- •Глава 1 Планування й організація підземного ремонту свердловин 11
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт 87
- •Глава 3. Обладнання та інструмент для підземного ремонту свердловин 291
- •Глава 1 планування й організація підземного ремонту свердловин
- •1Класифiкацiя фонду свердловин та показники ефективностi його використання
- •1.1Класифiкацiя фонду свердловин
- •1.2Показники ефективностi використання фонду свердловин
- •1.3Шляхи зменшення втрат видобутку нафти і газу із-за ремонтів свердловин
- •2Причини та класифiкацiя ремонтiв свердловин
- •2.1Причини і види зношування свердловин та експлуатаційного устаткування
- •2.2Причини ремонту свердловин
- •2.3Класифiкацiя ремонтних робiт у свердловинах
- •3Система управлiння пiдземним ремонтом свердловин
- •3.1Служби ремонту свердловин
- •3.2Джерела фiнансування пiдземного ремонту
- •3.3Планування ремонтних робiт
- •3.4Органiзацiя виконання робiт з ремонту свердловин
- •3.5Оцiнка якостi виконання ремонту
- •3.5.1.Методика оцінки і показники якості
- •3.5.2.Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів
- •3.5.3.Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування
- •3.5.4.Методика підрахунку прибутку від вдосконалення технології і техніки капітального ремонту свердловин
- •3.6Аналiз I коректування виконання ремонтних робiт
- •3.7Стимулювання якостi I кiлькостi ремонтiв
- •3.8Контроль I облiк у процесi ремонту свердловин
- •4Планування об`ємiв робiт з поточного ремонту нафтових I газових свердловин
- •4.1Методика визначення об`ємiв ремонтних робiт за коефiцiєнтом частоти ремонтiв
- •4.2Методика визначення об`єму ремонтних робiт за мiжремонтним перiодом
- •5Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад
- •5.1Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад
- •5.2Методика на основі аналізу балансу сумарних економічних витрат
- •5.3Методика на основі застосування теорії масового обслуговування
- •6Методика оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •6.1 Мета оперативного планування
- •6.2Зміна дебіту свердловини в часі
- •6.3Розподіл свердловин за групами ремонтів
- •Свердловини, які економічно доцільно ремонтувати тільки після повного зносу насоса;
- •Свердловини, на яких економічно доцільно проводити планово-попереджувальні ремонти.
- •Qo qomin – рекомендується ремонтувати свердловину після повного зносу насоса (перша група);
- •6.4 Визначення економічно доцільних термінів проведення планово- попереджувальних ремонтів
- •6.5Встановлення черговості проведення поточних ремонтів
- •6.6Порядок оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт
- •2.1. Послiдовнiсть робiт з ремонту свердловин та їх реґламентація
- •2.1.1. Послiдовнiсть робiт з поточного ремонту свердловин
- •2.1.2. Послiдовнiсть робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.1.3. Реґламентація робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.2. Пiдготовчий та завершальний комплекси робiт з пiдземного ремонту свердловин
- •2.2.1. Пiдготовчий комплекс робiт з пiдземного ремонту
- •2.2.2. Завершальний комплекс робiт
- •2.2.3. Усунення негерметичностi обладнання гирла свердловини
- •2.3 Глушiння свердловин
- •2.3.1 Мета і способи глушіння свердловин
- •2.3.2 Вимоги до рідин глушіння
- •2.3.3 Рідини глушіння на водній основі
- •2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази
- •2.3.3.2 Водні рідини глушіння з твердою фазою
- •2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння
- •2.3.4 Рідини глушіння на вуглеводневій основі
- •2.3.5 Буферні блокувальні рідини
- •2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі
- •2.3.5.2 Блокувальні системи на вуглеводневій основі
- •2.3.5.3 Блокувальні інвертні крейдові дисперсії
