Показатели использования фонда скважин

и их планирование

Добыча нефти и газа зависит прежде всего от числа (фонда) скважин на конец отчетного периода (т. е. начало планового), изменения и степени его использования в плановом периоде. П€лан составляется на год с распределением показателей по кварталам. На начало этих отрезков времени и дается характеристика фонда скважин.

Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который включает действующие и бездействующие скважины (рис. 4.8). К действующему фонду относятся скважины, кото­рые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года (квартала). Действующий фонд включает две группы скважин: дающие нефть и газ (про­дукцию) и остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала).

По принятой методике скважины, дававшие нефть, останов­ленные и вновь возвращенные в работу в том же или в следую­щем месяце, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. Если, например, скважина давала нефть 1 января, а со 2 января по 25 февраля простояла в ремонте и снова пущена вработу, то на конец января и февраля такая скважина чис­тится в действующем фонде, хотя она и простояла в ремонте 45 сут.

К бездействующему фонду относятся скважины, не работаю­щие более одного календарного месяца; такие скважины могут быть остановлены в текущем году или с прошлых лет.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на ста­рые, т. е. зачисленные в этот фонд до начала, и новые, зачис­ленные в эксплуатационный фонд в течение отчетного года (квартала).

Старые действующие скважины, кроме того, делятся на пе­реходящие и восстанавливаемые. К первой группе относятся та­кие скважины, которые в предшествующем отчетному периоду месяце работали (хотя бы несколько часов) и давали продук­цию. Ко второй группе относятся скважины, вводимые из без­действия в течение отчетного периода.

Для планирования и анализа использования эксплуатацион­ного фонда скважин во времени применяют два показателя: ко­эффициент использования скважин и коэффициент эксплуата­ции. При этом время работы и простоя скважин планируют и учитывают в скважино-часах, скважино-сутках и скважино-месяцах.

Скважино-месяц — это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 скв-ч или 30 скв-сут. Различают скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному и действующему фондам скважин, и скважино-месяцы эксплуатации (отработанные).

Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду
скважин С_ч.э., характеризуют суммарное календарное время,
в течение которого скважины числились в эксплуатационном
фонде (в действии и бездействии).

Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин С_ч.д характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин.

Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) С_р характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т.е. время в течение которого скважины дают продукцию. Время накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени.

Коэффициент использования скважин К_и представляет собой отношение суммарного времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах Ч_Р, скважино-сутках Д_Р или скважино-месяцах С_р к суммарному календарному времени эксплуатаци­онного фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_к.э., Д_к.э., С_ч.э.):

К_и = Ч_р/Ч_к.э = D_p/D_к.э = С_р/С_ч.э

Коэффициент эксплуатации скважин К_эпоказывает отно­шение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р,скважино-сутках Д_Р или скважино-месяцах С_р к суммарному календарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_к.д., Д_к.д., С_ч.д):

К_э = Ч_р/Ч_к.д = D_p/D_к.д = С_р/С_ч.д

Коэффициент эксплуатации, характеризующий степень ис­пользования во времени наиболее активной части фонда скважин, имеет важнейшее значение при планировании и анализе результатов работы предприятия.

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты сква­жин. Различают среднесуточные и среднемесячные, причем по­следние определяют по отношению к скважино-месяцам отра­ботанным и скважино-месяцам, числившимся по действующему

Среднесуточный дебит скважин (одной или группы) - это среднее количество нефти q_сут, добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин), определяется отношением общей добычи нефти Q_н к числу скважино-суток Д_Р,отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени:

q_сут = Q_н /D_p.

Дебит в тоннах на один скважино-месяц отработанный q_c._р исчисляется отношением общей добычи нефти Q_Hк числу отра­ботанных скважино-месяцев С_Р за одно и то же время:

q_c._р = Q_н /С_р.

Для определения плановых показателей использования фонда скважин необходимо по проектам разработки устано­вить движение фонда скважин в планируемом периоде, т. е. изменение за плановый период времени общего числа скважин, закрепленных за предприятием, и перевод скважин из одной категории в другую, а также с одного способа эксплуатации на другой (табл. 4.9).

Таблица 4.9

Состояние и движение эксплуатационного фонда скважин 200-г

Скважины	Фонд скважин по состоянию
на начало планируемого года	на конец планируемого года
Эксплуатационный фонд
В том числе: а) действующие
Из них: с погружными эл.насосами
со штанговыми насосами
с насосами других типов	-	-
компрессорные	-	-
фонтанные		-
Из действующих, дающих продукцию:
нефть и газ
б) бездействующие

При составлении плана движения скважин учитывают на­личие скважин по категориям и группам на начало планируе­мого периода, объемы буровых работ и геолого-технические и организационные мероприятия, предусматривающие возмож­ности ввода скважин из бездействия и перевода с одного спо­соба эксплуатации на другой, более эффективный.

Помимо таких задач, как обеспечение рационального исполь­зования скважин, анализ и контроль их состояния, план движения скважин, предусматривает определение календарного фонда времени эксплуатационных и действующих скважин.

Показатели экстенсивного использования фонда скважин Ка и Кэ) планируют по категориям скважин и способам экс­плуатации, составляя специальные таблицы.

