор: засорение отложениями).

Анализ КВЧ пластовой продукции.

За 2015 год отобрано на анализ 1524 проб пластовой продукции. По полученным результатам превышения (более 100 мг/л) содержания КВЧ нет.

Фонд осложненный парафиноотложениями.

На 1.

01.2015 год парафинообразующий фонд составлял 280 скважин, в том числе 136 УЭЦН.

На 1.

01.2016 год составил 313 скважин, 164 УЭЦН.

Так же за 2016 год произведено 1226 обработок скважин ингибитором от парафиноотложений.

Фонд осложненный солеотложениями.

На 01.

01.2015 год составлял 13 скважин 10 — УЭЦН, на 1.

10.05 — 25 скв. — 14 УЭЦН.

На 01.

01.2016 год составил 28 скважин 15 — УЭЦН.

За 2015 год произведено 189 обработок против солеотложения, а также 71 обработок биоцидом.

Ниже в таблице 3.6 предлагается анализ работы установок ЭЦН малой производительности с основными причинами отказов в процентах к общему числу отказов по закрытию гарантийных паспортов.

Таблица 3.6 ― Сравнительный анализ работы ЭЦН малой производительности на 10.

04.2015 года по Еты-Пуровскому месторождению.

№ п/п ЭЦН-25 «Новомет» ЭЦНД-30 «Борец» ЭЦНМ-30.

«Борец» ЭЦН-45 «Алнас» 1. Спущено ЭЦН в скважины.

всего Кол-во % Кол-во % Кол-во % Кол-во % 107 13 204 6 2. Отказало всего, 43 40 1 8 97 48 1 17 из них: R=0 28 26 71 35 1 17 Нет подачи 10 9 10 5 Клин 1 1 1 8 6 3 ГТМ 4 4 10 5 3. Средняя наработка на отказ, суток 164 26 170 175 4. Поднято ЭЦН со скважин всего 31 29 1 8 87 43 1 17 5. Причины отказов по закрытию гарантийных паспортов: МПК 2 6 4 7 Негерм. НКТ 2 4 Засорение 7 23 1 10 7 13 Нарушение технологии ремонта 4 13 5 9 Неправильный подбор 1 3 Бесконтрольная эксплуатация 2 4 Некачественный вывод на режим 5 9 Снижение динамического.

уровня 1 3 7 13.

ГТМ 4 13 4 7 Солеотложения 2 6 5 9 Парафиноогтложения 1 3 1 2 СИК 2 4 Неправильная комплектация 1 2 Авария 2 4 Прочие 1 2 Эксперимент 1 10 Неустановлено 2 4 ОГС 9 29 6 11 Итого: 31 10 1 10 56 10 1 10 6. Износы узлов ЭЦН: Износ текстолитовой шайбы 25−50% 1 3 1 10 9 16 Износ текстолитовой шайбы 50−90% Износ вала, шпонки 1 3 6 11 Износ ступиц колес и аппаратов 5 16 7 13 Износ защитных втулок 24 43 1 10 7. Начало внедрения ЭЦН Апрель 2014 год Июль 2015 год Апрель 2014 год Июль 2015 год На Еты-Пуровском нефтяном месторождениях работают следующие новые электроцентробежные насосы малой производительности:

ВННП-25 производства «НОВОМЕТ» (с удлиненной ступицей колес и вихревыми лопатками), внедрение началось с июля 2014 года.

ЭЦНД5−30 производства «БОРЕЦ» (с рабочими ступенями двухопорной конструкции), внедрение началось с июля 2015 года.

ЭЦНМ5−30 производства «БОРЕЦ» (с рабочими ступенями простой конструкции), внедрение началось с апреля 2014 года.

ЭЦНА5−45 «АНАКОНДА» производства «АЛНАС» (с рабочими ступенями простой конструкции), внедрение началось с июля 2015 года.

ЭЦНМ5−50 производства «ЛЕМАЗ» (с рабочими ступенями простой конструкции), внедрение началось с августа 2015 года.

ЭЦНД5−50 производства «БОРЕЦ» (с рабочими ступенями двухопорной конструкции), внедрение началось с августа 2015 года.

ЭЦНА5−60 производства «АЛНАС» (с рабочими ступенями простой конструкции и с удлиненной ступицей колес), внедрение началось с апреля 2014 года.

Можно произвести сравнение 1ВННП5−25 «НОВОМЕТ» с ЭЦН-30 «БОРЕЦ», внедрение началось с апреля 2014 года.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для извлечения пластовой жидкости на Еты-Пуровском месторождении применяют механизированный способ эксплуатации, это составляет: электроцентробежными насосами — 78%, штанговыми глубинными насосами — 20,9%.

Отечественный фонд УЭЦН представлен такими заводами-производителями как ОАО «АЛНАС», ОАО «Борец», АО «Новомет».

Импортный фонд УЭЦН представлен такими фирмами как ESP (TD), REDA (DN), Centrilift (FS), Китай (Е).

Проведенный анализ показал, что общая наработка на отказ по фонду УЭЦН Еты-Пуровского месторождения по состоянию на 01.

01.16 года составила 479 суток, в том числе по отечественному фонду — 428 суток; по импортному — 654 суток.

На фонде УЭЦН Еты-Пуровского месторождения за 2016 год было проведено 630 ремонтов, в т. ч. не ОГС 269 ремонтов или 43%. Зафиксировано 18 повторных ремонта, что составляет 2,8% от общего количества ремонтов.

