Общие сведения о месторождении

- Некачественное выполнение работ является причиной 15 % всех преждевременных отказов как отечественных, так и импортных УЭЦН;

- Возможности комплектации  импортных насосов больше, чем  у отечественных УЭЦН;

- Отсутствие надёжных  отечественных УЭЦН с малыми  подачами, что вынуждает использовать в скважинах оборудование с неоптимальными для данных условий характеристиками.

Рекомендации:

- На низкопродуктивных  залежах и месторождениях (Приразломное, Лемпинское) необходимо проанализировать  целесообразность эксплуатации  малодебитного фонда с помощью УЭЦН, рассмотрев возможность перевода части таких скважин на ШГН или альтернативные способы эксплуатации;

- Проведение оптимизации  режимов работы насосного фонда  скважин путём внедрения программно-технологических  комплексов, позволяющих адекватно проводить подбор глубинного оборудования и расчёта режима их работы с учётом геологического строения месторождений и интерференции скважин, что позволит существенно улучшить технико-экономические показатели эксплуатации скважин;

- Создать мобильные лаборатории для исследования скважин с возможностью регулирования производительности (например, с помощью частотного преобразователя тока), измерения дебита скважин (мерная ёмкость), определения состава и качества продукции т.д. Цель – получение максимально достоверной информации  о работе скважины и насосного оборудования;

- Применение отечественного  высоконадёжного оборудования: термостойких  кабеля электродвигателя, рабочих  органов «Новомет»;

- Усиление контроля  за всеми работами проводимыми  с УЭЦН на всех

этапах (служба Супервайза).

Эффективность использования  насосов “Reda» определяется следующими показателями:

Возможность эксплуатации скважин в осложнённых условиях;

Большой межремонтный период (около 5 лет);

Отсутствие негативных последствий, связанных с ремонтными работами (простои в ожидании смены УЭЦН, ухудшение коллекторских свойств при-забойной зоны при глушении скважин);

Возможность замера температуры  и давления на приёме насоса.

  Стоимостные показатели  отечественных и импортных УЭЦН  и показатели работы приведены в таблице 5.

Таблица 5

№	Показатели	Отечествен.УЭЦН	Reda
1	Средняя стоимость установки, тыс.руб.	370	2610
2	Стоимость ПРС, тыс.руб.	80	115
3	Стоимость КРС, тыс.руб.	270	270
4	Затраты на ремонт насоса, тыс.руб.	20	290
5	Межремонтный период, сут.	246	1808
6	Время ожидания ремонта, сут.	15	15
7	Время проведения ремонта, сут.	3	3
8	Время вывода скважины на режим после проведения ремонта, сут.	5	5
9	Средний дебит скважины по нефти, т/сут	21,6	21,6
10	Средний дебит скважины по жидкости, М3/сут	36,5	36,5
11	Норма дисконта, % в год	20	20
12	Эксплуатационные расходы, тыс.руб.	187	187

 

Расчёт основных показателей  сравнительной экономической эффективности  проводился для одной скважины, оборудованной  УЭЦН, исходя из технологического эффекта, возникающего при внедрении высоконадёжных насосов по следующей схеме:

1)Определялись затраты (капитальные вложения) на покупку УЭЦН. Причём, исходя из того, что МРП «Reda» – 1808 суток, а отечественных УЭЦН – 246 суток, за расчётный период будет произведено 7 ремонтов отечественного оборудования.

2)Определялись затраты на ремонт  скважин исходя из межремонтного  периода работы насосов и средней  стоимости ремонта.

3)Рассчитывались затраты  времени на ожидание, проведение  ремонта и вывода скважины на режим. На этой основе определялась экономия времени на эти работы при эксплуатации «Reda».

4)Исходя из экономии времени  на ремонты определялась дополнительная  добыча нефти при среднем дебите 21,6 тн/сут.

5)Так как добыча дополнительного  объёма нефти влечёт за собой кроме увеличения выручки от её реализации дополнительные затраты и обязательные отчисления, эти затраты учитывались как дополнительные текущие затраты на добычу нефти при эксплуатации «Reda».

6)Так как частые ремонты влекут  за собой снижение продуктивности скважины в среднем на 3-5 %, то при эксплуатации отечественными УЭЦН необходимо проведение капитальных ремонтов скважины для восстановления продуктивности скважин.

Основные показатели экономического расчёта приведены в таблице 6:

Таблица 6

Показатели	Ед.измерения	УЭЦН	Reda
1	2	3	4
Расчетный горизонт	лет	5	5

Продолжение таблицы 6

1	2	3	4
Добыча нефти	тн	35964	39442
Капитальные вложения	тыс.руб.	370	2610
То же на 1 т. нефти	руб/тн	10,3	66,2
Затраты на скважинооперацию	тыс.руб.	750	115
То же на 1т. нефти	руб/тн	20,9	2,9
Эксплуатационные расходы	тыс.руб.	6725	7376
Чистый доход	тыс.руб.	17190	14729
NPV пи дисконте на 20%	тыс.руб.	11082	10825
Индекс доходности относительно КВ		30	4,1
Период окупаемости	мес.	1,5	8,5

 

Анализ основных показателей  эффективности показал следующее:

- Экономия времени  при ожидании и проведении  ремонтов составит за весь  период для 1 скважины, оборудованной Reda составит 161 сутки, что позволит добыть около 4 тыс. тонн дополнительной нефти;

- Затраты на подземный  ремонт скважин, оборудованных Reda ниже по сравнению с отечественными насосами ниже (за весь период оценки) ниже на 46 %. Кроме этого, экономия на капитальные ремонты составит для 1 скважины около 270 тыс. руб.;

    Однако, расчёты  показывают, что положительное значение  дисконтиророваного потока денежных  средств при 20 %-ной ставке дисконта (NPV) при использование отечественных УЭЦН достигается на втором месяце внедрения и к концу расчётного периода (5 лет) составит 11082 тыс. руб., что на 257 тыс. руб. больше, чем при внедрении насосов Reda.