Календарный фонд времени (в скважино-сутках) эксплуатационного (или действующего) фонда скважин Д_к определя­тся с учетом движения числа скважин (прибытия и убытия) по месяцам, т. е. среднесписочного числа скважин:

,

где С_н, С_з, С_в — число скважин соответственно на начало года, начисляемых в фонд (по месяцам) и выбывающих из фонда (по месяцам);

М— число месяцев с момента зачисления (или выбытия) до конца года.

Обычно движение скважин в течение года предусматрива­лся равномерным и расчет сводится к следующему:

,

где С_к— число скважин на конец года.

Несмотря на непрерывный характер производства в нефтега-зодобыче, скважины требуют периодических остановок для про­ведения ремонтных работ и геолого-технических мероприятий. При планировании следует предусматривать необходимые зат­раты времени на плановые остановки скважин.

Число остановок на ремонт подземного и наземного обору­дования планируют на основе продолжительности межремонтного периода скважин (по видам ремонта: смена насосов, чистка песчаных пробок т.д.) с учетом возможности размещения одних видов ремонта скважин с другими или ремонта подземного оборудования с ремонтом наземной техники.

Число остановок в связи с проведением геолого-технических мероприятий (дострел отверстий, обработка забоев, изменение глубин подвески насосов и т.д.) определяют в соответствии с планом проведения таких мероприятий. Этот план составляют на базе изучения условий работы каждой скважины с целью определения как вида мероприятия, которое должно быть проведено для повышения эффективности работы скважины, так и сроков проведения этих мероприятий.

На предприятиях для определения затрат времени на эти цели обычно составляют совмещенный план работ по ремонту скважин и проведению геолого-технических мероприятий.

Общие затраты времени на ремонт и проведение геолого-технических мероприятий Д₀планируют исходя из норм времени (на один ремонт, мероприятие) и числа запланированных ремонтов (мероприятий). Для сокращения продолжительности простоев скважин проведение геолого-технических мероприятий в плане обычно совмещают либо одно с другим, либо с ремонт­ами работами подземного и наземного оборудования.

Эффективный фонд времени скважин Д_р (плановый фонд времени работы скважин) определяется разницей между кален­дарным фондом времени действующих скважин Д_к._д и суммар­ной длительностью плановых простоев Д₀. На основе этих данных по приведенной методике определяют плановые коэффициенты использования К_ии эксплуатации К_э скважин. Дебиты скважин планируют по проектным данным, учитывающим воз­можность оптимальных норм отбора нефти и газа из пласта на данном этапе его разработки.

Среднесуточная норма отбора нефти из пласта — это максимально возможная добыча нефти в сутки, допускаемая запроектированной технологией добычи на данном этапе разра­ботки месторождения.

Норму отбора (дебит) нефти из скважины при этом определяют по формуле:

,

где D_с— среднесуточный дебит скважины, т/сут; К_пр— коэффи­циент продуктивности, м³/(МПа·сут); Р_пл— пластовое давление, МПa; Р_заб — забойное давление, МПа; k — показатель, характе­ризующий условия фильтрации (определяется по индикаторной кривой).

Рис.4.8 Структура фонда скважин

Планирование объема добычи нефти

План по добыче нефти предусматривает определение планового объема добычи по НГДУ в целом, по цехам добычи нефти и группам скважин, по категориям скважин, по способам эксплуатации, по пластам и по сортам нефти.

Основой планирования добычи нефти является проект разработки. При разработке месторождения по проекту скважино-пласт рассматривают как единую гидродинамическую систему и объем добычи нефти определяют по пласту (пластам) в целом согласно среднесуточным проектным нормам отбора нефти из пласта.

При планировании добычи нефти учитывается ряд особенностей отрасли:

1. Месторождение вводится в разработку по мере его разбуривания. При этом производственные мощности месторождения на первой стадии возрастают по мере освоения системы его разработки.

2. В процессе разработки месторождений происходит истощение его запасов, которое сопровождается:

- уменьшением средних дебитов скважин по нефти;

- снижением нефтесодержания в продукции скважин;

- выбытием добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации;

- усложнением горно-геологических и технических условий разработки пластов и эксплуатации скважин;

- изменением технологии и способов эксплуатации скважин.

Объем добычи нефти плановый по отрасли в целом определяется как средневзвешенное по нефтяным районам, а по нефтяным компаниям – как средневзвешенное по месторождениям.

В соответствии с методологией добыча нефти на всех уровнях планирования рассчитывается как сумма добычи нефти из старых (Q_с ), новых скважин (Q_н ) и вводимых из бездействия (восстанавливаемых) (Q_б ):

,

Объем добычи нефти из старых скважин (скважин перешедших с прошлого года) определяется:

,

где Q_p – расчетная добыча нефти из старых скважин, т.е. добыча, которая была бы получена из этих скважин при производительности (дебитности) скважин имевшим место в предшествующем году (тонн)

К_и - коэффициент изменения добычи нефти (в долях единицы).

