Показники використання фонду

ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУТТЯ НАФТИ І ГАЗУ

ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ.

Поточний стан розробки родовищ визначає склад та стан механізованого способу видобутку нафти. Для цього використовують:

установки електровідцентрових насосів (УЕЦН);
свердловинні штангові насоси (СШН);
штангові гвинтові насоси (ШВН);

Застосування іншого устаткування становить рівні експериментальних робіт.

На видобуток за допомогою УЕЦН припадає основний обсяг рідини (нафти). Експлуатація установок електровідцентрових насосів є найбільш високотехнологічним, але й найдорожчим способом.

Основним показником, що характеризує технічний рівень УЕЦН та ступінь їх експлуатації, єміжремонтний період (МРП), збільшення якого – один із найефективніших шляхів зниження витрат.

Досвід експлуатації УЕЦН свідчить, що надійність УЕЦН (МРП) визначається такими факторами:

рівень технології виготовлення установок та застосовуваними при цьому матеріалами;
якістю ремонту установок у СЦППО ЕПУ;
технологією виробництва підземних ремонтів свердловин, обладнаних УЕЦН;
експлуатацією свердловин (відповідність напірно-витратних характеристик насоса та видобувних можливостей свердловин, контроль над режимом роботи, вживання своєчасних заходів при зміні режиму роботи системи свердловина-насос).

Основними причинами відмов УЕЦН є:

вихід з ладу занурювальних електродвигунів (ПЕД) з причин розгермертизації та перегріву,
знос робочих органів насоса або засмічення механічними домішками, відкладення солей.

Перегрів окремих вузлів УЕЦН призводить також до пошкодження частини кабельної лінії, що проходить безпосередньо покорпусу УЕЦН.

Однією з проблем експлуатації свердловин, обладнаних УЕЦН є падіння на забій частин або цілих УЕЦН. Однією із загальновизнаних причин даних аварій є вібрація установки під час роботи. Причому рівень вібрації визначається як початковою якістю УЕЦН, і умовами експлуатації УЭЦН.

Основними факторами, що призводять до зростання вібрації під час роботи, є:

кривизна стовбура свердловини в місці роботи установки,
недотримання технології СПО при ПРС,
знос робочих органів насосів через механічні домішки,
невідповідність напірно-витратних характеристик насоса та добувних можливостей свердловин.

Видобуток нафти за допомогою СШН є найбільш поширеним та освоєним способом. На цей метод припадає більшість експлуатованого фонду свердловин, але обсяг видобутку рідини (нафти) вбирається у 30-40 %. Існуюча технологія дозволяє експлуатувати свердловини в діапазоні подач від 0,5 до 50 м 3 на добу. На відміну від УЕЦН, що вимагають дорогого ремонту, для обладнання свердловин, що експлуатуються ШГН, необхідне систематичне сервісне обслуговування як наземного обладнання (СК), так і підземного.

Основними причинами відмов ШГН є обриви штангових колон та вихід з ладу клапанних вузлів насоса.

Замість механічного динамографа застосовуються сучасні електронні прилади, що дозволяють досить швидко та якісно визначити працездатність підземного обладнання. Застосування цих методів діагностики дозволяє значно знижувати непродуктивні витрати під час проведення підземних ремонтів.

Застосування УШВН під час експлуатації свердловин обумовлено найнижчими початковими матеріальними витратами. Цей спосіб видобутку нафти передбачається у свердловинах, тимчасовощо перебувають у видобувному фонді, і навіть де застосування традиційніших способом неможливо з низки причин. З цих причин він другорядний. Основними чинниками, які впливають ефективність роботи УШВН, є обриви штангових колон, стирання штанг і НКТ, отвороты НКТ при реверсивному обертанні. Проблеми підвищення надійності УШВН криються у технологічно обґрунтованому підборі свердловин, грамотному розрахунку компонування підземного обладнання та високій технологічній дисципліні під час виконання робіт.

СТРУКТУРА ФОНДУ

Експлуатаційний фонд – показник, що характеризує наявність та стан свердловин, що дають продукцію, що перебувають у простої, бездіяльності, освоєнні та очікуванні освоєння.

Діючий фонд – показник, що характеризує наявність та стан свердловин, що дають продукцію та перебувають у простої.

До фонду свердловин, що дають продукцію, відносяться ті свердловини, які на кінець останнього дня звітного періоду давали продукцію, включаючи рідини, що знаходяться в накопиченні, при періодичній експлуатації.

Фонд свердловин, що знаходяться у поточному простої – свердловини, зупинені протягом поточного місяця та запущені на кінець звітного періоду.

Простоює фонд – свердловини, які давали продукцію протягом місяця (хоча б кілька годин), а на кінець місяця зупинені з будь-якої причини.

Бездіючий фонд :

Фонд свердловин, що у освоєнні, - свердловини прийняті на баланс НГДУ від бурових організацій та зараховані в експлуатаційний фонд для подальшої експлуатації.

Показники використання фонду

Коефіцієнт експлуатації діючого фонду свердловин – показник, що характеризує рівень використання діючих свердловин учасу, що визначається як відношення часу експлуатації до календарного часу роботи чинного фонду.

Коефіцієнт використання експлуатаційного фонду свердловин - показник, що характеризує ступінь виробничого використання всього експлуатаційного фонду свердловин, визначається як відношення часу експлуатації (напрацювання) до календарного часу роботи експлуатаційного фонду.

Календарний час роботи чинного фонду свердловин – характеризує загальний час експлуатації та простоїв усіх свердловин, які перебували протягом звітного періоду у чинному фонді. Складається із часу експлуатації, часу ремонтних робіт, часу ліквідації аварій, часу простою свердловин.

Календарний час експлуатаційного фонду - показник, що характеризує час перебування свердловин в експлуатаційному фонді.

Баланс календарного часу експлуатаційного фонду свердловин складається з календарного часу діючого фонду свердловин, недіючого фонду свердловин, знаходження свердловин в освоєнні та очікування освоєння.

МРП (міжремонтний період) - середня тривалість роботи свердловини в добу між двома послідовними ремонтами.

Розрахунок МРП проводиться щомісячно за ковзний рік по експлуатаційному фонду свердловин, як за способами експлуатації, так і по всьому фонду. Розрахунок МРП здійснюється за формулою:

Т - календарне число діб за розрахунковий ковзний рік (365 або 366);

Ф - середньоарифметичний фонд експлуатаційних свердловин на початок і кінець розрахункового ковзного року;

kекспл- коефіцієнт експлуатації за розрахунковий ковзний рік;

N - Число ремонтів свердловин з використанням підйомного агрегату.

Для добувних свердловинпоказникN включає поточні ремонти свердловин, пов'язані з ревізією або заміною підземного обладнання (насос, НКТ та ін), за винятком :

повторних (свердловина не пропрацювала з моменту запуску 48 годин;
ремонтів, пов'язаних зі спуском обладнання в нові свердловини;

геолого-технічних заходів, що виконуються на робочих свердловинах, не пов'язаних із виходом з ладу підземного обладнання;

ремонтів з впровадження нової техніки;
ревізій усть арматур.

Для нагнітальних свердловин показникN включає поточні ремонти, пов'язані з підземним обладнанням, і капітальні ремонти, що виконуються в стовбурі свердловини.