что понимается под основным эксплуатационным фондом скважин

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Навигация

Эксплуатационный фонд скважин

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

5.5. Освоение скважин

5.5.1. Под освоением скважины понимается вызов притока жидкости

из пласта или опробование нагнетания в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта.

5.5.2. Комплекс работ по освоению, включая работы по восстановлению и повышению продуктивности пласта, необходимые для их реализации технические средства и материалы, должны быть предусмотрены в проектах на строительство скважин.

5.5.3. Освоение скважин осуществляется по типовым или индивидуальным планам, составленным соответствующими подразделениями нефтегазодобывающих и буровых предприятий. Планы по освоению скважин утверждаются руководством указанных предприятий.

5.5.4. В планах по освоению скважин должны быть оговорены условия, обеспечивающие сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и цементного камня за эксплуатационной колонной, а также мероприятия по предотвращению:

а) деформации эксплуатационной колонны;

б) прорывов пластовых вод (подошвенных, верхних, нижних), газа из газовой шапки;

в) открытых фонтанных проявлений;

г) снижения проницаемости призабойной зоны;

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Эксплуатационный фонд скважин растет быстрыми темпами. [2]

Эксплуатационный фонд скважин ( нефтяных, нагнетательных, поглощающих) составляют 4763 единиц. В контакте с агрессивной средой в настоящее время эксплуатируется 6397 км нефтепроводов и 2162 км водоводов пластовых вод ППД, 1258 км газопроводов, 141 резервуар, сотни насосов, большое количество запорной арматуры и нефтеаппаратуры. В скважинах эксплуатируется более 7000 км насосно-компрессорных труб и 3200 км штанг. [5]

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации ( действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения. [6]

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении. [7]

Эксплуатационный фонд скважин в ЦДНГ N 2 составляет 400 скважин. Скважины обвадозаны землей, для предотвращения загрязнения при переливах или при ремонте скважин. На ДНС-37 нет сбора газа и газ горит. [8]

Эксплуатационный фонд скважин включает все пробуренные на м-нии добывающие, нагнетательные, водозаборные и поглощающие скважины за вычетом наблюдательных, законсервированных и ликвидированных. [11]

Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных и газовых скважин на начало или конец данного периода времени. [14]

Источник

Фонд скважин различного назначения. Скважины с различной очередностью бурения. Учет изменений фонда скважин.

Категории скважин

1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для по­исков новых залежей нефти и газа.

1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на пло­щадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составле­ния проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторож­дений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

— резервный фонд скважин;

— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) сква­жины;

— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназ­начены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.

В зависимости от способа подъема жидкости добывающие сква­жины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздейст­вия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой систе­мой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтур­ными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработ­ки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий раз­резания, организации очагового заводнения могут переводиться до­бывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использовать­ся в качестве добывающих.

1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и за­стойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с уче­том характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные — для периодического наблюдения за из­менением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяно­го контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические—для систематического измерения плас­тового давления в законтурной области, в газовой шапке и в неф­тяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин опреде­ляется в проектных документах на разработку.

1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (за­лежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С_1.

1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысло­вых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пла­сты.

1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фак­тически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазо-добывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как ис­ключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях— с учетом возможного использования вместо них скважин возврат­ного фонда с нижележащих объектов.

1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобы-вающих предприятий могут числиться законсервированные сква­жины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирую­щие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их экс­плуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после буре­ния.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам от­носятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом ме­сяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановлен­ные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактиче­ском обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации откосятся выбывшие из действующих скважин, на которых на ко­нец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважи­нам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобы-вающего управления после завершения их строительства и нахо­дящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обуст­ройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

Источник

ФОНД СКВАЖИН РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Скважины представляют собой основную со­ставляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объ­екте) подразделяется на группы по разным признакам — по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуата­цию и т.д.

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждо­го квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы и основным признакам.

По своему назначению скважины подразделяются на сле­дующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные.

Добывающиескважины по большинству объектов состав­ляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважиныпредназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетатель­ными и др. При внедрении процесса внутрипластового горе­ния нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предше­ствует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальныескважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы — оценочные и контрольные скважины.