Расчетная добыча нефти из старых скважин определяется:

где Q_сп – добыча нефти из старых скважин (фактическая, проработавших полный год), в году, предшествующем планируемому, тонн

Q_н.р – расчетная годовая добыча нефти из новых скважин, введенных в предшествующем году, тонн

,

N_н – число скважин, введенных в эксплуатацию в году, предшествующем планируемому

q_н – среднесуточный дебит новых скважин в году, предшествующем планируемому, тонн/сут

К_эн – коэффициент эксплуатации новых скважин в планируемом году (устанавливается на основе анализа, доли ед.)

Коэффициент изменения добычи нефти определяется как произведение 3-ех коэффициентов:

,

где - коэффициент изменения нефтесодержания продукции старых скважин в планируемом году, доли ед.

- коэффициент изменения среднего дебита старых скважин по жидкости, в планируемом году, доли ед.

- коэффициент изменения числа старых действующих, добывающих скважин в планируемом году, доли ед.

Коэффициент изменения нефтесодержания продукции старых скважин в планируемом году определяется как отношение рассчитанного в технологическом проекте нефтесодержания старых скважин в планируемом году к расчетному нефтесодержанию, которое было бы получено при работе всех старых скважин в планируемом году с нефтесодержанием имевшем место в предшествующем году:

,

где j_с – проектируемое содержание нефти в жидкости, добываемой из старых скважин в планируемом году, д.е

j_р – расчетное содержание нефти в жидкости, добываемой из старых скважин в планируемом году, д.е

j_с = 1-В_с,

где В_с – проектируемая обводненность продукции старых скважин в планируемом году (определяется в технологических проектах), доли ед.

,

где Q_рж – расчетная добыча жидкости из старых скважин в планируемом году, тонн

,

где - добыча жидкости из старых скважин в предшествующем году, тонн

- расчетная годовая добыча жидкости из новых скважин, введенных в предшествующем году, тонн.

,

где - среднесуточный дебит новых скважин по жидкости в предшествующем году, т/сут.

Коэффициент изменения среднего дебита старых скважин по жидкости:

,

где , - проектируемый и расчетный дебит старых скважин по жидкости в планируемом году, т/сут

,

где Т_р – расчетная продолжительность работы всех старых скважин в планируемом году, скважино-сутки.

,

где - действующий фонд добывающих скважин на начало года, предшествующего планируемому, скв.;

- выбытие старых скважин из эксплуатационного фонда в предшествующем году, скв.;

Кэ – коэффициент эксплуатации действующего фонда добывающих скважин на планируемый год, доли ед.

Коэффициент изменения числа старых скважин действующих добывающих скважин в планируемом году определяется:

,

где - проектируемое время работы старых скважин в планируемом году, скважино-сут.

,

где - действующий фонд добывающих скважин на начало планируемого года,скв.

- проектируемое выбытие старых скважин из эксплуатационного фонда в планируемом году, скв.

Добыча нефти из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году определяется:

,

где - ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин в планируемом году, скв.;

- проектируемый среднесуточный дебит новых скважин по нефти в планируемом году, т/сут.;

- среднее число дней работы одной новой добывающей скважины в планируемом году, сут.

Число скважин, их дебиты определяют по проектам разработки.

Среднее число дней работы одной скважины зависит от графика их ввода в эксплуатацию. При равномерном их вводе в течении года:

,

где - коэффициент эксплуатации новых скважин, введенных в планируемом году, доли ед.

Планирование добычи нефти из скважин вводимых из бездействия (восстанавливаемых)

Планирование добычи газа попутного и природного

При планировании добычи нефтяного газа учитывают проектируемые ресурсы добычи по месторождениям, т.е. по­тенциальные возможности газодобычи в данных природных, тех­нических и организационных условиях производства. Ресурс до­бычи Q_г._p равен произведению планового объема добычи нефти Q_н._пл на газовой фактор G_г:

Q_г._p =Q_н._пл · G_г

Некоторая часть нефтяного газа теряется или сжигается в факелах в связи с невозможностью полной его утилизации. Эта часть в план не включается. Ее исключают при помощи коэффициента использования газа, который определяют на ос­нове проектных и опытных данных с учетом мероприятий по обустройству промыслов и увеличения числа потребителей в плановом периоде.

Коэффициент использования газа K_и._г— это отношение коли­чества полезно использованного газа Q_г¢к общим ресурсам его добычи Q_г._р;

K_и._г = Q_г¢ / Q_г._р = Q_г¢/ Q_н._пл · G_г.

Тогда объем добычи нефтяного газа, включаемый в план Q_г.пл, составит

Q_г.пл = Q_н._пл · G_г K_и._г

При улучшении использования нефтяного газа K_и._г прибли­жается к единице, а плановый объем добычи — к плановым ре­сурсам газа.

Объем добычи природного газа планируют на основе проек­тов разработки газовых месторождений, расчеты ведут по пе­реходящим скважинам, вводимым из бездействия и вновь про­буренным с последующим суммированием объемов добычи по предприятию в целом (за год с разбивкой по кварталам).

Объем добычи газа планируют по каждой скважине на ос­нове их среднесуточных дебитов и числа скважино-суток работы.

Дебит скважин (тыс.м³) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом ра­боты скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи ра­вен произведению дебита на плановое число скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают с учетом коэффициента из­менения дебита скважин. Методика расчета в этом случае при­мерно такая же, как и при планировании добычи нефти.

