• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Характеристика ефективності експлуатації свердловин

Ефективність експлуатації свердловин характеризують тривалістю роботи, міжремонтним періодом і дебітом (приймальністю).

Тривалість роботи i простоювання свердловин. Її облiкують у свердловино-мiсяцях (або у свердловино-днях чи свердловино-годинах).

Свердловино-місяць – це умовна часова одиниця вимiру тривалості роботи i простоїв, яка дорiвнює 30 свердловино-добам, або 720 свердловино-годинам. Для визначення тривалості роботи в добах чи годинах потрiбно помножити кількість свердловино-мiсяцiв відповідно на 30 чи 720. Розрiзняють свердловино-мiсяцi, якi числяться за експлуатацiйним i дiючим фондами свердловин, та свердловино-мiсяцi експлуатацiї (вiдпрацьованi).

Свердловино-місяці, які числяться за експлуатаційним фондом свердловин, С_ф, характеризують сумарний календарний час, протягом якого свердловини числились в експлуатаційному (видобувному) фондi (в дiї i недiї).

Свердловино-місяці, які числяться за діючим фондом свердловин Сд, характеризують сумарний календарний час, протягом якого свердловини числились у дiючому фондi (продуктивні і зупинені свердловини).

Свердловино-місяці експлуатації (вiдпрацьованi) Се характеризують сумарний час роботи свердловин, що діють, тобто час, протягом якого свердловини давали продукцiю. Час накопичення рiдини в процесі перiодичної експлуатацiї свердловин вiдноситься до робочого часу.

Ефективність використання експлуатаційного (діючого і недіючого) фонду характеризують коефіцієнтами екстенсивного використання:

а) коефіцієнтом використання фонду свердловин Кф;

б) коефіцієнтом експлуатації свердловин Ке.

Коефіцієнт використання фонду свердловин Кф – це вiдношення сумарного часу t_eроботи (експлуатації) свердловин, що діють, (відпрацьованого часу) до сумарного календарного часу tф експлуатацiйного фонду свердловин:

. (1.118)

Коефіцієнт експлуатації свердловин Ке – це вiдношення сумарного часу tе роботи свердловин, що діють, до сумарного календарного часу tд дiючого фонду свердловин:

. (1.119)

Коефiцiєнт використання фонду свердловин Кф становить 0,9 - 0,97
(у середньому 0,945).

Коефiцiєнт експлуатацiї Ке нафтових свердловин для фонтанного способу є найвищим (0,99-1,0), а для механiзованих способів експлуатацiї нафтових свердловин значно нижчим, особливо для штангово-насосного способу (0,955), що пояснюється, в першу чергу, складнiстю устаткування. Тому його доцiльно визначати окремо для кожного способу експлуатацiї свердловин, оскільки, наприклад, збiльшення цього коефiцiєнта може вiдбутися тiльки за рахунок росту кількості фонтанних свердловин, для яких вiн є найбiльшим, а не за рахунок покращення технiки експлуатацiї. За високої органiзацiї виробництва коефiцiєнт експлуатацiї нафтових свердловин у цілому сягає 0,96-0,98.

Задача 1.1 Визначити показники ефективності використання фонду свердловин на родовищі. Відомо: на родовищі пробурено 14 свердловин, з яких чотири свердловини фонтанують, дев’ять експлуатуються штангово-насосним способом, а одна свердловина знаходиться в недії. Фонтанні свердловини протягом року відпрацювали 34524 год, а штангово-насосні – 77530 год.

Розв’язання. Сумарний календарний час експлуатаційного фонду t_ф = 12^.720^.14 = 120960 год. Коефіцієнт використання фонду свердловин К_ф = (34524 + 66874): 120960 = 0,838. Коефіцієнти експлуатації відповідно фонтанних, штангово-насосних свердловин і свердловин, що діють: = 34524:(12^.720^.4) = 0,999;

= 66874: (12^.720^.9) = 0,86; = (34524 + 66874): (12^.720^.13) = 0,903. Простоювання одної свердловини спричинило отримання малої величини коефіцієнта використання фонду свердловин на родовищі (К_ф = 0,838).

Відповідь: К_ф = 0,838; = 0,999; = 0,86; = 0,903.