Оценочные скважиныиспользуются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических иссле­дований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольныескважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке зале­жей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезомет­рические и наблюдательные скважины.

Пьезометрическиескважины служат для проведения на­блюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сна­чала располагали за контуром нефтеносности, по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтя­ной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательныескважины предназначены для наблюде­ния за характером вытеснения нефти из пластов — за пере­мещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщеннос­ти пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газо­вой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструк­цию скважин выбирают в зависимости от поставленных за­дач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с непер-форированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радио­активными методами ГИС наряду со специальными скважи­нами широко используют контрольно-эксплуатационные сква­жины. Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке много­пластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины — добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая сква­жина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной — для перфори­рованных. При разработке газовых месторождений к кон­трольно-эксплуатационным относят также скважины, в ко­торых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично — из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные сква­жины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добываю­щие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значи­тельную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в дру­гую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной сква­жине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненнос­ти пластов скважину можно использовать в качестве пьезо­метрической.

К числу вспомогательныхскважин на месторождении от­носят водозаборные и поглощающие скважины. Водозабор­ные — это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продук­тивные пласты и использования для других нужд при разра­ботке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения по­путных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов (см. главу XVIII).

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда — старые и новые. Выде­ление этих категорий используется при составлении отчетно­сти по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды (см. главу XVII).

К категории старых относят скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года, в том числе:

· скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

· скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 ян­варя текущего года числились в бездействии или вообще бы­ли исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины, которые в отчет­ном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а так­же скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

В течение отчетного года скважину из одной категории в другую не переводят, хотя в течение года она может побы­вать в разных группах эксплуатационного фонда или перейти из него в другие группы скважин.

Источник

Классификация фонда скважин

1. Добывающие скважины – составляют наибольшую часть фонда. Предназначены для добычи нефти газа и попутных компонентов

2. Нагнетательные скважины- предназначены для нагнетания в пласт специальных агентов в пласт с целью обеспечения эффективной разработки залежи

3. Специальные скважины – предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки \

3.1. Оценочные – используются для оценки нефтенасыщенности и других параметров пластов с целью проведения геофизических исследований.

3.2. Контрольные скважины – предназначены для контроля процессов протекающих в пластах при разработке залежей нефти и газа

4. Вспомогательные скважины

4.1. Водозаборные – предназначены для отбора воды с целью нагнетания её в продуктивные пласты

4.2. Поглощающие скважины – используются для захоронения попутных вод, а также других промысловых вод в том случае если они не могут быть использованы для заводнения пластов

2) По времени ввода в эксплуатацию

1. Старые скважины – скважины зачисленные в фонд до начала отчетного периода

2. Новые скважины – зачисленные в фонд в течении отчетного периода

3) По состоянию на отчетную дату. При классификации скважин по данному признаку рассматривают как правило эксплуатационный фонд. Эксплуатационный фонд – основная часть фонда включающая действующие и бездействующие добывающие скважины а также скважины осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции а также прочие скважины

1. Действующий фонд – включает скважины давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

1.1. Скважины дающие продукцию на конец последнего дня отчетного периода.

1.2. Скважины которые в последнем месяце давали продукцию даже в небольшом количестве но были остановлены в этом месяце и находятся в ожидании ремонта.

2. Бездействующие фонд – скважины которые ранее эксплуатировались на нефть и газ но не давшие продукцию в течении последнего месяца отчетного периода в том числе:

2.1. Выбывшие из действующих в отчетном году, т.е остановленные в течении текущего года или в месяце предшествующим отчетный период в прошлом году.

2.2. Скважины выбывшие из действующих в прошлые годы (остановленные до 1 декабря прошлого года)

3. Скважины осваиваемые или ожидающие освоения после бурения

4.1. Скважины находящиеся в консервации – скважины которые определенный период времени не могут быть использованы ни для какой цели и на которые оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В течении данного периода начисление амортизации не происходит. После окончания срока консервации скважина ликвидируется или переходит в соответствующую часть фонда

4.2. Скважины находящиеся в ожидании ликвидации – скважины на которых проходят работы по ликвидации произведено их цементирование, однако не получены документы о ликвидации в связи с не проведением рекультивации земель.