Если на газовом промысле добывают и газоконденсат, то плановый объем добычи газоконденсата Q_гк.пл (т) определяют умножением объема добычи газа на газоконденсатный фактор G_r._к(т. е. количество конденсата в граммах, добываемого по­путно с 1 м³ газа):

Q_гк.пл = Q_г.плG_r._к1000.

Затем планируют балансы природного и нефтяного газа и газоконденсата, содержащие приходные и расходные части. В приходную часть включают объемы добычи и поступлений газа (или газоконденсата) со стороны, а в расходную — товар­ный и нетоварный расходы, а также потери. Товарный расход (реализация) состоит из реализации газа газобензиновому и сажевому заводам, газовому жилищно-коммунальному хозяй­ствам и другим сторонним организациям.

Планирование балансов нефти и газа

В нефтегазодобывающем предприятии составляют отдельно баланс нефти и баланс газа.

Баланс нефти отражает добычу и распределение нефти по различным потребителям, он устанавливает:

1) количество нефти, планируемое к сдаче производственно-товарным (нефтепроводным) конторам или непосредственно нефте­перерабатывающим заводам — сдача нефти в переработку Q_c;

2) токарный расход нефти Q_p._т;

3) нетоварный расход нефти Q_p. _нт.

При составлении баланса нефти учитывают разницу остатков нефти в товарных емкостях на начало Q_о._н и конец Q_о.к плани­руемого года.

Если добыча нефти по нефтегазодобывающему предприятию по плану составляет Q_пл тонн нефти, то сдача нефти в переработку определяется следующим соотношением:

Q_c = Q_пл - (Q_{р. нт} + Q_р._т) + (Q_о.н - Q_o.к)

Каждую из составляющих баланс нефти планируют следующим образом:

Q_пл — добычу нефти по плану берут из плана;

Q_p.нт — нетоварный расход нефти — исходя из потребности в расходе нефти на собственные производственные нужды нефте­газодобывающего предприятия. Например, расход нефти на про­мывку скважин, на производство гидроразрыва пластов и т. д. устанавливают в соответствии с нормой расхода нефти на те или иные производственные нужды Н_м._т._с и объемом работ в единицах, на которые рассчитывается норма расхода, например, скважино-месяцы эксплуатации С_э:

Q_p.нт = Н_м.т.с·С_э

При планировании нетоварного расхода нефти учитывают по­тери нефти при деэмульсации (2—3% от Q_пл):

Q_p._т — товарный расход нефти УБР, жилищно-коммуналь­ному хозяйству и другим устанавливают в виде лимитов, спускае­мых нефтегазодобывающему предприятию вышестоящей органи­зацией;

Q_о.н— остаток нефти в товарных емкостях нефтегазодобы­вающего предприятия на начало планируемого года устанавли­вают по фактическому остатку нефти на конец отчетного года;

Q_o.к — остаток нефти в товарных емкостях нефтегазодобыва­ющего предприятия на конец планируемого года устанавливают исходя из нормативного количества дней задержки нефти в товар­ных резервуарах Н₃, которое зависит от условий добычи, обра­ботки, хранения, перекачки и сдачи нефти.

Так как суточная добыча нефти в нефтегазодобывающем пред­приятии равняется Q_пл/365 (366), то

,

где Н₃—равно 2—3 дням.

Баланс нефти составляют исходя из плана ее добычи по сортам, поскольку на нефтеперерабатывающие заводы нефть сдается строго определенного качества (сорта). Аналогично составляют баланс газа.

Основное условие выполнения плана производства и реали­зации продукции нефтегазодобывающего предприятия — это обес­печение слаженной работы всех его подразделений при непре­рывном оперативном контроле их производственной деятельности. Такой контроль производят промыслы.

Инженерно-технологическая служба осуществляет кругло­суточное оперативное руководство работой операторов добычи нефти и газа и контроль за ходом процесса добычи, а также про­ведение документации, с помощью которой контролируется ра­бота скважин.

Мастера по добыче нефти на промыслах фиксируют необходи­мые сведения по скважинам в сменном журнале, в котором отра­жаются дебиты по скважинам, нарушения режима работы, при­чины и продолжительность остановок. На основании собранных данных начальник цеха добычи нефти и газа (промысла) оцени­вает результаты работы за сутки в целом.

Организация и планирование работ по поддержанию пластового давления

Основными методами повышения нефтеотдачи пластов являются такие методы интенсификации добычи нефти, как поддержание пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнений с разрезанием крупных площадей на отдельные участки. Работы по поддержанию пластового давления на нефтегазодобывающем предприятии проводит цех поддержания пластового давления. (ЦППД).

Цех поддержания пластового давления производит закачку в пласт воды в объемах, обеспечивающих величину пластового давления в заданных пределах. Решение этой задачи сопряжено с выполнением следующих функций:

- добыча и доставка к объектам закачки пресной воды;

- прием и доставка на КНС сточной воды;

- планирование объемов закачки воды по КНС и нагнетательным скважинам;

- составление графиков ремонта оборудования и скважин, контроль за их выполнением;

- ввод в эксплуатацию новых объектов.

