Из анализа причин аварийности УЭЦН видно, что установки, оборудованные УЭЦН, в основном выходят из строя по причинам связанным с тяжелыми условиями эксплуатации.

3.7 Разработка мероприятий по улучшению работы электронасосов

С целью выявления путей повышения эффективности эксплуатации скважин УЭЦН необходимо рассмотреть основные причины аварийности, которые мы уже рассматривали, и провести мероприятия для усовершенствования скважин.

Все аварии условно можно разделить на две группы:

1. Аварии, не зависящие от деятельности НГДУ;

2. Аварии, зависящие от деятельности НГДУ.

Подавляющее количество ремонтов (более 70 %) связано с аварийностью электрической части УЭЦН. Основные причины аварий следующие: пробой изоляции обмоток ПЭД; пробой изоляции кабеля; пробой и сгорание токовода; заклинивание ротора, поломка вала ПЭД; заклинивание и выход из строя подшипников насоса; износ сальникового уплотнения; поломка вала насоса; засорение насоса.

Рассмотрим вкратце основные причины аварии. Пробой изоляции обмоток ПЭД возникает вследствие недостаточной надежности изоляции обмотки, ненадежности работы сальникового узла насоса и неэффективной работы гидрозащиты (протектора). При полном соблюдении всех требований инструкции по подбору и монтажу установок ЭЦН эта причина аварийности не исключается, поэтому она не зависит от деятельности НГДУ.

Пробой изоляции кабеля является достаточно распространенным явлением в практике эксплуатации скважин УЭЦН, занимая примерно 15% от общего объема ремонтов электрической части. Основными причинами аварий с кабелем являются:

1. Зависящие от деятельности НГДУ

а) Механическое повреждение при спуско-подьемных операциях, вследствие нарушения скоростей спуско-подьема установки и недостаточности крепления кабеля к трубам;

б) недостаточная электрическая прочность в месте сращивания круглого и плоского кабеля;

2. Не зависящие от деятельности НГДУ

а) недостаточная стойкость резиновой изоляции к действию пластовой воды, нефти и газа, что приводит к разбуханию ее и насыщению газовыми пузырьками;

б) недостаточно высокая герметичность резиновых кабелей;

в) неравномерная толщина резиновой изоляции по длине кабеля;

г) недостаточная механическая прочность металлической брони.

Пробой токовода происходит вследствие недостаточно эффективной защиты его от попадания пластовой жидкости, а сгорание колодки токовода, вследствие чрезвычайно высокой плотности тока, приходящейся на единицу поверхности колодки. Заклинивание ротора является следствием износостороннего износа немагнитных пакетов, износа слоя баббита, а также вследствие “залипания” ротора.

Основными мероприятиями для снижения аварийности с УЭЦН, происходящей по вине НГДУ, следует считать:

тщательный подбор установок и электрических параметров их работы в соответствии с опытом эксплуатации УЭЦН и инструкциями по подбору к монтажу;

обязательная подготовка скважины (промывка, очистка забоя и шаблонирование колонны);

организация эффективного контроля и испытания отремонтированных двигателей на специальных стендах (испытание повышенными напряжениями при предельно допустимой температуре окружающей среды);

проверка и отбраковка кабельных муфт, мест сращивания кабеля под высоким давлением и повышенным напряжением;

систематический контроль сопротивления изоляции при сборке, установке на устье скважины, во время спуска установки и после ее запуска;

отладка и отстройка релейной защиты станции управления;

Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с большим содержанием песка в конструкции насоса можно сделать следующие основные изменения:

чугунные рабочие колеса заменить пластмассовыми из полиамидной смолы, стойкой против износа свободно несущимся абразивом и не набухающей в воде;

текстолитовую опору колеса заменить резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка;

для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала становятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении. Таким образом, снимаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате.

Для улучшения работы ПЭЦН при откачке газированной жидкости можно использовать специальный газовый центробежный сепаратор, предложенный Ляпковым П.Д., устанавливаемый на валу насоса перед первой его ступенью. Газ, как более легкий компонент, концентрируется в центральной части сепаратора, откуда отводится по специальным каналам в межтрубное пространство. Жидкость, как более тяжелый компонент, концентрируется на периферии сепаратора и по каналам направляется к первой рабочей ступени насоса.

Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЭЦН при работе их на газированной жидкости является установка рабочих колес повышенной производительности вместо нескольких первых рабочих ступеней насоса.

При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. Здесь важно отметить возможность выбора двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходима проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Так как двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 50 - 70 С, желательно снизить нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока, исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.

За последние годы в НГДУ ”Лангепаснефть” проводился целый комплекс мероприятий по увеличению межремонтного периода, таких как:

входной контроль новых УЭЦН и кабеля в цехе по ремонту УЭЦН на специальном стенде со снятием рабочих характеристик насоса и ПЭД;

испытание барабана с кабелем на повышенные напряжения в ванне с раствором поваренной соли;

все УЭЦН и кабель, выходящие из строя, ремонтируются и проходят те же испытания, что и новые установки и кабель;

подбор при переводе новых скважин и оптимизацию старых скважин только на ЭВМ;

создана комиссия по расследованию повторных ремонтов УЭЦН.

Стабильный МРП за 1998г. связан с осуществлением указанных организационно-технических мероприятий.

4. Технологическая часть

4.1 Возможности струйных насосных установок для эксплуатации добывающих скважин с осложненными условиями

При разработке конструкции установки "ЭЦН-СН" исходили из следующих основных требований:

1. Возможность увеличения отбора продукции из добывающих скважин.

2. Максимальное использование сепарирующегося на приеме насоса свободного газа для подъема жидкости из скважины.

3. Повышение КПД установки за счет исключения трубопровода для силовой жидкости (снижение гидравлических потерь).

4. Упрощение конструкции установки со струйным насосом, повышение надежности ее работы и снижение металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает необходимость использования пакера, отпадает необходимость специальной подготовки рабочей жидкости и обслуживания всего поверхностного оборудования.

Указанным требованиям отвечают установки ''ЭЦН-СН '', схема которых представлена на рис.4.1.

Рис. 4.1 Принципиальные схемы установок "ЭЦН-СН": а - без диффузора с воронкой для сепарирующегося газа и обратным клапаном; б - с камерон смешения и диффузором; I - установка ЭЦН; 2 - камера НКТ; 3 - муфта; 4 - сопло; 5 - приемная камера; 6 -камера смешения; 7 - диффузор; 8 - обратный клапан; 9 - воронка

Ю. А. Цепляевым доказано, что по энергетическим характеристикам установка "ЭЦН-СН" может не уступать УЭЦН. В ряде случаев КПД установки "ЭЦН-СН" может быть даже выше, чем КПД только УЭЦН. Это принципиально важное положение связано с тем, что повышается гидравлический КПД установки за счет устранения гидравлических потерь при транспорте жидкости с поверхности (от силового поверхностного привода), а также за счет более полного и эффективного использования в процессе подъема жидкости природной энергии свободного газа, как проходящего через насос, так и сепарирующегося у приема насоса (объемы сепарирующегося у приема насоса газа иногда могут быть значительными), ликвидации нестабильного состояния раствора при прохождении через струйный насос и создания мелкодисперсной эмульсионной структуры газожидкостной смеси в камере смешения. Добавка определенного количества поверхностно-активных веществ (через затрубное пространство) в этом случае позволяет сохранить эмульсионную структуру газожидкостного потока на всей длине подъемника и существенно повысить КПД процесса подъема смеси. Кроме того, КПД установки "ЭЦН-СН" может быть повышен за счет работы ЭЦН на оптимальном режиме (максимальный КПД насоса), если при расчете расход рабочей жидкости для струйного насоса принят равным подаче ЭЦН на оптимальном режиме. В данном случае струйный насос используется и как средство регулирования работы УЭЦН.

Отличительной особенностью установки на рис.4.1а является то, что струйный аппарат выполнен без диффузора, а роль камеры смешения играет сам подъемник (колонна насосно-компрессорных труб). Преимуществом этой схемы является наличие обратного клапана, предотвращающего слив жидкости из подъемника при кратковременных отключениях установки установки ЭЦН, что благоприятно сказывается на пусковом режиме погружной установки при последующих включениях ее.

