Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению межремонтного периода работы скважин

При производстве работ  по капитальному и подземному ремонту  скважин бригадой УКРС:

• определяется герметичность колонны НКТ, техническое состояние подвески штанг;
• уточняется причина отказа и остановки скважины;
• после подъема из скважины насос с заполненным паспортом бригадой УКРС завозится и передается на участок ШГН, ЦУПО на месторождении.

При проведении первого  этапа расследования на скважине преждевременно отказавших ШГН, демонтаж производится бригадой ТКРС совместно с представителем ЦДНГ, ремонтных организаций.

Присутствие представителя  УКТ и КРС и СТ определяется исходя из причин дебита скважин, предыдущей наработки на отказ.

 

 

При демонтаже визуально  определяется состояние цилиндра, плунжера,  клапанов, колонны штанг, НКТ, наличие мех. Примесей, парафина, солей и т.п.

Результаты  демонтажа подробно записываются  в эксплуатационный паспорт и  акт первого этапа расследования. Ответственными за заполнение паспорта и акта первого этапа расследования,  являются представители ТКРС (мастер ТКРС или  старший  оператор, бурильщик ТКРС), представитель ремонтных организаций, ЦДНГ и специалистом УКТ и КРС и СТ.

 

ВТОРОЙ ЭТАП РАССЛЕДОВАНИЯ

 

Участие в расследовании ШГН, в условиях ЦУПО (второй этап расследования) с обязательным присутствием представителей ОРМФ, ЦДНГ, УКРС, ЦУПО с составлением соответствующего акта.

В случае передачи насоса без заполненного паспорта или его  отсутствием, служба УКРС восстанавливает  все необходимые данные по работе насоса и сведения по скважине, а представитель ЦУПО на участке ШГН, сообщает информацию об отсутствии паспорта в ЦИТС ЦУПО.

На участке ШГН, месторождений  представителем ЦУПО (ИТР) проверяется комплектность насоса, производится визуальный осмотр, проверяется наличие и правильность заполнения паспорта и насос подготавливается для отправки на расследование и ремонт в цех ТО и Р НПО ЦУПО.

Все насосы, поступившие  в ЦУПО независимо от наработки, подлежат разборке и расследованию для  определения неисправностей и причин выхода из строя.

Насосы отработавшие менее 180 суток подлежит расследованию комиссией с обязательным присутствием:

• инженера ПТО УДНГ;
• инженера ПТО УКРС;
• инженера ПТО ЦУПО;

 

• начальника цеха НПО ЦУПО.

  При этом проверяется:

         общая загрязненность;

• присутствие песка, механических примесей;
• наличие АСПО и посторонних предметов;
• наличие механических повреждений на корпусе насоса;
• наличие коррозии на рабочих органах насоса;
• герметичность всасывающего и нагнетательного клапана;
• техническое состояние плунжера и цилиндра;
• проверка насоса на вакуум;
• техническое состояние статора и ротора ШВН;

 

 

 

                                                  Рисунок 7 - Причины отказов УШГН на Комсомольском месторождении ООО РН-Пурнефтегаз» за 2007 год

 

 

 

 

4 Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению межремонтного периода работы скважин.

Таблица 4

 