Производственная структура цеха ППД зависит от конкретных условий разработки месторождения (площади месторождения, числа нефтяных горизонтов, числа нагнетательных скважин и т.д.). Как правило, в состав цеха ППД входят следующие объекты, возглавляемые мастерами:

1) участки эксплуатации, возглавляемые мастерами, имеют в своем распоряжении водозаборы, насосные станции и нагнетательные скважины, выполняют основную работу – нагнетание воды в пласт. Насосные станции круглосуточно обслуживаются машинистами и их помощниками, а нагнетательные скважины – слесарями-обходчиками. Здесь занята основная масса рабочих цеха.

2) участок водоочистки, обеспечивающий контроль за качеством воды (содержание железа и механических примесей), нагнетаемой в пласты.

3) участки по освоению нагнетательных скважин, имеющие в своем составе бригады операторов по освоению нагнетательных скважин и их исследованию, ведут работы по освоению новых нагнетательных скважин, исследовательские работы и работы по увеличению приемистости нагнетательных скважин;

4) ремонтно-восстановительные работы ведет ремонтно-восстановительный участок, который возглавляет старший механик. Участок объединяет ремонтных рабочих различных специальностей т ремонтные средства, обслуживает и ремонтирует магистральные и разводящие водоводы, наземное оборудование нагнетательных скважин, оборудование насосных станций;

5) диспетчерский пункт для сбора и передачи информации и аварийного обслуживания автоматизированных объектов.

В цехе имеется небольшая геологическая служба во главе со старшим геологом. Возглавляется цех начальником. Цех ведет ежесуточный учет закачки воды, газа или другого вытесняющего агента в продуктивные горизонты.

Основным плановым показателем производственной программы цеха поддержания пластового давления является объем закачки воды З_в, устанавливаемый в проекте разработки пласта. Этот показатель должен превышать отбор жидкости из пласта.

При определении объема закачки в год исходят из суточной закачки З_ве и календарного числа суток планируемого периода t_кал.

З_в=З_всt_кал,

где З_вс – суточная закачка воды в пласт, превышающая суточный отбор жидкости из пласта, м³/сут.

Годовой объем закачки воды складывается из двух частей – закачки воды из старых – переходящих скважин и закачка воды, приходящейся на новые скважины.

З_в=З_ст+З_н,

где З_ст – закачка из старых скважин;

Закачка из старых скважин, переходящих с прошлого года в планируемом году, определяется по формуле:

З_ст =Р*С_п*k_э

где Р – месячная приемистость скважин на один скважино-месяц эксплуатации, м³;

С_п – объем работы в скважино-месяцах числящихся по нагнетательным скважинам в год, С_п=N_nt_кал/30;

k_э – коэффициент эксплуатации, учитывающий остановки по нагнетательным скважинам, кустовым станциям и водозаборам.

N_n – количество старых переходящих скважин

Объем закачки жидкости по новым скважинам равен

З_н=З_в-З_ст

Количество ввода в эксплуатацию новых нагнетательных скважин N_н,

необходимых для выполнения годового планового здания по закачке жидкости в продуктивные горизонты определяется по формуле:

N_н=(З_н*30)/(Р^н_пл*t);

где t – время работы новой нагнетательной скважины в планируемом периоде, сут.;

Р^н_пл – приемистость по новым нагнетательным скважинам, м³/скв.-мес.;

Как видно, число нагнетательных скважин зависит от того, насколько правильно установлен объем закачки в пласт, а также от месячной приемистости нагнетательных скважин и коэффициента эксплуатации.

Приемистость нагнетательных скважин зависит от состояния фильтрующей поверхности пласта; на нее в большой мере влияют методы освоения нагнетательных скважин. Поэтому приемистость во многом зависит от работы участка освоения и геологической службы.

Затраты связанные с нагнетанием воды в пласт устанавливаются сметой, на основании которой определяется себестоимость подготовки воды и закачки воды.

Организация и планирование работ по подготовке и перекачке нефти и газа

Нефть и газ, поступающие из скважины, собираются по за­крытой системе.

Система сбора нефти обеспечивает отделение от нее газа, воды и песка; замер дебита по каждой скважине (нефти, газа, воды), внутрипромысловое транспортирование нефти, подготовку ее к переработке, замер общепромысловой добычи и сдачу нефти.

Работы по сбору и перекачке сырой нефти от скважины до сборной установки осуществляют работники промыслов. Последу­ющие работы по перекачке нефти, подготовке ее к переработке, хранению, учету и сдаче потребителям производят специальные цехи подготовки и перекачки нефти (ППН).

Организационные структуры цехов по подготовке и перекачке нефти в разных нефтегазодобывающих регионах страны могут быть различны. В цехе ППН имеются бригады по подготовке нефти и бригады по перекачке нефти. В некоторых регионах образованы комплексные бригады по подготовке и перекачке нефти. В цех также входят бригады по внутренней очистке резервуаров, комплексная бригада по ремонту технологических установок, бригады по обслуживанию нефтешламовой установки. Если на цех возложена задача по отбору попутного газа, то дополнительно организуется бригада по эксплуатации и ремонту газопроводов и бригада по обслуживанию газового хозяйства.

