Menu

Показники ефективностi використання фонду свердловин

З господарської точки зору доцiльним є те пiдприємство, яке дає прибуток, тобто рентабельне пiдприємство. Iз загальної суми прибутку від діяльностi нафтогазовидобувного підприємства понад 97% припадає на прибуток вiд основної дiяльностi – видобування нафти i газу. Вiн є рiзницею мiж виручкою вiд реалiзацiї товарної продукцiї i собiвартiстю реалiзованої продукцiї (нафти i газу):

[image], (1.1)

де П – прибуток вiд реалiзацiї товарної продукцiї; Q – об`єм реалiзованої продукцiї (нафти, газу); Ц – цiна одиницi вимiру продукцiї; С – собiвартiсть одиницi вимiру продукцiї.

Отже, якщо цiни на нафту i газ вважати незмiнними, то для пiдвищення прибутку необхiдно збiльшити накопичені видобутки нафти i газу, тобто триваліше та інтенсивніше видобувати нафту і газ із кожної свердловини, та зменшити собiвартість.

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

Свердловино-мiсяць – 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-мiсяцi,якi числяться за експлуатацiйним фондом свердловин, Сф, характеризують сумарний календарний час, протягом якого свердловини числились в експлуатацiйному (видобув-ному) фондi (в дiї i недiї).

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

Свердловино-мiсяцi експлуатацiї (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.

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

[image]. (1.2)

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

[image]. (1.3)

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

Коефiцiєнт експлуатацiї Ке нафтових свердловин для фонтанного способу і газових свердловин 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’язування. Сумарний календарний час експлуатаційного фонду tф = 12.720.14 = 120960 год. Коефіцієнт використання фонду свердловин Кф = (34524 + 66874): 120960 = 0,838. Коефіцієнти експлуатації відповідно фонтанних, штангово-насосних свердловин і свердловин, що діють: К'е = 34524:(12.720.4) = 0,999;

К''е = 66874: (12.720.9) = 0,86; K'''е = (34524 + 66874): (12.720.13) = 0,903. Простоювання одної свердловини спричинило отримання малої величини коефіцієнта використання фонду свердловин на родовищі (Кф = 0,838).

 

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

Мiжремонтний перiод (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

[image], (1.4)

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 робото придатного стану свердловини, тобто розрахунок протягом тривалішого контрольного періоду, а саме:

[image], (1.5)

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:

[image], (1.6)

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:

[image], (1.7)

де tгр.к- середнiй мiжремонтний перiод k-ої групи свердловин, що експлуатуються одним способом; j=1,2,3...zк – кількість свердловин у k-iй групi, якi працюють у контрольному перiодi; tSj – 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:

[image], (1.8)

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

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

[image], (1.9)

де N – середня кількість свердловин, що діють; tkкалендарний час; Ке – коефіцієнт експлуатації ; Р – кількість врахованих ремонтів. Тут добуток (Ntk) – 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 Ке=0,87. Кількість ремонтів протягом року становить 352 одиниці.

Розв’язування: Міжремонтний період роботи свердловин

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

 

Мiжремонтний перiод змiнюється в дуже широких межах, а саме вiд декiлькох тижнiв для штангово-насосних свердловин (за умов ускладнень вiдкладанням пiску) до декiлькох рокiв під час фонтанної експлуатацiї нафтових свердловин чи під час експлуатацiї газових 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 з 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`язкiсть продукцiї, накопичення води чи газоконденсату на вибої, викривлення 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 за режимний;

б) коли із-за поступового зменшення дебiту планово-попереджувальний (профiлактичний) ремонт здiйснюється в термiни, якi вiдрiзняються вiд економiчно обгрунтованих (пригадаймо 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 повинна бути скерована на підвищення коефіцієнтів використання фонду Кф та експлуатації Ке, або щодо останнього, рівнозначно на збільшення міжремонтного періоду.

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.

Середньомісячний 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 Кф (рівнозначно зменшенням фонду свердловин, які не діють);

  3. збільшенням коефіцієнта експлуатації свердловин Ке (рівнозначно зменшенням тривалості простоїв свердловин діючого фонду із-за очікування ремонту, під час ремонту, із-за відсутності устаткування).

Собівартість продукції являє собою витрати підприємства на видобування та реалізацію одиниці продукції. Серед них є витрати на капітальний ремонт і на поточний ремонт їх наземного та підземного устаткування. Витрати на ремонти містять у собі заробітну плату, витрати на експлуатацію піднімачів і на матеріали, транспортні витрати і т.д. Звідси, зниження собівартості можна досягнути зменшенням вартості ремонтів свердловин за рахунок скорочення кількості і тривалості ремонтів, недопущення перевитрат матеріалів, пального тощо.

 

Задача 1.3. Визначити прибуток нафтогазовидобувного підприємства від основної діяльності. Відомо: підприємство реалізує за рік 164 тис.т нафти і 130 млн. м3 газу, собівартості видобування яких становлять 98,9 грн/т і 51,2 грн/1000 м3.

Ціни на 1 т нафти і 1000 м3 газу склалися відповідно 152,1 грн/т і 76,5 грн/1000 м3.

Розв’язування: Прибуток підприємства П = 164.103.(152,1-98,9) + 130×106.(76,5 –51,2).10-3 = 12,0138 млн.грн.

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:5379 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:8485 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:5231 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Основные закономерности татического дефо…

За последние 15...20 лет в результате многочисленных экспериментальных исследований с применением рассмотренных выше схем испытаний получены обширные данные о поведении грунтов при сложном напряженном состоянии. Поскольку в настоящее время в...

25-08-2013 Просмотров:6193 Грунты и основания гидротехнических сооружений

01. Введение.

Широкое распространение льдов и мерзлых пород обусловливает их значительное влияние на хозяйственную деятельность человека. Общая площадь зоны многолетней мерзлоты составляет около 25% суши Земли, а в СССР она занимает примерно...

27-09-2011 Просмотров:4722 Электрические и упругие свойства криогенных пород

Построение графических приложений

В камеральный период выполняются графические приложения к геологическому отчету. Это - обзорная мелкомасштабная геологическая карта района работ, схема сопоставления отложений и сводная стратиграфическая колонка со значениями возрастов пород, полученными геохронологическими...

14-10-2010 Просмотров:8480 Геологическое картирование, структурная геология