№ п/п	Наименование мероприятий	Примечания	Сроки исполнения
1	Вывод на режим  и эксплуатация
1.1	Спуск насоса согласно расчета  по программе. Контроль за подбором оборудования	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	Постоянно
1.2	Закупка и внедрение  датчиков давления и температуры  для УЭЦН (Электон)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН
1.3	Проведение контрольных  проверок качества вывода на режим  и эксплуатации скважин.	Повышение ответственности лиц ответственных за вывод и эксплуатацию	Постоянно
1.4	Закупка и внедрение  ЭЦН АКМ - 80	Повышение срока эксплуатации УЭЦН
1.5	Внедрение частотных  регулируемых преобразователей (ЧРП+    6 мобильных).	Повышение срока эксплуатации УЭЦН
1.6	Отжим силами ООО «СИАМ-мастер». Оперативная передача результатов измерений.	Для повышения точности оценки забойного давления	Постоянно
1.7	Работа с часто ремонтируемым  фондом скважин УЭЦН по разработанной  инструкции. Ежемесечная корректировка  фонда ЧРФ с разработкой мероприятий.	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	Ежемесячно
1.8	Провести обучение операторов-выводников  по «Технологическому регламенту по запуску, выводу на режим и эксплуатации свкажин оборудованных УЭЦН»	Повышение квалификации обслуживающего персонала
1.9	Внедрение модернизированных  СУ, оборудованных контроллерами (Борец, Электон, Триол), для создания архива параметров работы оборудования	Повышение срока эксплуатации УЭЦН
1.10	Внедрение контроллеров на неинтелектуальные СУ (типа ШГС) для  мониторинга работы УЭЦН	Повышение срока эксплуатации УЭЦН, всего ШГС 310 шт.
1.11	Внедрение центраторов  ЭЦН с анодной защитой от коррозии	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	Постоянно
1.12	Протекторы защитные кабельные (протектолайзеры)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН
1.13	Перевод часторемонтируемого фонда на эксплуатацию ШГН	Сокращение ЧРФ	При отказе
1.14	Перевод часторемонтируемого  фонда на эксплуатацию ШВН	Сокращение ЧРФ	При отказе
1.15	Шабланирование-скребкование (повторная) скважин часторемонтируемого фонда	Повышение срока эксплуатации УЭЦН, сокращение ЧРФ	При ремонтах
1.16	Инклинометрия (повторная) скважин часторемонтируемого фонда	Повышение срока эксплуатации УЭЦН, сокращение ЧРФ	При ремонтах
2	Механические  примеси и песок, проппант
2.1	Установка защитного  оборудования на скважины после ГРП (фильтры типа ЖНШ)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.2	Установка защитного  оборудования на скважины после ГРП (фильтры типа ФЭЦН-1, ФЭС-1, ФННТ)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.3	Установка защитного  оборудования на скважины после ГРП (фильтры ЗАО «Новомет»)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.4	Внедрение износостойких  насосов импортных, в том числе  на новые вводимые из бурения и ЗБС	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.5	отечественных	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.5.1	отечественных Н1	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.5.2	отечественных Н2	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.5.3	отечественных Н3	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.6	ЭЦН с тандемом	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.7	Внедрение струйных насосов  Дискрит	Сокращение ЧРФ	При отказе
2.8	Внедрение высоко герметичных обратных клапанов для УЭЦН	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
2.9	Внедрение УЭДН	Сокращение ЧРФ	При отказе
2.10	Внедрение мехатронных  приводов штангового насоса	Сокращение ЧРФ	При отказе
3	Высокая температура  пласта
3.1	Закупка и внедрение  термостойкого кабеля (КЭСБП-230 3х16, Redalead 3х16-4кВ, Redalead 3х13,3-4кВ)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
4	Солеотложение
4.1	Применение солезащитных технологий-подачи ингибитора солеотложений (УДРХ с групповой подачей ингибитора)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
4.2	Применение ингибиторов от солеотложений  (СНПХ 5311Т, Акватек, Инсан)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
4	Обязательный отбор  проб со всех установок ЭЦН с отложении  солей. По результатам анализа определение  методов борьбы с солеотложениями	Повышение срока эксплуатации УЭЦН	При отказе
5	АСПО
5.1	Противопарафиновая обработка  скважинных лифтов (КАСКАД)	Повышение срока эксплуатации УЭЦН, сокращение ГО	Согласно графику обработок

 

 

 

 

 

5 Штатная структура цеха добычи Комсомольского месторождения

            

            Технологическая служба.

 

       В обязанности технологической службы входит: контроль эксплуатационных параметров действующего фонда; проведение утренних и вечерних планерок по выдачи заданий операторам; планирование мероприятий по повышению МРП; движение бригад подземного ремонта; подбор оптимального подземного оборудования (УЭЦН, УШГН); подбор дополнительного оборудования (противопесочный фильтр, противопарафиновый контейнер и т.д.).

 

Геологическая служба.

 

В обязанности геологической службы входит: контроль параметров разработки месторождения; планирование мероприятий ГТМ; движение бригад капитального ремонта; анализ текущего состояния разработки месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

             6 Экономические показатели при эксплуатации месторождения

 

6.1 Оптимизация работы УЭЦН

 

Процесс оптимизации  включает в себя выявление фонда  скважин для проведения технологических  мероприятий по оптимизации режимов  работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение  рекомендаций.