Основной задачей цеха подготовки и перекачки нефти (ППН) является выполнение плана по подготовке и перекачке нефти. В связи с этим он выполняет следующие функциональные обязанности:

1. Принимает с нефтепромыслов добываемую продукцию, производит ее разделение, ведет учет нефти и воды, сдает нефть потребителям, а пластовую воду – цеху ППД для закачки в нагнетательные скважины;

2. Производит обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти;

3. Каждую пятидневку проводит снятие остатков нефти, один раз в месяц – реагентов и материалов;

4. На основе действующей системы планово-предупредительных ремонтов составляет планы-графики ремонтов механического оборудования и электрооборудования, осуществляет проведение ремонтов силами цеха и сторонних организаций;

5. Разрабатывает и внедряет мероприятия по техническому развитию цеха, совершенствованию выпускаемой продукции, технологических процессов, повышению надежности работы электрооборудования, установок по подготовке нефти, другого оборудования и т.д.

Наиболее сложный участок — участок подготовки нефти к пе­реработке. При этом подготовка нефти должна осуществляться непосредственно па нефтегазодобывающих предприятиях и ком­плексно, т. е. включать отстой от механических примесей, обез­воживание (деэмульсацию), обессоливание (в основном от хло­ристых солей кальция, магния, натрия) и стабилизацию.

При стабилизации из нефти искусственным способом уда­ляются растворенные летучие углеводороды, в результате чего состав нефти в обычных условиях остается постоянным. В этом случае нефтегазодобывающее предприятие отвечает не только за количество добываемой продукции (нефти и газа), но и за ее качество. При этом цех подготовки и перекачки нефти выполняет функции отдела технического контроля (ОТК) или, вернее, лабо­раторного контроля за качеством сдаваемой нефти.

Количество механических примесей, воды и солей, содержа­щихся в нефти, сдаваемой нефтегазодобывающими предприятиями, не должно превышать установленных норм (содержание механи­ческих примесей не более 0,05%, воды до 2%, хлористых солей по I группе нефтей не более 40 мг/л, по II — 300 мг/л, по III — 1800 мг/л и по IV — 3600 мг/л).

В планах перекачки и сдачи нефти отражены следующие ос­новные показатели:

1) количество тонн брутто Б;

2) количество тонн нетто Н;

3) загрязненность з в процентах;

4) потенциал бензина Б.

Количество тонн брутто б — это запланированное к приему и перекачке количество нефти с содержащимися в ней примесями:

.

Количество тонн нетто Н (без примесей) берется из баланса нефти нефтегазодобывающего предприятия; загрязненность при­нимается согласно установленной норме в процентах.

Процент загрязненности з — средневзвешенная величина по-резервуарно, представляющая собой отношение весового количе­ства тонн механических примесей З к весовому количеству тонн брутто Б, выраженное в процентах:

Потенциал бензина б — это потенциальное (возможное) со­держание бензиновых фракций в нефти с концом кипения до 150°С в процентах. Потенциал бензина также определяется как средне­взвешенная величина порезервуарно и представляет собой отно шение весового количества бензиновых фракций П_б к весовому количеству нефти, т.е. к количеству тонн нетто Н:

.

Потенциал бензина устанавливает территориальное производ­ственное объединение.

План сдачи или поставки нефти состоит из двух разделов:

1) сдача нефти нефтепроводной или товарно-транспортной
конторе на переработку;

2) сдача нефти прочим, здесь же учитываются потери нефти.
Этот план также составляют по сортам в соответствии с требовани­ями потребителя.

В плане сдачи нефти количество тонн нефти должно соответ­ствовать балансу нефти из производственной программы нефте­газодобывающего предприятия, а процент загрязненности и по­тенциал бензина — установленным нормам.

Устанавливается также объем сбора попутного газа и поставка его по потребителям.

На сдаваемую нефть по каждому сорту составляют паспорт, в котором отражают данные лабораторного анализа: плотность, содержание солей, механических примесей, количество воды. Паспорт служит документом, подтверждающим качество нефти при ее сдаче.

В составе цеха может входить также бригада обслуживающая нефтешламовую установку (НШУ).

Объем переработки нефтешламов зависит от производительности установки и продолжительности работы в плановом периоде.

В составе цеха имеется газокомпрессорное хозяйство, может быть специализированный цех или управление.

Газокомпрессорное хозяйство ведет работы, непосредственно входящие в производственный цикл по добыче нефти и газа. Оно осуществляет сбор и подачу в магистральный газопровод газа, выработку сжатого воздуха или газа для нужд поддержания пластового давления (газ-рабочий агент) и компрессорный эксплуатации скважин, для освоения скважин.

Основные работы цеха или участка выполняются компрессорными станциями, число которых зависит от количества газа, условий сбора и перекачки, а также потребления сжатого воздуха или газа на производственные нужды.

Каждая компрессорная станция возглавляется заведующим. Имеются механики обслуживающие станцию, машинисты, слесаря.

Планирование производственной программы газокомпрессорной станции сводится к определению объема подачи сжатого газа в газопровод и сжатого воздуха при компрессорной добычи или освоение.

Объем планируется в тыс.м³ и увязывается с суммарной мощностью компрессорной станции.