4.2.1 Устройство и применение

Технология "Тандем" предназначена для повышения надежности и эффективности работы системы "УЭЦН-скважина-пласт". Для ее реализации в состав установки погружного центробежного насоса включаются модуль насосный газосепаратор МН-ГСЛ5 и струйный насос СН-73, в приемной камере которого имеется обратный клапан. Компоновка установки представлена на рис.4.2. Система "Тандем" позволяет расширить диапазоны подач УЭЦН в достаточно широких пределах, привести работу насоса к оптимальному режиму, повышать устойчивость работы насоса в режимах подач менее оптимального режима.

Рис. 4.2 Схема установки «Тандем»

4.2.2 Устройство и принцип действия

Устройство для подъема газированной жидкости из скважины (рис.4.2) содержит установленные на насосно-компрессорных трубах 1 погружной насос 2, нагнетательный патрубок 3 которого подключен к активному рабочему соплу 4 струйного аппарата с приемной камерой 5, камерой смешения 6 с диффузором 7, сепаратор 8 с входным окном 9, каналами 10 отвода газообразной среды, сообщенными с приемной камерой 5 и входным жидкостным патрубком 11, подключенным к всасывающему патрубку насоса 2. С целью повышения надежности работы за счет предотвращения затрубного фонтанирования скважин, каналы 10 отвода газообразной среды сепаратора 8 и приемная камера 5 струйного аппарата сообщены с затрубным пространством скважин, при этом сепаратор 8 выполнен центробежного типа. Приемная камера 5 струйного аппарата снабжена обратным клапаном. Устройство содержит также двигатель 13 (с протектором и компенсатором), кабель 14 и спускается в обсадную колонну скважин 15.

При работе устройства газированная жидкость из скважины поступает в кольцевое пространство вокруг устройства. Часть жидкости через входное окно 9 поступает в центробежный сепаратор 8. Отсепарированный газ через каналы 10 отвода газообразной среды поступает в кольцевое пространство, а жидкость через жидкостной патрубок 11 - во всасывающий патрубок насоса 2. Другая часть газированной жидкости. Минуя сепаратор 8 и насос 2, поступает по затрубному пространству в приемную камеру 5 струйного аппарата через обратный клапан 6. При этом туда же поступает отсепарированный сепаратором 8 газ. Жидкость, нагнетаемая насосом 2 поступает по нагнетательному патрубку 3 в активное сопло 4 и, истекая из него, увлекает из приемной камеры 5 перекачиваемую газированную жидкость в камеру смешения 6. Из камеры смешения 6 смесь сред поступает в диффузор и далее по НКТ 1 на поверхность.

4.2.3 Характеристика системы

Сопоставление характеристик серийного ЭЦН и погружной насосно- эжекторной системы "Тандем" в координатах подача Q - давление Р представлено на рис 4.3.

Рис. 4.3 Характеристики ЭЦН и системы «Тандем»

Вид рабочей характеристики ЭЦН широко известен и коментариев не требует. При снабжении системы струйным аппаратом характеристика системы меняется, и на новой характеристике можно выделить две области: левую и правую. Если погружная насосно-эжекторная система работает в левой области характеристики при высоких значениях развиваемого давления Р, струйный аппарат выполняет роль забойного штуцера, а дебит скважины равен подаче ЭЦН. При небольших значениях Р насосно- эжекторная система эксплуатируется в правой части характеристики, а дебит скважины складывается из подачи ЭЦН Q и подачи струйного аппарата Q. При рациональном проектировании геометрии проточной части эжектора можно добиться того, что граница между левой и правой областями характеристики системы "Тандем" будет соответствовать подаче ЭЦН в оптимальном режиме Q. В этом случае при работе системы в право части характеристики режим эксплуатации ЭЦН будет неизменным и соответствующим оптимальному, а все изменения подачи при различных противодавлениях Р возьмет на себя струйный аппарат. Дополнительным преимуществом при работе в правой части характеристики установки "Тандем" является улучшение условий охлаждения погружного электродвигателя и кабельного удлинителя в следствие повышения общего дебита системы по сравнению с подачей ЭЦН.

Погружная насосно-эжекторная система, таким образом, является в левой части характеристики высоконапорной низкодебитной установкой, а в правой - высокопроизводительной низконапорной системой, причем в этом случае погружной центробежный насос работает в оптимальном режиме вне зависимости от колебаний противодавления.