Тривалiсть експлуатацiї свердловин за певний перiод характеризується, окрім коефiцiєнта експлуатацiї свердловин, також i мiжремонтним перiодом.

Міжремонтний період. Міжремонтний період (МРП) – це тривалiсть фактичної експлуатацiї свердловини (у добах) мiж попереднiм i наступним ремонтами.

Мiжремонтний перiод обчислюють стосовно до конкретної свердловини, групи свердловин i до всiх свердловин пiдприємства.

У галузевiй методицi для обчислення МРП стосовно до конкретної свердловини пропонується загальний вiдпрацьований свердловиною час роздiлити на кількість ремонтiв, тобто

, (1.120)

де tс – мiжремонтний перiод роботи свердловини, доби; tе – загальний вiдпрацьований свердловиною час за контрольний перiод, доби; n – кількість ремонтів даної свердловини.

Якщо протягом контрольного перiоду свердловину не ремонтували, то дана формула не придатна для розрахунку ”середньої тривалостi роботи свердловини“. Тому правильнішим є розрахунок МРП як середньої тривалостi роботопридатного стану свердловини, тобто розрахунок протягом тривалішого контрольного періоду, а саме:

, (1.121)

де tpi – тривалiсть мiжремонтного перiоду на i - тому промiжку
роботопридатного стану свердловини, діб; i = 1, 2, 3, ..., m – кількість промiжкiв (перiодiв) роботопридатного стану свердловини протягом контрольного перiоду (між окремими ремонтами).

Для групи свердловин МРП за певний час визначають за формулою:

, (1.122)

де tгр – мiжремонтний перiод групи свердловин; tcj, tpj, tkj – відповідно міжремонтний період, тривалiсть ремонту (простоювання) та календарний час експлуатацiї j-ої свердловини; nj – кiлькiсть ремонтiв по j-iй свердловинi; N – кількість усiх свердловин.

Протягом розрахункового перiоду частина свердловин може бути переведена з одного способу експлуатацiї на iнший, частина переведена в нагнiтальнi чи спостережнi, частина введена iз консервацiї i т. п. Тодi з урахуванням перебiгу кількості свердловин у часi середнiй мiжремонтний перiод k-ої групи свердловин, що експлуатуються одним способом, доцiльнiше визначати як середньозважений за часом:

, (1.123)

де tгр._к– середнiй мiжремонтний перiод k-ої групи свердловин, що експлуатуються одним способом; j=1, 2, 3, ..., z_к – кількість свердловин у k-iй групi, якi працюють у контрольному перiодi; t_Sj– сумарний час роботи j-ої свердловини за контрольний перiод.

Загальний мiжремонтний перiод роботи свердловин пiдприємства (цех, нафтогазовидобувне пiдприємство, акцiонерне товариство) розраховується як середньозважений по фонду свердловин:

, (1.124)

де tп – мiжремонтний перiод роботи свердловин пiдприємства; k = 1, 2, 3, ..., l – кількість груп свердловин за способами експлуатацiї; z_k – кількість свердловин у k-й групi.

Міжремонтний період роботи свердловин можна також визначати за коефіцієнтом експлуатації, а саме:

, (1.125)

де N – середня кількість свердловин, що діють; t_к– календарний час; К_е – коефіцієнт експлуатації ; Р – кількість врахованих ремонтів. Тут добуток (Nt_к) – це сумарний календарний час за діючим фондом свердловин, а чисельник –сумарний час роботи свердловин, що діють.

Задача 1.2. Визначити міжремонтний період роботи свердловин по цеху видобування нафти. Відомо: цех здійснює експлуатацію 145 свердловин, які діють протягом року з коефіцієнтом експлуатації К_е=0,87. Кількість ремонтів протягом року становить 352 одиниці.

Розв’язання. міжремонтний період роботи свердловин

t_мрп = (145·364·0,87)/352 = 130,5 діб.

Відповідь: t_мрп = 130,5 діб.

Мiжремонтний перiод змiнюється в дуже широких межах, а саме вiд декiлькох тижнiв для штангово-насосних свердловин (за умов наявності ускладнень внаслідок вiдкладання пiску) до декiлькох рокiв при фонтанній експлуатацiї нафтових свердловин. По штангово-насосних свердловинах у середньому він становить 310 діб, по відцентровонасосних – 350 діб, по газліфтних – 900 діб.