Годовой объем подачи газа или воздуха одного компрессора рассчитывается по формуле:

q – суточная производительность одного компрессора, м³/сут.;

t_k – календарное время работы компрессора в году, сут.;

k_э – коэффициент эксплуатации компрессора

Если все компрессоры одной марки, то умножается на количество компрессоров. Если нет, то определяется объем сжатия газа или воздуха по группе компрессоров, а затем суммируются.

Q_г.ц. – годовой подачи газа или воздуха по цеху (компрессорной станции), м³;

n – количество компрессоров определенного типа;

k – количество групп компрессоров.

Резервный компрессор в расчет не включается.

Организация и планирование текущего и капитального подземного ремонта скважин

На промыслах производят текущий и капитальный ремонты подземного оборудования скважин.

Текущий подземный ремонт скважин — комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования в работоспособном состоянии, обеспечи­вающих выполнение плана по добыче нефти. Как правило, теку­щий подземный ремонт проводят в порядке планово-предупреди­тельных ремонтов (ППР). Однако на практике производят и вос­становительные ремонты с целью ликвидации всевозможных нарушений нормальной эксплуатации скважин или вследствие пропусков сроков ППР. Такое нарушение сопровождается сни­жением дебитов или полным прекращением подачи нефти. К текущему подземному ремонту скважин относятся:

1) смена насоса или отдельных деталей;

2) ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;

3) смена насосно-компрессорных труб или штанг;

4) промывка насоса;

5) чистка и промывка песчаных пробок;

6) ликвидация утечек в НКТ;

7) проверка рабочих муфт, пусковых приспособлений;

8) изменение погружения НКТ;

9) очистка насосного якоря;

10)спуск и смена пакера и др.

Работы по текущему и капитальному подземному ремонту осуществляют: цех подземного ремонта скважин (ЦПРС) и цех капитального ремонта скважин (ЦКРС). Данные цеха могут быть объединены в один цех (ЦКПРС). В некоторых регионах капитальный ремонт скважин осуществляет специализированная сервисная организация: “Управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин”.

В процессе производства текущего подземного ремонта у устья скважины находятся оператор и помощник оператора, у трактора-подъем­ника — машинист. До начала производства текущего ремонта скважин подготовительные работы проводит подготовительная

бригада: переброску к скважине труб, штанг, подъемного блока, и т. д., центри­рование вышки пли мачты, проверку их оттяжек; оснастку талей; подготовку площадки под трактор; ремонт полов, мостков; уста­новку или смену роликов или головки на вышке мачты; крепление муфт на двух трубках при их сборке; укладку труб в штабеля на мостках; устройство желобов при промывке скважины нефтью или промывочной жидкостью.

В зависимости от работ, намечаемых к проведению на данной скважине, рабочие бригады по подземному ремонту получают технический наряд-задание на работу (например, промывку сква­жины или чистку пробки). В техническом наряде указываются способ эксплуатации скважины, тип наземного сооружения, подземного оборудования, тип подъемника, оснастка талевого механизма, характер подготовительных работ, перечень основных работ по операциям, продолжительность ремонта, расценка заремонт скважины.

После окончания ре­монтных работ составляют гарантийный акт о сдаче скважин.

При планировании ремонта подземного оборудования необхо­димо определить объем работ, установив при этом характер, число и продолжительность подземных ремонтов скважин, число отремонтированных скважин и коэффициент частоты ремонтов.

Число подземных ремонтов и отремон­тированных скважин определяют в соответствии с по­требностью в подземных ремонтах согласно технологическому режиму работы скважин.

Продолжительность ремонтов определяют по видам ремонтов по «Справочнику единых норм времени на подземный ремонт сква­жин» (СЕНВ) в часах.

Коэффициент частоты ремонтов k_ч опреде­ляют как частное от деления числа подземных ремонтов Р за дан­ный период времени на число отремонтированных скважин п_скв. _р за тот же период времени, т. е.

Коэффициент частоты ремонтов указывает на число ремонтов, которое в среднем приходится на одну скважину за данный период времени.

Задача работников, занятых подземным ремонтом скважин, заключается в том, чтобы сократить до минимума время, затра­чиваемое на ремонт скважин, тем самым сократить время остано­вок скважин и, значит, удлинить межремонтный период работы скважин.

Под межремонтным периодом эксплуата­ции скважин подразумевается отрезок времени (период фактической или планируемой их эксплуатации) между последо­вательно проводимыми подземными ремонтами.

Исходными данными для планирования межремонтного пе­риода скважин М_п служат установленные по технологическому режиму нормы расхода глубинных насосов, что по существу ото­бражает число запланированных ремонтов скважин Р,а также запланированное по технологическому режиму время на их ре­монт t_p включая время, затрачиваемое па промывку скважины или чистку пробки.

В общем виде межремонтный период эксплуатации скважины выразится

,

где t_к — календарное время, на которое планируется Рремонтов. Для определения среднего межремонтного периода эксплуата­ции скважин по промыслу (предприятию) М_п. _ср из общего календарного времени работы всех действующих скважин вычитают общее время, планируемое на ремонт скважин . Полученное таким образом число скважино-дней эксплуатации делят на суммарное число запланированных ремонтов по скважинам дей­ствующего фонда Р (за вычетом ремонтов, связанных с освоением скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения и бездействия). Так, средний межремонтный период эксплуатации скважин промысла (предприятия) выразится

Зная средний межремонтный период года и внеся в него некоторые корректировки обусловленные технико-технологическими совершенствованиями объем подземного (текущего) ремонта скважин в плановом периоде Р_пл составит

где Т_К.П. - плановый фонд времени работы всех действующих скважин, скв.-сут.;

t_СР.П. – средняя плановая продолжительность одного подземного ремонта, скв.-сут.