Такая форма характеристики позволяет системе подстраиваться к изменяющимся в широком диапазоне режимов работы добывающих скважин, а также успешно проходить этап освоения скважин после глушения при подземных ремонтах.

4.2.4 Технология вывода на режим

Также технология позволяет обеспечить отбор жидкости из скважины при отсутствии необходимых типоразмеров ЭЦН, эффективно использовать отсепарированный свободный газ для подачи жидкости из скважины, увеличить коэффициент продуктивности скважины путем очистки призабойной зоны скважины от фильтрата технологической жидкости и механических примесей за счет создания больших депрессий.

Практика показывает, что переход скважин в категорию бездействующих имеет кроме объективных и субъективные причины. Существуют определенные закономерности, понять которые нам поможет анализ наработок серийных УЭЦН, на Покамасовском месторождении. В качестве примера можно проанализировать типовую, попавшую в категорию бездействующих скважину № 959 (куст 69).

Динамика наработок серийных УЭЦН в скв.959 убедительно подтверждает крайне отрицательное влияние глушения на проницаемость призабойной зоны пласта и продолжительность безотказной работы установок.

Рис. 4.4 Наработки УЭЦН и системы “ТАНДЕМ” в скв.959

Так, если первая установка ЭЦН-80-1200, спущенная в скважину на глубину 1431 м, отработала 248 сут. (15.08.88 г.-19.04.89 г.), то вторая ЭЦН-40-1400 (глубина спуска 1520 м) проэксплуатировала 154 сут. Затем в скважине была проведена дополнительная перфорация в кислоте, что сразу же существенно увеличило наработку третьей установки ЭЦН-50-1700 (глубина спуска1850 м) до 508 сут. (1.03.91 г.-6.07.92 г.). После этого наработки УЭЦН резко упали, поскольку перед спуском в скважину четвертой, пятой и шестой установок обработки призабойной зоны не проводили. В результате наработка четвертой установки ЭЦН-50-1700 (глубина спуска 1750 м) составила 10 сут. (9-19.08.92 г.), пятой ЭЦН-50-1700 (глубина спуска 1750 м) - 6 сут. (28.08-2.09.92 г.), а шестой ЭЦН-50-1700 (глубина 1750 м) - 5 сут.(19-24.09.92 г.).

Продуктивность скв.959 вследствие частых глушений и текущих ремонтов снизилась настолько, что серийные УЭЦН не могли пройти этап освоения скважины и преждевременно выходили из строя.

Скважина 959 попала в категорию часто ремонтируемых трудновыводимых на режим. В ноябре 1992 г. в ней провели дополнительную перфорацию и поставили цементный мост для изоляции нижнего обводнившегося прослоя. В результате увеличилась наработка седьмой установки ЭЦН-50-1700 (глубина спуска 1830 м) до 385 сут. (19.11.92 г.-1.12.93 г.). Таким образом, для скв.959 наблюдается четкая закономерность: серийные установки ЭЦН могли эксплуатироваться в ней достаточно долго лишь в том случае, если при смене оборудования в скважине проводили ОПЗ. Это увеличивало коэффициент продуктивности и компенсировало вредное влияние глушения. Без ОПЗ серийные установки выходили из строя в процессе вывода скважины на режим.

После отказа седьмой УЭЦН в конце 1993 г. выполнить ОПЗ в скв.959 не удалось. Поскольку опыт предшествующей эксплуатации убедительно доказал, что без ОПЗ пытаться эксплуатировать скважину серийными УЭЦН бесполезно, смену оборудования отложили на будущее. Скв.959 перешла в категорию бездействующих.

Такова была ситуация перед внедрением в скв.959 технологии “Тандем”.

4.4 Анализ результатов работы скважин в которых серийные установки заменены на ”Тандем”

Более подробно, в качестве примера, проанализируем рассмотренную ранее скв.959.

УстановкаЭЦН-50-1550 с газосепаратором и струйным аппаратом была спущена в скв.959 на глубину 1660 м 31.03.94 г. Обработку призабойной зоны при смене оборудования не проводили.