4.3. Ликвидированные скважины – скважины ликвидация которых оформлено в установленном порядке и ликвидационные работы уже выполнены

При анализе эксплуатационного фонда скважин во времени применяют следующие показатели

1) Коэффициент использования фонда скважин

Т_{ф эф} –фактическое время эксплуатационного фонда

Т_{к эф} –календарное время работы эксплуатационного фонда

Для расчета календарного времени необходимо фонд скважин умножить на календарную продолжительность в часах (365*24= 8660)

Календарное время на остановленные скважины в рамках действующего фонда не рассчитывается. \

2) Коэффициент эксплуатации скважин

Т_{к дф} –календарное время работы действующего фонда скважин

Рассчитать коэффициент использования и эксплуатации фонда скважины

Ки = 926808/(365*24*120) = 0,28

Кэ = 926808/(365*24*115) = 0,92

III. Расчет производственной программы для предприятий НГ промышленности

При составлении производственной программы по добыче нефти (газа) используют следующие показатели

2) Среднесуточный дебет скважин (одной скважины или группы скважин) – среднее количество нефти добытое за сутки непрерывной работы скважины, которое определяется отношением общего объема добытой нефти за определенный период времени к показателю фонда скважин за аналогичный период

3) Коэффициент эксплуатации скважин

При расчете объемов добычи нефти или газа фонд скважин классифицируют по времени ввода в эксплуатацию

1. Расчет объемов добычи нефти или газа может быть выражен суммой объемов добычи по старым и новым скважинам

Д_{н нов} –объем добычи из новых скважин

2. Объем добычи нефти из старых скважин рассчитывается по формуле

q_ст –среднесуточный дебет одной старой скважины

n –продолжительность календарного периода (количество суток

К_изм –коэффициент изменения добычи нефти за счет естественного падения дебета

3. Объем добычи нефти из новых скважин

Ф_нов – фонд новых скважин

q_нов – среднесуточный дебет одной новой скважины

Д – число дней работы одной новой скважины

Фонд новых скважин исчисляется из скважин введенных в отчетном периоде в эксплуатацию из эксплуатационного и разведочного бурения, а также включает освоение скважин после бурения за предыдущие года

Ф_{нов эб} –фонд скважинведенных в эксплуатацию из эксплуатационного бурения

Ф_{нов рб} –фонд скважин введенных в эксплуатацию из разведочного бурения

Ф_{нов осв} –скважины освоенные после бурения

Фонд скважин введенных из эксплуатационного и разведочного бурения могут быть рассчитаны исходя из общего объема буровых работ и средней глубины скважины

Б_э; Б_р – объем эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Г_фэ; Г_фр – средняя глубина скважин эксплуатируемых на нефть и газ

Среднее число дней работы одной новой скважины рассчитывается

К_{э нов}– коэффициент эксплуатации новых скважин

n – количество дней определенного календарного периода

IV. Расчет программы по добыче попутного газа

Попутный газ является неотъемлемой частью добываемой жидкости при эксплуатации месторождения

При расчете производственной программы по добыче попутного газа в качестве основы выступают значения газового фактора

Газовый фактор отражает концентрацию попутного газа в добываемой жидкости.

В современных условиях хозяйствования в рамках технологических систем по добыче нефти и газа практически исключается утилизация (сжигание) попутного газа. Попутный газ собирается в специальные резервуары и по системе газопроводов может быть направлен:

1) Удовлетворять потребности потребителя (реализация на сторону)

2) Использование попутного газа на внутрипромысловые цели (отопление)

Объемы добычи попутного газа могут быть рассчитаны по формуле

Р_г –жидкость (нефть) соответствующая ресурсам попутного газа

G –газовый фактор отражающий концентрацию попутного газа в добываемой жидкости

К_г –коэффициент использования попутного газа на внутрипромысловые цели

Организация производства в сфере текущего и капитального ремонта скважин

I. Понятия текущего ремонта скважин (ТРС). Составление производственной программы.

II. Понятие капитального ремонта скважин (КРС). Составление производственных программ.

I. Понятия текущего ремонта скважин (ТРС). Составление производственной программы.

Под ТРС понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление производительности скважины, при воздействии на призабойную зону пласта и скважинное оборудование.