Капитальный подземный ремонт сква­жин имеет свои особенности в связи с тем, что работы проводят по восстановлению работоспособного состояния эксплуатацион­ного горизонта и подземной части эксплуатационного оборудова­ния, получившего значительные повреждения, а также с проведе­нием мероприятий по охране недр.

Капитальный ремонт скважин направлен на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также на восстановление бездействующих скважин (т. е. нара­щивание действующего фонда скважин). Пуск в эксплуатацию фонда простаивающих скважин имеет важное народнохозяйствен­ное значение. Каждая восстановленная скважина улучшает эко­номические показатели НГДУ.

Наиболее сложные работы, проводимые при капитальном ре­монте скважин, подразделяются па шесть следующих категорий.

I. Изоляция объекта от посторонних вод.

П. Изоляция объекта от подошвенных и нижних вод.

III. Возвраты на верхние или углубление на нижние го­ризонты.

IV. Ликвидация скважин.

V. Ликвидация аварий.

VI. Прочие ремонтно-исправительные работы.

К ремонтно-изоляционным относятся работы по ликвидации прорыва в скважину посторонних вод, приток которых ликвидируют путем цементирования ствола скважин (I и II категории), по возврату и углублению (III категория) и ликвидации скважины (IV категория). При ликвидации аварий (V категория) в основ­ном проводят ловильные работы (извлечение на скважины насосно-компрессорных труб, штанг, глубинных насосов, газовых якорей, фильтров, стальных канатов; очистка скважин от посто­ронних предметов). При прочих ремонтно-исправительных рабо­тах (VI категория) в основном устраняют повреждения обсадных колонн (смятие, сломы, исправление фильтров), изменение кон­струкции скважин (спуск дополнительной колонны или забуривание второго ствола), очистка скважин от песчаных пробок и др.

Работы по капитальному ремонту скважин проводят по зара­нее намеченному техническому плану-проекту, составленному по заявкам промыслов.

Основные плановые показатели капитального ремонта: число законченных капитальным ремонтом скважин, коэффициент про­изводительного времени и показатели объема производства.

Законченной капитальным ремонтом скважиной считается скважина, в которой после проведения необходимых ремонтных работ и опробования получен установленный дебит и которая принята для дальнейшей эксплуатации. К законченным капиталь­ным ремонтом скважинам относятся также такие, которые исполь­зуются как нагнетательные, наблюдательные или контрольные, те, у которых установлена полная непригодность дальнейшего использования и принято решение об их ликвидации.

Объем работ в капитальном ремонте выражается в вахто-часах, количестве капитальных ремонтов и в денежном выражении.

Объем работ в вахто-часах (ВЧ) определяется по формуле:

,

где Т_к – календарное время планируемого периода, дни;

t_в.п – число нерабочих дней (выходные и праздничные), дни;

t_g – продолжительность рабочей смены одной вахты, час;

В – среднегодовое количество вахт;

К_пр – коэффициент производительного времени работы вахт (К_пр<1), доли ед.;

К_н – коэффициент, учитывающий выполнение нормативных заданий, доли ед.

Коэффициент производительного времени определяют на основе анализа баланса времени по капитальному ремонту. Коэффициент выполнения норм времени планируют на основе анализа выполнения нормативных заданий проектируемых мероприятий по совершенствованию нормативной работы.

Основной плановый показатель капитального ремонта скважин – число законченных капитальных ремонтов скважин N_к – определяется:

,

где ВЧП – объем работ по переходящим на планируемый год ремонтом скважин, вахто-час;

t_ср – средняя продолжительность одного капитального ремонта, вахто-час;

N_Н, N_П – соответственно число переходящих капитальным ремонтом скважин на начало планируемого года и на следующий плановый период, рем.

Для определения планового объема ремонтных работ составляется план-график капитального ремонта исходя из числа ка­лендарных дней в году.

Для выполнения работ бригада капитального ремонта полу­чает наряд, в котором указываются данные по скважине, катего­рия и тип ремонта, дата его начала, продолжительность и сдель­ная расценка. На обороте наряда производится расчет заработка бригады с разбивкой по сменам и внутри смены для каждого ра­бочего подземного ремонта. Продолжительность капитального ремонта устанавливают на основании действующих норм с учетом коэффициента производительного времени.

После окончания ремонтных работ специальная комиссия со­ставляет акт о сдаче и приемке скважин из капитального ремонта, в котором указывается состояние скважины до и после про­ведения работ.

Для определения объема работ по капитальному ремонту в денежном выражении составляют индивидуальные сметы на капитальный ремонт скважин по нормам и единичным расценкам текущего года. Единичные расценки на отдельные виды работ, материалы и т. д. определяют по отчетным данным исходя из объема работ.