Мiжремонтний перiод, в основному, визначається способом експлуатацiї, оскiльки ймовiрнiсть зупинок, пов’язаних із необхiднiстю ремонту, залежить вiд складностi устаткування, його надiйностi тощо. На МРП також впливають:

а) умови експлуатацiї (глибина пiднімання рiдини i величина дебiту, правильнiсть встановлення технологiчного режиму);

б) ступiнь проявлення ускладнювальних чинникiв (пiсок, парафiн, солi, газогідрати, корозiя, велика в’язкість продукцiї, накопичення води чи газоконденсату на вибої, викривлення стовбура свердловини);

в) якiсть виготовлення, досконалiсть та надiйнiсть устаткування;

г) якiсть виконання попереднього ремонту.

Iз збiльшенням тривалостi мiжремонтного перiоду зростає накопичений видобуток нафти (i газу) iз свердловини. Його зменшення може мати мiсце у випадках:

а) коли свердловина внаслiдок неякiсних ремонтiв уводиться в експлуатацію з дебiтом, меншим від режимного;

б) коли через поступове зменшення дебiту планово-попереджувальний (профiлактичний) ремонт здiйснюється в термiни, якi вiдрiзняються вiд економiчно обгрунтованих (див. нижче обгрунтування кiнцевого коефiцiєнта подавання штангового насоса перед його заміною).

Економiчно обгрунтованi термiни проведення ремонту або, iншими словами, оптимальна кількість ремонтiв кожної конкретної свердловини визначаються за допомогою економiко-математичної моделi iз умови максимiзацiї прибутку, одержаного вiд видобутої iз свердловини нафти (газу). Iз цiєї моделi можна визначити дебiт нафти (газу), за якого економiчно доцiльно починати здiйснювати планово-попереджувальний ремонт.

Зрозуміло, що робота технолога з видобування нафти повинна бути скерована на підвищення коефіцієнтів використання фонду К_ф та експлуатації К_е, або щодо останнього, рівнозначно на збільшення міжремонтного періоду.

Інтенсивність видобування. Інтенсивність видобування нафти і газу, або, інакше, інтенсивність використання свердловин, характеризують середньодобовим і середньомісячним дебітами свердловин.

Середньодобовий дебіт свердловин (одної або групи) – це відношення загального видобутку нафти (газу) до кількості свердловино-діб, відпрацьованих свердловиною (або групою) за один і той же період часу.

Середньодобовий дебіт на свердловино-місяць відпрацьований – це відношення загального видобутку нафти (газу) до кількості відпрацьованих свердловино-місяців за один і той же період часу.

Збільшенння накопичених видобутків нафти і газу можна забезпечити:

1) підвищенням середньодобового дебіту діючого фонду свердловин або дебіту кожної свердловини зокрема;

2) збільшенням коефіцієнта використання фонду свердловин К_ф (рівнозначно зменшенням фонду свердловин, які не діють);

3) збільшенням коефіцієнта експлуатації свердловин К_е (рівнозначно зменшенням тривалості простоїв свердловин діючого фонду через очікування ремонту, під час ремонту, через відсутність устаткування).

Читайте також:

1. I. Загальна характеристика політичної та правової думки античної Греції.
2. II. ВИРОБНИЧА ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОФЕСІЇ
3. II. Морфофункціональна характеристика відділів головного мозку
4. Аварії на хімічно-небезпечних об’єктах та характеристика зон хімічного зараження.
5. Автобіографія. Резюме. Характеристика. Рекомендаційний лист
6. Автокореляційна характеристика системи
7. Автоматизація помпових станцій підкачування і перекачування. Охорона праці під час експлуатації систем автоматизації.
8. Амплітудно-частотна характеристика, смуга пропускання і загасання
9. Аналіз економічної ефективності капітальних вкладень
10. Аналіз ефективності використання активів (капіталу)
11. Аналіз ефективності використання каналів розподілу
12. Аналіз ефективності використання оборотних активів

Переглядів: 1407