ТРС включает в себя следующие виды работ:

1. Смена насоса и его деталей при эксплуатации ЭЦМ

2. Ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг при эксплуатации ШГМ.

4. Смена насосно компрессорных труб (МКТ) и штанг, ликвидация утечек в подъемных трубах.

5. Изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб

6. Отчистка подъемных труб от парафина и других отложений

7. Проверка пусковых приспособлений, спуск или подъем ТЦН

8. Спуск или замена факера при одновременно раздельной эксплуатации пласта

9. Обработка призабойной зоны пласта и другие геологотехнические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации по увеличению дебита скважин.

Выделяют следующие виды ТРС:

2. Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа в работе скважины из-за несовершенства технологии и низкой надежности применяемого оборудования.

Данные виды ремонтов также называют аварийными. В современных условиях хозяйствования при стремлении нефтяных компаний минимизировать затратность функционирования, планово-предупредительные ремонты теряют свою актуальность и практически не проводятся.

К числу показателей предприятий, оказывающих услуги по ТРС можно отнести:

1. Количество бригад ТРС

2. Календарное время работы бригад ТРС – определяется путем умножения количества бригад на календарную продолжительность соответствующего периода.

3. Коэффициент производительного времени работы бригад ТРС – определяется соотношением фактического времени работы бригады ТРС календарному времени.

Тф трс –фактическое время работы бригады ТРС

Тк трс –календарное время работы бригады ТРС

4. Коэффициент эксплуатации скважины.

Каждую действующую скважину приходится останавливать для проведения ТРС, что обуславливает возникновение перерывов в эксплуатации скважины, т.е. происходит возникновение текущих простоев в работе скважины. Продолжительность данных простоев учитывается коэффициентом эксплуатации скважины.

Тотр –время работы скважины.

Тк – календарное время работы скважины.

5. Межремонтный период (МРП) – это среднее время между двумя следующими друг за другом текущими ремонтами за отчетный период.

Р –количество ремонтов ТРС

ТРС имеет сравнительно небольшую продолжительность (в среднем около 72 часов) и включает следующие операции:

1. Транспортные операции по доставке оборудования для ТРС на кустовую площадку. В рамках общего баланса времени ТРС данные операции занимают период времени от 40-50%.

2. Подготовительные операции. В связи с тем, что текущий ремонт связан с разгерметизацией скважины на данном этапе необходимо исключить случаи возможного фонтанирования скважины в начале или в конце работы. Это может быть исключено за счет глушения скважины (закачка в пласт и скважину жидкости с определенной плотностью, обеспечивающие создание в забое скважины определенного давления, превышающие пластовое) и применение различных устройств (отсекатели, перекрывающие забой скважины при подъеме НКТ).

3. Спуско-подъемные операции (СПО) – занимают значительную долю в общей продолжительности ТРС. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании или развенчивании НКТ, которые выступают средством подвески оборудования, каналом для подачи технологических жидкостей, инструментам, для лавильных, очистных и других видов работ.

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования ликвидации мелких аварий.

5. Заключительные операции – предполагают демонтаж оборудования и подготовку его к транспортировке.

Пример: Рассчитать коэффициент эксплуатации скважины и межремонтный период исходя из следующих исходных данных:

366 дней, т.к. 2012 год високосный

Кэ=((366*24)-247)/366*24=0,97(0,3 ушло на ТРС)

II. Понятие капитального ремонта скважин (КРС). Составление производственных программ.

КРС – это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины и повышению нефтеотдачи пластов. КРС включает в себя работы связанные с ликвидацией сложных аварий, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, а так же работы по ограничению или ликвидации водопритока, зарезка бокового ствола (ЗБС). В соответствии с этим КРС отличается большей трудоемкостью и продолжительностью ремонтов (по сравнению с ТРС).

КРС включает следующие виды работ:

1. Восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца и интервала перфорации.

2. Восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии.

3. Воздействие на продуктивный пласт физическими и химическими способами (гидроразрыв пласта (ГРП), соляно кислотная обработка (СКО), и т.д.).

4. Зарезка боковых стволов, проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте.