Статический уровень в скважине, заглушенной соленой водой, находился на глубине 114 м. Дебит жидкости уменьшался с 144 м/сут при запуске в 10 ч 30 мин 1.04.94 г. до 38 м/сут через 5,5 ч работы. Динамический уровень за это время снизился до 897 м и продолжал падать, поэтому погружная система была остановлена ручным отключением в 16 ч.

Второй запуск проводили 2.04.94 г. в 9 ч. Через 9 ч работы дебит жидкости составил 40 м/сут, а динамический уровень - 856 м, причем снижение уровня с 15 ч 30 мин до 18 ч составило всего 52 м, дебит жидкости практически не изменился. Насосно-эжекторная система была оставлена в работе. На следующее утро в 10 ч 30 мин 3.04.94 г. дебит жидкости снизился до 30 м/сут, а динамический уровень - до 1206 м.

Таким образом, уровень в скв.959 медленно, но неуклонно снижался и в 12 ч 45 мин составил уже 1243 м. Ввиду продолжающегося снижения динамического уровня установка была отключена при подаче 28 м/сут в 15 ч промысловым оператором, опасавшимся, что УЭЦН “сгорит”, не выдержав таких режимов работы. Последующее развитие событий однако показало, что подобное опасение применительно к погружной насосно-эжекторной системе “Тандем” совершенно напрасно.

Установка была вновь запущена 4.04.94 г. в 2 ч 20 мин. Дебит жидкости в 10 ч 45 мин составил 48 м/сут. Динамический уровень, так же как и ранее, продолжал постепенно снижаться. Так, в 12 ч Н=1109 м, а в 15 ч 45 мин Н=1115 м. Дебит жидкости уменьшался примерно до 21 ч, когда было зафиксировано его наименьшее значение 19 м/сут.

После этого наконец-то дебит начал возрастать, что свидетельствовало о завершении наиболее опасного этапа вывода на режим. В 23 ч дебит увеличился до 34 м/сут, и установку оставили в работе.

На другой день, 5.04.94 г., параметры эксплуатации системы “Тандем” в скв.959 практически не менялись в течение 24 ч. Скважина была окончательно выведена на режим с параметрами:

Весьма интересные результаты последующей эксплуатации погружной насосно-эжекторной системы в скв.959 представлены на рис.4.5 (см. Приложение).

В мае 1994 г. на Покамасовском месторождении было начато существенное ограничение закачки воды в пласт, продолжавшееся до сентября. Это мероприятие проводили для реализации нестационарного циклического заводнения и повышения нефтеотдачи пласта, а так же для более легкого глушения скважин при текущих ремонтах в летний период. В зоне расположения скв.959 закачка воды в пласт была полностью остановлена. Это значительно уменьшило текущее пластовое давление в окрестностях скважины. Динамический уровень снизился с 1194 м в апреле до 1472 м в мае, а в августе 1994 г. находился практически на приеме насоса - 1660 м. Газосодержание на входе погружного насосного агрегата превысило 80%. Несмотря на это, насосно-эжекторная система продолжала работать стабильно, без отключений по недогрузке. Подача установки уменьшилась до14 м/сут в августе, т.е. в 2,5 раза по сравнению с дебитом в апреле, однако срыва подачи не произошло. Система “Тандем” смогла успешно адаптироваться к значительному снижению пластового давления, и подача установки полностью соответствовала уменьшившемуся дебиту пласта. В этот период обводненность снизилась с 53,5 до 36-37%.

Статический уровень, замеренный в скв.959 в сентябре 1994 г., составил 947м. Нетрудно подсчитать, что в этот период пластовое давление в зоне расположения скважины было всего 16,1 МПа, установка “Тандем” продолжала безотказно работать.

После запуска системы ППД в конце сентября 1994 г. пластовое давление в окрестностях скв.959 стало увеличиваться, что подтверждается ростом динамического уровня и дебита жидкости (рис.4.5). Через несколько месяцев после восстановления закачки воды в пласт установка “Тандем” практически вернулась в прежний режим работы по подаче. Динамический уровень, поднявшись в марте 1995 г. до отметки 960 м, снизился в апреле 1995 г. до 1206 м.

