Показатели использования фонда

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

 

Текущее состояние разработки месторождений определяет состав и состояние механизированного способа добычи нефти. Для этого используют:

• установки электроцентробежных насосов (УЭЦН);
• скважинные штанговые насосы (СШН);
• штанговые винтовые насосы (ШВН);

Применение прочего оборудования находится на уровне экспериментальных работ.

 

На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом.

Основным показателем, характеризующим технический уровень УЭЦН и степень их эксплуатации, является межремонтный период (МРП), увеличение которого – один из самых эффективных путей снижения затрат.

Опыт эксплуатации УЭЦН свидетельствует, что надежность УЭЦН (МРП) определяется следующими факторами:

· уровень технологии изготовления установок и применяемыми при этом материалами;

· качеством ремонта установок в СЦБПО ЭПУ;

· технологией производства подземных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН;

· эксплуатацией скважин (соответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывающих возможностей скважин, контроль над режимом работы, принятие своевременных мер при изменении режима работы системы «скважина-насос»).

Основными причинами отказов УЭЦН являются:

· выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгермертизации и перегрева,

· износ рабочих органов насоса или засорение механическими примесями, отложениями солей.

Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой частей или целых УЭЦН. Одной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе. Причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации УЭЦН.

 

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются:

· кривизна ствола скважины в месте работы установки,

· несоблюдение технологии СПО при ПРС,

· износ рабочих органов насосов из-за механических примесей,

· несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

 

Добыча нефти с помощью СШН является наиболее распространенным и освоенным способом. На данный способ приходится большая часть эксплуатируемого фонда скважин, но объем добычи жидкости (нефти) не превышает 30-40 %. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне подач от 0,5 до 50 м³ /сут. В отличии от УЭЦН, требующих дорогостоящего ремонта, для оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН, необходимо систематическое сервисное обслуживание, как наземного оборудования (СК), так и подземного.

Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Применение УШВН при эксплуатации скважин обусловлено самыми низкими начальными материальными затратами. Данный способ добычи нефти предполагается в скважинах, временно находящихся в добывающем фонде, а также где применение более традиционных способом невозможно в силу ряда обстоятельств. По этим причинам он является второстепенным. Основными факторами, влияющими на эффективность работы УШВН, являются обрывы штанговых колонн, истирания штанг и НКТ, отвороты НКТ при реверсивном вращении. Проблемы повышения надежности УШВН кроются в технологически обоснованном подборе скважин, грамотном расчете компоновки подземного оборудования и высокой технологической дисциплине при производстве работ.

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является отложение асфальтеносмолистопарафинистых веществ (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

 

СТРУКТУРА ФОНДА

 

Эксплуатационный фонд – показатель, характеризующий наличие и состояние скважин, дающих продукцию, находящихся в простое, бездействии, освоении и ожидании освоения.

 

Действующий фонд – показатель, характеризующий наличие и состояние скважин, дающих продукцию и находящихся в простое.

 

К фонду скважин, дающих продукцию, относятся те скважины, которые на конец последнего дня отчетного периода давали продукцию, включая находящиеся в накоплении жидкости при периодической эксплуатации.

Фонд скважин находящихся в текущем простое – скважины, остановленные в течение текущего месяца и запущенные на конец отчетного периода.

Простаивающий фонд – скважины, которые давали продукцию в течении месяца (хотя бы несколько часов), а на конец месяца остановлены по любой причине.

Бездействующий фонд:

• Прошлых лет – скважины, находящиеся в бездействии предыдущего года и простое текущего года, не запущенные на 1 декабря отчетного года;

· Текущего года – скважины, находящиеся в простое с 1 декабря прошлого года.

 

Фонд скважин, находящихся в освоении, - скважины принятые на баланс НГДУ от буровых организаций и зачисленные в эксплуатационный фонд для последующей эксплуатации.

 

Показатели использования фонда

 

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.

 

Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда.

Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.

 

Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.

 

Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.

 

МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.

Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

 

где:

Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);

Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;

k _экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

 

Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:

• повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов;
• ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;

· геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;

• ремонтов по внедрению новой техники;
• ревизий устьев арматур.

Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.