5. Перевод скважины из одной части фонда в другую (смена назначения).

6. Ликвидация скважины.

В рамках КРС выделяют следующие показатели:

1. Переходящие объемы КРС. В связи с тем, КРС являются довольно продолжительными по времени ремонты могут переходить с одного отчетного периода на другой создавая при этом значительные объемы незавершенного производства.

01.01 01.02 01.03

Пусть время начала ремонта 25.12.2011, а окончание ремонта 10.02.2012. Соответственно при анализе данного ремонта в отчетном 2012 году фактическое время продолжительности ремонта (с 25.12.11 – 10.02.12), превысит календарное время КРС (с 01.01.12 – 10.02.12) в отчетном периоде. Данная разница является переходящими объемами и рассчитывается по следующей формуле.

Тп рем –время продолжительности ремонта

Тк скв – календарное время КРС

2. Число законченных капитальных ремонтов скважин. Данный показатель обусловлен наличием НЗП (незавершенного производства) при проведении КРС. В связи с этим могут возникать скважины с незаконченным капитальным ремонтом. В этом случае количество скважин может быть не целочисленным, т.е. по отдельной скважине могут возникать переходящие объемы на следующий отчетный период (выходящая НЗП).

S= (Т пр скв –О)/Тпр скв

Тпр скв – производительное время капитального ремонта по скважине.

Организация производства на предприятиях нефте- газо- переработки.

На предприятиях нефте газо переработки основой для планирования объемов реализации стоимостных и натуральных единицах является производственная программа.

Производственная программа – это комплексный план производства и реализации продукции, который характеризует объем, номенклатуру, качество и сроки выпуска продукции в соответствии с требованиями рынка.

Базовой основой производственной программы являются договоры с покупателями.

При разработке производственной программы необходимо:

1. Обоснование использование производственной мощности, а также материальных, трудовых и финансовых ресурсов.

2. Систематическое обновление номенклатуры и ассортимента выпускаемой продукции и повышение ее качества.

3. Непрерывное наращивание выпуска продукции, если на нее имеется платеже способный спрос.

При обновлении номенклатуры выпускаемой продукции необходимо анализировать рентабельность отдельных видов продукции. В том случае если рентабельность производства отдельных видов продукции является отрицательной, значит данные виды продукции должны быть секвестированы (удалены) из производственной программы.

Производственная программа определяется в стоимостном и натуральном выражении, что дает возможность согласовать объемы выпуска конкретных видов продукции в соответствии с потребностями рынка и производственными возможностями предприятия.

При составлении производственной программы предприятий нефтегазопереработки как правило рассчитываются следующие показатели:

1. Товарная продукция (ТП) – это объем выпуска готовой продукции в стоимостном выражении, подлежащей реализации.

В состав товарной продукции также могут включаться полуфаюрикаты, предназначенные для реализации на сторону

ГП осн, ГПвсп – готовая продукция подлежащая реализации основного и вспомогательных производств.

2. Валовая продукция (ВП) – это стоимость всей произведенной продукции и выполненных работ с учетом остатков незавершенного производства.

НЗПк, НЗПн – объемы незавершенного производства на конец и начало отчетного периода.

3. Реализованная продукция (РП) – это объем продаж в стоимостном выражении, учитывающий изменение остатков готовой продукции на складах.

ГПн, ГПк –объемы готовой продукции отгруженной, но не оплаченной покупателем на начало и на конец отчетного периода (дебиторская задолженность).

Рассмотрим пример. Рассчитать объем товарной, валовой и реализованной продукции в соответствии с ниже приведенными данными:

ВП = 6000+(1370-1000)=6370 т.руб

РП = 6000+(1800-1050)=6750 т.руб

Организация энергоснабжения предприятия.

Основное назначение энергетического хозяйства предприятия – это бесперебойная снабжение производства всеми видами энергии при соблюдении техники безопасности, а так же выполнение требований к качеству и экономии энергоресурсов. В рамках нефтяной промышленности основными видами энергии являются: электрическая энергия; тепловая и химическая энергия твердого, жидкого и газообразного топлива; тепловая энергия пара и горячей воды; механическая энергия. Выбор видов энергии и энергоресурсов определяется стадией производственного процесса и отраслевой принадлежностью предприятия.