Вывод: несмотря на высокий  МРП импортных насосов, с экономической точки

зрения применение отечественных  УЭЦН более выгоднее.

 

 

2. 4 МРП работы скважин  оборудованных УЭЦН

 

 

Межремонтный период работы МРП нефтяных скважин является одним из самых важных показателей  эффективности работы насосного  оборудования. Тем не менее, задачей  прогноза значений МРП , в зависимости  от типоразмера оборудования и условий  его работы (кривизна ствола скважины в месте установки, коэффициент подачи, обводненность добываемой продукций, глубина подвески по стволу и. т. д.) представляется достаточно сложной, так как влияния большинства факторов невозможна учесть аналитически. Наиболее приемлемым в данном случае является анализ промысловой статистики. Используя объективную статистическую информацию, возможно рассчитать наиболее вероятное при конкретных условиях работы и типоразмерах оборудование значение МРП.

Должны рассматриваться  технологические параметры конструкций ствола и историй ремонтов за последние 3-5 лет.

Простой сопоставленный анализ данной информации не позволяет  выявить явных закономерностей. Очевидно, что для поиска таковых  необходимо использовать регрессионный  анализ, объединяющий методы исследования по статистическим данным зависимости среднего значения одной случайной величины от нескольких других величин. Метод наименьших квадратов один из методов получения оценок параметров уравнения регрессий.

Для метода наименьших квадратов необязательно знать закон распределения не учетных переменных, так как оценки параметров зависят только от наблюдаемых значений переменных. Однако для изучения свойств оценок удобно считать случайные возмущения нормально распределенными, что существенно облегчает вычисление интервальных оценок и проверку значимости уравнения и коэффициентов регрессий. Регрессионный анализ является одним из наиболее распространенных методов обработки данных при изучений зависимостей в различных областях знаний.

При изучение структуры исходных статистических данных наблюдается случайные отклонения, связанные с особенностями отдельных элементов, встречаются ошибки группировки, когда значение неправильно приписывают к данной совокупности, наконец, большие отклонения, связанные с особенностями отдельных элементов, встречаются ошибки группировки, когда значение неправильно приписывают к данной совокупности,  наконец, большие отклонения, т.е. выбросы, или грубые ошибки. Из трех типов наиболее опасны два последних. Если их предварительно не обнаружить, то они могут обесценить или существенно исказить полученные результаты. Для обнаружения выбросов существуют оценки Смирнова, Грабса, Смирнова-Граббса, Титьена и Мура. Так, по методу Граббса можно выявить одну ошибку, если выборку представить в виде вариационного ряда. Это будет крайняя точка слева или справа. Однако рядом с последней точкой может близко оказаться еще несколько точек, но они будут замаскированы крайней точкой,

Для устранения маскирующего эффекта Титьен и Мур усовершенствовали метод Граббса на случаи крайних точек . Нулевая гипотеза, как и Грббса, основывается на нормальности выборочных наблюдений.

Доверительный интервал данной регрессионной зависимости 12сут, с уровнем надежности 90%.

Прогноз межремонтного  период на основе полученных зависимостей используется для расчета экономической эффективности нового технологического режима отдельных скважин или групп скважин механизированного фонда.

Основным показателем  работы скважин оборудованных УЭНЦ является межремонтный период работы скважины (МРП). Характерной особенностью УЭЦН является простота обслуживания, экономичность, относительно большой МРП их работы. Для этих насосов характерно отсутствие промежуточного звена насосных штанг, благодаря чему повышается МРП работы скважин и расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин (свыше 4000 м). МРП работы УЭЦН в среднем по отрасли составляет 700 суток, а в отдельных скважинах они работают без подъема 2-3 года. Приведем сведения о работе УЭЦН за 2002-2004 года по НГДУ "Арланнефть".

 

Таблица 7-Показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН по НГДУ "Арланнефть"

 

МРП	2004 год	2005 год	2006 год
ЭЦН,  сут.	644	692	598
Средний дебит 1 скажины по жидкости, м3/сут	63,7	57,0	218,5
Средний дебит 1 скважины по нефти, т/сут.	4,1	3,9	7,8

 

Анализируя данную таблицу  можно сказать, что за последний 2006 год возросла обводненность продукции и снизился МРП работы скважин, оборудованных УЭЦН (причины рассмотрены в таблице 4).

 

 

 

 

 

 

Таблица 8- Сведения ремонтов УЭЦН, УЭДН за 2006 год.

Наименование	По ЦДНиГ						Всего
	1	2	3	4	5	6
Всего разборок	41	38	51	60	57	41	288
Всего сборок	44	38	55	63	59	45	304
Перевод из бурения, освоения	2
Перевод из ШГН, б/д, консервации	9	5	8	14	5	5	46
Перевод на УЭДН	2
Перевод на ШГН, нерентаб., консервац.	2	1	3	7	8	1	22
Перевод с увелич. типоразмера	9	6	14	8	4	5	46
Перевод с уменьшен.типоразмера	8	4	9	14	8		43
Повторный подъем Установок	3		5	3	1	4	16
Преждевременные ремонты	13	14	20	16	57	41	288
Ремонты без включен. ремонтов на повторный  подъем установок	41	38	51	60	57	41	288