Основными причинами ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, не отработавших гарантийный срок являются:

— механические повреждения кабеля — 19 рем.;

— геолого-технические мероприятия — 38 рем.;

— засорение насоса — 45,5 рем.;

— некачественный ремонт гидрозащиты — 19 рем.;

— снижение изоляции ПЭД — 11 рем.

Ремонты по виновникам распределились следующим образом:

— причины, связанные с нарушением технологии подземного ремонта скважин — 36,5 рем.;

— причины, связанные с нарушением технологии эксплуатации скважин (ЦДНГ) — 108,5 рем.;

— причины связанные с некачественным ремонтом оборудования (ЗАО «ЛК ЭПУ Сервис») — 62,5 рем.;

— причины, связанные с заводским браком — 8 рем.;

— прочие причины — 47 рем.

Снижение затрат, а значит и эффективности предприятия при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН напрямую зависит от дальнейшего увеличения МРП и наработки на отказ внутрискважинного оборудования. Основными способами сокращения отказов УЭЦН являются:

— улучшение технологии ремонта скважин и оборудования УЭЦН;

— внедрение нового оборудования:

— износостойкого;

— конструктивного исполнения;

— правильный подбор УЭЦН к добывным возможностям скважины.

По Еты-Пуровскому месторождению было выполнено 108 оптимизаций режима работы скважин. Оптимизация насосного оборудования — приведение в соответствие насосного оборудования с добычными возможностями скважины или изменение параметров работы установок, или части подземного оборудования с более точным учетом характеристики ствола скважины. Дополнительная добыча от оптимизации за 2016 год составила 157,0 тыс. тонн нефти.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Белов, С. В. Безопасность жизнедеятельности [Текст]: учебник / С. В. Белов. — Москва: Высшая школа, 2012. -356 с.

Бойко, В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений [Текст]: учебник / В. С. Бойко — Москва: Недра, 1990. — 427с.

Годовой отчет «Газпромнефть-Муравленко» [Текст]. — Сургут, 2011. 450 с.

Годовой отчет аналитической группы «Газпромнефть-Муравленко» [Текст]. — Сургут, 2011. — 472с.

Годовой отчет технологической группы «Газпромнефть-Муравленко» [Текст]. — Сургут, 2011. 357с.

ГОСТ 17.

2.1. 04−77. Охрана природы. Атмосфера. Метеорологические аспекты загрязнения и промышленные выбросы. Основные термины и определения [Текст]. — Введ.

2014;03−01. — Москва: Стандартинформ, 2014. — 35.

Деньгаев, A.B. Эксплуатация скважин, оборудованных высокопроизводительными УЭЦН с газосепараторами [Текст] / А. В. Деньгаев // Бурение и нефть, — 2005. — № 2, С. 10 — 13.

Желтοʙ, Ю. П. Разрабοтка нефтяных местοрοждений: [Текст]: учебник /Ю. П. Желтοʙ. — 2-е изд., перераб. и дοп. — М.: Недра, 2005. − 365 с.

Закирοʙ, С.Н. Нοʙые принципы и технοлοгии разрабοтки нефтяных и газοʙых местοрοждений [Текст]: учебник / С. Н. Закирοʙ, И. Н. Индрунский. Недра, 2009. − 420 с.

Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

Лысенкο, В.Д. «Разрабοтка нефтяных местοрοждений. Теοрия и практика"[Текст]: учебник / В. Д. Лысенко. — Москва. Недра, 1996 г. — 221с.

Мищенко, И. Т. Расчёты в добыче нефти [Текст]: учебник / И. Т. Мищенко. — Москва: Недра, 1990. -245 с.

Мищенко, И. Т. Расчёты в добыче нефти [Текст]: учебник / И. Т. Мищенко. — Москва: Недра, 2007. — 245с.: ил.

Отчёт о НИР по подсчёту балансовых запасов нефти, газа и конденсата Вачимского месторождения. ТФ Сургут.

НИПИнефть.

Памятка мастерам бригад по добыче нефти, ПРС, КРС «Газпромнефть-Муравленко». 2011 г.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. [Текст]: ПБ 08−624−08, утвердил Гостехнадзор Российской Федерации.

Тагирοʙ, К. М. Эксплуатация нефтяных и газοʙых скʙажин [Текст]: учеб. пοсοбие&#.

160;для студентοʙ ʙысш. прοф. οбразοʙания / К. М. Тагирοʙ. — Москва: Издательский центр Академия. 2012. — 336 с.

Технологическая схема разработки Еты-Пуровского месторождения.

Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. — А. Н, Дроздов РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2008.

г.

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19 — М.: Закрытое акционерное общество «Научно — технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 288 с.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

РЕФЕРАТ Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

СОДЕРЖАНИЕ Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

ВВЕДЕНИЕ

Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Реценз.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА.

Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА ЕТЫ-ПУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Лит.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.

Разраб.

Щеглова Н. Н.

Провер.

Саранча А. В.

Н. Контр.

Паклинов Н. М.

Утвержд.

Грачев С.И.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОННЫХ ИСТОНИКОВ.

.

Листов.

ИГиН ЭДНб (до)зу-14−2.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

БР.

21.03.

01.03−3010/282-а.

000.

2018.

00.ПЗ.