Выбор наиболее экономичных энергоресурсов осуществляется путем сравнения норм расхода технологического топлива и энергии на различных стадиях производственного процесса. Следовательно, потребляемые предприятием энергоресурсы могут приобретаться со стороны или вырабатываться хозяйственным способом (собственными силами).

Рациональная организация энергетического хозяйства в определенной мере зависит от правильности планирования, нормирования и учета потребления энергоресурсов. Определение потребностей предприятия в энергоресурсах и учет их расхода основываются на составлении энергетических и топливных балансов. Балансовый метод дает возможность рассчитать потребность предприятия в энергии и топливе различных видов исходя из объемов производства на предприятии и прогрессивных норм расхода, а также определить наиболее рациональные источники энергии со стороны или собственного производства на предприятии.

Энергетические балансы классифицируют по следующим признакам:

1. По назначению: перспективные, текущие, отчетные.

2. По видам энергоносителя: частные (по отдельным видам энергоносителя), общие (по сумме всех видов топлива).

3. По характеру целевого использования энергии: основное, вспомогательное, обслуживающее.

При составлении топливно-энергетического баланса, планируется потребность в различных видах энергии и топлива, а лишь за тем, вбираются источники снабжения. Оптимальная ситуация возникает тогда, когда объем потребности совпадает с источниками снабжения.

При изменении производственной мощности и характера производственного процесса топливно-энергетический баланс корректируется.

При планировании потребности в энергоносителях для нефтяного предприятия могут быть использованы следующие показатели:

1. Потребность в электрической энергии, для технологических нужд.

Дн –объем добычи нефти

Нр –норма расхода электро энергии на одну тонну

2. Потребность в двигательной энергии.

Нч –часовая норма потребления нефти единицей оборудования.

Зп – плановая загрузка оборудования

n –число единиц оборудования

3. Потребность в топливе для технологических нужд.

УРт – удельный расход условного топлива на единицу работы

А – объем полезной работы

Организация транспорта нефти и нефте продуктов

В рамках мировой практики наибольший удельный вес в структуре перевозок нефти и нефтепродуктов занимает морской и трубопроводный транспорт. Однако при снабжении отдельных подразделений предприятия нефтепродуктами, наибольший удельный вес приходится на автомобильный транспорт.

При составлении производственной программы предприятия транспортирующего нефтепродукты учитывают следующее:

1. Плановую номенклатуру и объемы поставок по группам нефтепродуктов.

2. Грузопотоки внутри предприятия между пунктами погрузки и выгрузки нефтепродуктов.

3. Потребность в транспортных средствах для перевозки нефтепродуктов.

4. Объем погрузочно разгрузочных работ нефтепродуктов с разбивкой наручные и механизированные

При планировании объемов перекачки нефти по трубопроводному транспорту выделяют средний процент балласта конкретного ассортимента нефти по трубопроводу. Соответственно выделяют:

1. Объем перекачки, нетто

2. Объем перекачки нефти, брутто – который рассчитывается исходя из объема перекачки нетто и среднего процента балласта

Qн – объем перекачки нефти НЕТТО

Б – средний процент балласта

При планировании производства нефтепродуктов внутри предприятия (не внутри промысловом уровне) могут быть использованы экономико-математические методы и модели. Решение данной задачи предусматривает определение системы ограничений (объемы перевозимых грузов от поставщика к потребителю)и критерия оптимальности (например. Минимизации транспортных расходов, тогда функция задачи сводится к следующему)

Сmn – стоимость перевозки одной тонны нефтепродукта потребителю

Xmn – объем перевозимых грузов

Например: Необходимо определить оптимальный вариант завоза ГСМ на буровые предприятия (УБР). Исходные данные:

Количество ГСМ имеющегося на базе

Объем потребления ГСМ со стороны УБР:

В таблице 1 представлена информация о стоимости перевозов с базы на УБР

На основе использования метода наименьших стоимостей, исходя из возможностей ГСМ и потребностей УБР составляют оптимальную таблицу варианта перевозок ГСМ.

В соответствии с таблицей 2 общая стоимость перевозок составит

Источник