Главная Обратная связь

Дисциплины:






Классификация фонда скважин



1) По назначению

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. Прочие скважины

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

Ки = Тф эфк эф

Тф эффактическое время эксплуатационного фонда

Тк 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

Кэ = Тф эфк дф

Тк дф календарное время работы действующего фонда скважин

 

 

Пример

Рассчитать коэффициент использования и эксплуатации фонда скважины

Фэ = 120 скважин

Ф -Действующий = 115 скважин

Тф эф = 926808 часов

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

1) Фонд скважин

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

Дн = Дн стн нов

Дн нов объем добычи из новых скважин

Дн ст -объем добычи нефти из старых скважин

2. Объем добычи нефти из старых скважин рассчитывается по формуле

Дн ст = Фст*qст*n*Кэизм

Фст -фонд старых скважин

qстсреднесуточный дебет одной старой скважины

n –продолжительность календарного периода (количество суток

Кэ -коэффициент эксплуатации скважин

Кизмкоэффициент изменения добычи нефти за счет естественного падения дебета

3. Объем добычи нефти из новых скважин

Дн нов = Фнов*qнов

Фнов – фонд новых скважин

qнов – 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

Фнов = Фнов эб + Фнов рб + Фнов осв

Фнов эб фонд скважинведенных в эксплуатацию из эксплуатационного бурения

Фнов рб фонд скважин введенных в эксплуатацию из разведочного бурения

Фнов освскважины освоенные после бурения

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

Ф нов эб = Бэфэ

Ф нов РБ = Брфр

Бэ; Бр – объем эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Гфэ; Гфр – средняя глубина скважин эксплуатируемых на нефть и газ

 

 

Среднее число дней работы одной новой скважины рассчитывается

Д=(n/2)*Кэ нов

Кэ 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

Дпг = Рг*G(1-Кг)

Рг жидкость (нефть) соответствующая ресурсам попутного газа

G –газовый фактор отражающий концентрацию попутного газа в добываемой жидкости

Кгкоэффициент 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.

3. Промывка насоса.

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:

1. Планово предупредительный ТРС - проводится с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины пока не заявивших о себе.

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.

КПВ=Тф трс/Тк трс

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.

Кэ=Тотр/Тк

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.

МРП=Тотр/Р

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:

Наименова- ние ремонта Начало ремонта Оконча- ние ремонта Производитель-ное время ТРС
ТРС №1 23.03.12 00:00 25.03.12 17:00 65ч.
ТРС №2 27.06.12 14:00 30.06.12 23:00 81ч.
ТРС №3 22.11.12 12:00 26.11.12 17:00 101ч.
Итого     247ч.

366 дней, т.к. 2012 год високосный

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

МРП=((366*24)-247)/3=2845,7

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.

 


2011г. 2012г.

25.12 10.02 20.05

 


01.01 01.02 01.03

366*24

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.

О= Тп рем-Тк скв

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

ТП= ГПосн+ГПвсп

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.

ВП=ТП+(НЗПк-НЗПн)

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.

РП=ТП+(ГПн-ГПк)

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:

Наименование НПЗн тн ГПн тн ТП НПЗк ГПк
Бензин АИ 98          
АИ 95
Аи 92
ДТ
ИТОГО

ТП = 6000 т.руб

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.

Потребность в энергоносителей Источники
-электрическая энергия КСП 21 4000 АУП 5000 - тепловая энергия РУ - Нефть - Газ   -ООО «ННН»-30000 и ООО «ЧНЭ» - 10000     Хоз источник

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.

Пт=Дн*Нр

Дн –объем добычи нефти

Нр –норма расхода электро энергии на одну тонну

2. Потребность в двигательной энергии.

Пд = Нч*Зп*п

Нч –часовая норма потребления нефти единицей оборудования.

Зп – плановая загрузка оборудования

n –число единиц оборудования

3. Потребность в топливе для технологических нужд.

П тепл = УРт*А

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

Qб = Qн+((Qн*Б)/100), где

– 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)

F=С11*Х11+Сmn*Xmn min

Сmn – стоимость перевозки одной тонны нефтепродукта потребителю

Xmn – объем перевозимых грузов

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

число УБР (m)=4

число баз ГСМ (n)=3

Количество ГСМ имеющегося на базе

А1 =5000т

А2 =4000т

А3 = 2000т

Объем потребления ГСМ со стороны УБР:

В1 =3000т

В2 =2500т

В3 =3500т

В4 =2000т

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

База УБР
В1 В2 В3 В4
А1
А2
А3

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

БАЗА УБР ИТОГО
В1 В2 В3 В4
А1 3/   2/ 4/ 1/
А2 2/ 3/ 1/ 5/
А3 3/   2/ 3/ 4/
ИТОГО

В соответствии с таблицей 2 общая стоимость перевозок составит

2500*2+500*4+2000*1+3000*2+1000*1+2000*3=22000

 

 





sdamzavas.net - 2019 год. Все права принадлежат их авторам! В случае нарушение авторского права, обращайтесь по форме обратной связи...