Обводненность, увеличившаяся в октябре 1994 г. до 64%, в декабре 1994 г. упала до 9% и менялась в пределах 22-41 %. На рис.4.5 приведены дебит и обводненность, усредненные за каждый месяц эксплуатации по результатам нескольких замеров. Это значительно уменьшает случайные погрешности измерений и в данном случае, вероятнее всего, такие существенные изменения обводненности связаны не с ошибками при отборе проб, а с определенными закономерностями нестационарной фильтрации нефти и воды в пористой среде.

Установка “Тандем” проработала в скв.959 до 6.06.95 г., т.е. 431 сут. Это достаточно высокий показатель наработки с учетом крайне неблагоприятных условий вывода на режим и эксплуатации, в которых находилась погружная насосно-эжекторная система. Наработка установки “Тандем” оказалась больше, чем у предыдущей серийной УЭЦН, хотя перед спуском серийного насоса проводили ОПЗ. Без ОПЗ (см. рис.4.4) серийные установки ЭЦН, как было показано выше, уже не могли освоить скв.959. Следовательно, технология “Тандем” позволила не только освоить бездействующую скважину, но и успешно ее эксплуатировать в течение длительного времени в достаточно тяжелых условиях, причем параметры работы существенно менялись вследствие не стационарности разработки месторождения.

Из всего выше изложенного, а так же из опыта применения технологии ”Тандем” на других скважинах Покамасовского месторождения можно сделать следующие выводы:

применение погружных насосно-эжекторных систем является эффективным средством для вывода скважин из бездействия в осложненных условиях эксплуатации;

установки “Тандем” успешно адаптируются к условиям существенного изменения добывных возможностей скважин при выводе на режим и нестационарной фильтрации флюидов в пласте;

технология “Тандем” дает возможность надежно эксплуатировать скважины при значительном падении пластового давления, а так же при очень высоких входных газосодержаниях.

Далее представлены данные по применению технологии “Тандем” на других скважинах Покамасовской площади на период 1996-1997 г.г. (таб.4.1-4.5).

Таблица 4.1

Внедрение технологии "Тандем"

По имеющимся данным о работе установок "Тандем" в скважинах 705/4а, 959/69, 262/14, 1081/71, 306/11, 111р/69, 203/15, 1058/69, 241/5, 225/15, 1506/11, 1211/69, 1366/78 были построены кривые отражающие параметры работы установок за известный период (см. Приложение, рис.4.6 - 4.13). По 8 скважинам за счет работы установок "Тандем" получено увеличение наработки на отказ, причем по 4 из них - очень существенное.

5. Экономическая частЬ проекта

5.1 Ведение

Экономическая ситуация в России носит сложный и противоречивый характер.

Сохраняется основное достижение политики либерализма: наполнение потребительского рынка товарами. В немалой мере это достигается за счёт импорта (40% розничного товарооборота). Центральной проблемой настоящего и ближайшего будущего остаётся инфляция. Возросший к концу года темп роса цен, по сути, исключает возможность создания таких жизненно необходимых предпосылок выхода из кризиса, как переключение капитала из сферы обращения в сферу производства. Но если сейчас снизить налоги, то это вряд ли пойдёт на пользу производству, так как высокая инфляция не позволяет капиталу перетекать с выгодой в производство из сфер, где он имеет наиболее быстрый оборот. Вывод очевиден: подавление инфляции остаётся центральным вопросом экономической политики, открывающей возможности выхода из кризиса.

Наиболее острая и болезненная сторона современного кризиса - продолжающийся спад производства. Чрезвычайно острый характер носит спад в инвестиционной сфере. Именно она имеет ключевое значение для выхода из кризиса и перехода к подъёму экономики.

Среди проблем, осложняющих нашу экономическую ситуацию, особое место занимает кризис платежеспособности. Начинает постепенно изменяться сама природа неплатежей. Поскольку немалая часть продукции, не имеющей спроса, уже вымыта из производства, вырастающую роль среди причин неплатежей начинают приобретать такие факторы, как задолженность со стороны бюджета, перевод денег на валютные счета, действия криминальных структур.

5.2 Обзор технико-экономического состояния нефтегазовой отрасли

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) всегда занимал ведущее положение в хозяйстве России. Процессы перераспределения государственной собственности, осуществляемые в гигантских масштабах, происходят и в этой отрасли. А первым результатом явилось разобщение предприятий с органами планирования и контроля. Далее оно распространилось на взаимоотношениях между предприятиями и их подразделениями, и как следствие - резкое падение добычи нефти.

