- разработка схемы подключения СКАД в комплексные трансформаторные подстанции управления УЭЦН
- обеспечение возможности контроля за напряжением блока преобразователя давления и температуры
- установка датчика угла наклона между вертикально и осью скважины
- обеспечение возможности получения информации о частоте вращения вала электродвигателя
- разработка радиомодема, передающего параметры работы скважины при отклонении от режима
- замена в наземном оборудовании СКАД типа защиты от аномальных режимов работы на автоматическую
- обеспечить возможность расшифровки данных непосредственно на скважинах – оснащение выездных бригад работников ПРУ ЭПУ НГДУ «Речицанефть» переносными портативными компьютерами.
После внедрения предложенных мероприятий будут достигнуты такие показатели как: увеличение времени работы УЭЦН, а, следовательно, увеличение добычи нефти, уменьшение времени простоя скважины, а также произойдет снижение затрат на ремонт оборудования. Исходя из выше сказанного будет достигнут условный экономический эффект. Данные для расчета экономического эффекта приведены в таблице.
Расчет
1. Время работы скважины за анализируемый период
Тэан = Чскв * Нно
где: Чскв – фонд скважин
Нно –время наработки на отказ одной скважины
Тэ.ан = 160 * 530 = 84800 сут
2. Применение мероприятий по снижению числа отказов УЭЦН позволяет увеличить межремонтный период Нно на 1,5-2,2 %. Определим время работы скважины на отказ с учетом увеличения межремонтного периода Нно на 2,2%
Нно(пр) = 530 + 530 *2,0 / 100 = 540 суток
Определим суммарное время работы фонда скважин
Тэ.пр = Чскв * Нно(пр)
Тэ.пр = 160* 540 = 86400 сут
3. Определим количество предлагаемых ремонтов.
Кр = Тэ.ан / Нно(пр) = 86400 / 540 =157 ремонтов
Определим отработанное скважинами время:
Тотр.ан = Кр * Нно = 92 * 530 = 48760 сут
Таким образом предполагаемое количество ремонтов определим по формуле:
Кр.пр = Тотр / Нно = 48760 / 540 = 90 ремонтов
4. Определим сокращение потерь нефти на ремонты. Средняя величина времени, затраченного на ОПРС – 68 часов, а на ПРС – 72 часа.
ЗВРан(опрс) = Топрс * К
где: Топрс – время, затраченное на ОПРС
Кр – количество ремонтов за анализируемый период.
ЗВРан(опрс) = 2,83 * 92 = 260,36 сут.
ЗВРан(опрс) = 2,83 * 90 = 254,7 сут.
где: Тпрс – время, затраченное на ПРС,
Кр – количество ремонтов за анализируемый период.
ЗВРан(прс) = 3 * 92 = 276 сут
ЗВРан(прс) = 3 * 90 = 270 сут
Так как средняя величина потерь нефти на один ремонт равна 8,02 т/сут, а ОПРС – 4,12 т/сут, тогда найдем потери нефти:
1) ОПРС
Пн.ан = ЗВРан(опрс) * Пн = 260,36 * 4,12 = 1072,7 т
Пн.ан = ЗВРан(опрс) * Пн = 254,7 * 4,12 = 1049,4 т
Тогда сокращение потерь на ОПРС составит:
СПн(опрс) = Пн.ан – Пн.пр = 1072,7 – 1049,4 = 23,4 т
2) ПРС
Пн.ан = ЗВРан(прс) * Пн = 276 * 8,02 = 2213,52 т
Пн.ан = ЗВРан(прс) * Пн = 270 * 8,02 = 2165,4 т
Тогда сокращение потерь на ОПРС составит:
СПн(прс) = Пн.ан – Пн.пр = 2213,52 – 2165,4 = 48,12 т
5. Определим суммарное сокращение потерь нефти:
ΣСПн = СПн(опрс) + СПн(прс) = 23,4 + 48,12 = 71,52 т
6. Определение затраты на проведение текущих ремонтов. Стоимость 1 бригады/час 2002 года = 257182 руб
Цр.ан = ЗВРан(прс) * Ср * 24
Цр.ан = 276 * 24 * 257182 = 1703573568 руб
Цр.пр = ЗВРпр(прс) * Ср * 24
Цр.пр = 270 * 24 * 257182 = 1666539360 руб
7. Определим снижение затрат за счет уменьшения числа ремонтов:
Цр = Цран – Црпр = 1703573568 – 166653960 = 37034208 руб
8. Определим величину эффективности от сокращения потерь нефти
Цн = ΣСПн * Сн
Цн = 71,52 * 283500 = 20275920 руб
Анализируя полученные данные можно сказать, что внедрение предложенных мероприятий позволяет сократить количество отказов, а также снижает потери нефти на 71,52 т и затраты на проведение ремонтов 37034208 руб.
4. Метод сравнения энергетических затрат
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.