Критериями оптимизации  скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач  оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦН  с меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Комсомольском месторождении  было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем -  12 месяцев 2006 года.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 5 - Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС

 

№  п/п	Показатели	Ед. измерения	Абсолютные значения
1	Объем внедрения	Скважина	1
2	Дополнительная добыча нефти	Тыс. тонн	13,87
3	Цена нефти  (за 1т.)	Руб.	1468
4	Стоимость одного ремонта	Тыс. руб.	105
6	Условно-переменные затраты  на добычу 1т нефти	%	42
7	Себестоимость добычи 1тонны нефти	Руб.	835
8	Налог на прибыль	%	24
9	Коэффициент инфляции	%	14
10	Ставка дисконта	%	10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           

              6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП

 

Основным показателем  оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потока  денежной наличности на всех этапах мероприятия  определяется по формуле :

 

ΔПДНt =ΔВt-ΔИt-Кt-ΔНt,                                                                              (1)

 

где    ΔВt – прирост выручки от проведения мероприятий в t-ом 

  году, тыс.руб.;

              ΔИt – прирост текущих затрат в t-ом  году, тыс.руб.;

 К t– капитальные затраты в t-ом  году связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

 ΔНt – прирост величины налоговых выплат в t-ом  году  ,

                    тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна :

 

ΔВ(Q)t  = ΔQt  * Цt ,                                                                                       (2)

 

где    Цt – цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие  затраты по мероприятию НТП можно  расчитать следующим образом:

 

              ΔИt  = Идопt + Имерt ,                                                                                   (3)

 

где  ΔИt – текущие издержки в году t ,

             Идопt  – текущие затраты на дополнительную добычу,тыс.руб.      

        Имерt – текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

             Имерt  = Ср*n ,                                                                                                (4)

 

где   Ср – стоимость одного ремонта

          n – количество оптимизаций.

Идопt  = ΔQt *Упер,                                                                                        (5)

 

где   Упер. – условно-переменные затраты , тыс.р/т.,

К – капитальные затраты за расчетный период ,т.руб.(К=0)  

 

Все затраты и  результаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году  ( tр ) , в качестве которого берется год ,предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования :

tр – t; d=( 1+Ен.п. ),                                                                                         (6)

 

где   Ен.п. – нормативный коэффициент приведения. В условиях стабильной         

        экономики :   Ен.п.= 0,08 – 0,1 . ( за месяц – 0,008 )

 

        t р – расчетный год,  к которому приводятся затраты и результаты.

Чистую прибыль рассчитываем по формуле :

 

Пчис. = Пвал. – налоги,                                                                               (7)

 

где    Пвал. – прирост прибыли от реализации дополнительной добычи

Налоги - 24 % от реализации.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ΔНПДН) определяется за все годы расчетного периода:

          ΔНПДН = ПДНк,                                                                                                           (8)

 

        где  t -тек. год

        t Т

        Т  - расчетный период по мероприятиям НТП.

        К  - годы, предшествующие текущему  году включительно

        ΔПДНк-прирост потока денежной наличности в к-том году,

                    тыс.руб. 

Поскольку результаты и  затраты осуществляются в различные  периоды времени ,то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента

 

дисконтирования производится по формуле указанной выше. Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ΔДПДНt) и чистой текущей стоимости (ΔЧТСt) определяются по следующим формулам:

ΔДПДНt =ΔПДНt * at,

ЧТСt= ДПДНк,

Исходные данные для  расчетов НПДН и ЧТС представлены в таблице  6

Согласно этой методике все расчеты представлены в таблице  6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6 - Результаты расчетов накопленного денежного потока

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Охрана окружающей среды при эксплуатации нефтяных и газовых     

скважин

 

При ведении работ  необходимо руководствоваться ПБНГП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03  и особо обратить внимание  на следующее:

• При эксплуатации нефтепромыслового оборудования на кустовых площадках необходимо контролировать герметичность фланцевых соединений и сальниковых уплотнений трубопроводов, задвижек и другого оборудования и своевременно устранять пропуски нефти и газа.
• К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие обучение и проверку знаний по основной профессии, а также подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газоводонефтепроявлениях» в специализированных учебных центрах.
• Конструкция колонной головки, арматуры, схемы их обвязки должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность проведения технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления. Схемы обвязки должны быть согласованы с Территориальными органом  Ростехнадзора.