В ходе приватизации появилось несколько очень крупных компаний нефтяного сырьевого рынка - ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Транснефть, а также большое количество дочерних и мелких самостоятельных компаний. ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз были созданы по указу Президента 17 ноября 1992 года. В их уставной капитал внесено по 38% обыкновенных акций предприятий, вошедших в состав этих компаний, а 45% обыкновенных акций самих компаний закреплено на 3 года в федеральной собственности.

Акции ЛУКойл продавались на открытом чековом аукционе. Вероятные претенденты на покупку - итальянский нефтехимический концерн ENI, банк Paribas, итальянская компания Agip, с которой создаётся СП «ЛУКойлAgip”.

Кроме этого, активно идёт процесс изменения характера управления нефтегазодобывающим комплексом, что, безусловно, оказывает определяющее влияние на рынок акций. Согласно правительственной ”Концепции реформы управления нефтяным комплексом России” весь российский нефтяной рынок будут делить 10-15вертикально-интегрированных компаний, работающих «от разведки до бензоколонки». Эта реформа управления должна обеспечить национальную безопасность, противостоять экспансии из заграницы, участвовать в разделении сфер влияния на мировом рынке.

Наиболее актуальна проблема предотвращения сокращения добычи нефти. Один из способов - привлечение иностранных инвестиций, получение средств с помощью кредитов оказалось неэффективным, т.к. 60% добытой нефти отправлялось за рубеж.

5.3 Организационная структура НГДУ «Лангепаснефть»

Нефтегазодобывающее управление «Лангепаснефть» - структурное подразделение территориально - производственного предприятия «Лангепаснефтегаз». Создано 1 января 1997 года на базе управления добычи нефти и газа, управления подготовки и реализации нефти и газа, аппарата управления АООТ «ЛУКОЙЛ - Лангепаснефтегаз». В 1997 году НГДУ «Лангепаснефть» продолжало разработку Урьевского, Локосовского, Чумпасского, Покамасовского, Поточного, Северо-Поточного, Ласьеганского, Покачевского, Южно - Покачевского, Нивагальского месторождений, занималось сбором, подготовкой и сдачей нефти и поставкой газа. За 1997 год добыто 6 млн. 254 тыс. 900 тонн нефти и 270 млн. 584 тыс. м³ попутного газа. План по добыче нефти выполнен на 108,5 %, сверх плана добыто 490 тыс. 900 тонн нефти, по добыче газа план выполнен на 110 %, сверх плана добыто 24 млн. 500 тыс. м³ попутного нефтяного газа.

Подготовлено и сдано потребителям 6 млн. 186 тыс. 287 тонн нефти. На Локосовский газоперерабатывающий завод поставлено 234 млн. 900 тыс. м³ попутного нефтяного газа. Коэффициент использования попутного нефтяного газа составил за 1997 год 94,6 % при плане 94,42 %. Объем добытой жидкости за 1997 год - 52 млн. 256 тыс. 645 тонн, обводненность нефти 88 %.

Для выполнения производственной программы был осуществлен большой объем геолого-технических и организационных мероприятий:

введены в эксплуатацию 38 нефтяных и 15 нагнетательных скважин;

370 скважин введены из бездействия;

оптимизированы режимы работы 140 скважин;

выполнено 4412 текущих ремонтов скважин силами бригад Управления по ремонту скважин;

силами УПНП и КРС № 1,2; КРС АО «ЛТЕ» «Техносервис»; ОАО «Сибирь - Прогресс», ОАО «УЗСинк - нефть», АОЗТ «ЗСНТБ» произведен капитальный ремонт 606 нефтяных и 128 нагнетательных скважин; в результате этих ремонтов было дополнительно добыто 406,2 тыс. тонн нефти, кроме того, на 21 скважине были произведены изоляционно-ликвидационные работы.

В 1997 году были продолжены работы по дальнейшему внедрению гидродинамических методов регулирования процессов разработки, в результате добыто 297,7 тыс. тонн нефти.

Применялись физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов, дополнительно добыто 324 тыс. тонн нефти. Для компенсации отбора жидкости было закачено в продуктивные пласты 68 млн. 25 тыс. м³ воды.