- •2.3.6 Рідини глушіння свердловин і буферні рідини на основі крохмале-сольових гелів
- •2.3.7 Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини
- •2.3.8 Технології приготування рідин для глушіння свердловин
- •2.3.9 Технології глушіння свердловин
- •2.3.10 Особливості глушіння свердловин, продукція яких містить сірководень
- •2.3.11 Розрахунки, пов’язані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт
- •1. Розрахунок тиску на вибої свердловини, яка простоює
- •2. Визначення густини рідини глушіння
- •3. Оцінка відносного тиску в системі пласт - свердловина
- •3. Визначення зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб
- •4. Типовий розрахунок процесу підготовки і закачування розчину для глушіння свердловини
- •2.4 Дослiдження свердловин та обстеження їх стовбурів
- •2.4.1. Гiдродинамiчнi дослiдження негерметичностi експлуатацiйної колони
- •2.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
- •2.4.3 Обстеження стовбура свердловини
- •2.5 Освоєння свердловин
- •2.5.1 Освоєння нафтових свердловин
- •2.5.2 Особливості освоєння газових свердловин
- •2.5.3 Особливості освоєння горизонтальних свердловин
- •2.5.4 Особливості освоєння морських свердловин
- •2.5.5 Особливості освоєння нагнітальних свердловин
- •2.5.6 Вибирання допустимої величини депресії тиску під час викликання припливу
- •2.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і завершальних робіт
- •2.6.1 Вимоги з техніки безпеки під час виконання вантажно-розвантажувальних робіт і транспортування обладнання
- •2.6.2 Вимоги з техніки безпеки під час здійснення підготовчих робіт біля свердловин та експлуатації обладнання
- •2.6.3 Вимоги з техніки безпеки в процесі здійснення промислово-геофізичних і вибухових робіт
- •2.6.4 Техніка безпеки в процесі освоєння свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 3 обладнання та iнструмент для пiдземного ремонту свердловин
- •3.1 Класифiкацiя комплексу ремонтного обладнання та iнструменту I схема його розмiщення в робочiй зонi
- •8. Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт.
- •3.2 Пiднімальне обладнання
- •3.2.1 Вежi I щогли
- •3.2.2 Пiднімальнi механiзми
- •3.2.3 Талева система
- •3.2.4 Вибiр та експлуатацiйнi розрахунки пiднімального обладнання
- •3.3 Обладнання, яке використовується для обертання iнструменту
- •3.4 Противикидне обладнання
- •3.5 Обладнання для здiйснення технологiчних процесiв та операцiй
- •3.5.1 Насоснi устатковання
- •3.5.2 Обладнання для цементування та змішування компонентів
- •3.5.3 Автоцистерни
- •3.5.4 Пересувнi компресорнi устатковання
- •3.6 Обладнання для здiйснення допомiжних операцiй
- •3.6.1 Труби
- •3.6.1.1 Насосно-компресорнi труби
- •3.6.1.2 Бурильнi труби
- •3.6.1.3 Обсаднi труби
- •3.6.1.4 Розрахунки труб
- •3.6.2 Пакери, якори і роз’єднувачі колон
- •3.7 Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт
- •3.7.1 Пересувний агрегат для пiдготовчих робiт з ремонту свердловин
- •3.7.2 Агрегати для встановлення анкерiв
- •3.7.3 Промисловi самонавантужувачi
- •3.7.4 Трубовози I штанговоз
- •3.7.5 Агрегат обслуговування пiднімальних устатковань
- •3.7.6 Механiзацiя під час роботи з обладнанням устатковань електровiдцентрових насосiв
- •3.7.7 Інші агрегати й устатковання
- •3.8 Засоби малої механiзацiї ремонтних робiт
- •Контрольні питання
3.2Джерела фiнансування пiдземного ремонту
Ремонтнi роботи мають рiзне призначення i економiчну суть. Поточний ремонт свердловин є частиною технологiї видобування нафти i газу, витрати на яку відносять до собiвартості продукцiї. Роботи з пiдвищення нафтогазовилучення із пластiв i збiльшення продуктивностi (приймальностi) свердловин проводяться з метою забезпечення повноти вилучення нафти i газу iз надр, тому фiнансуються вони за рахунок спецiального "фонду пiдвищення нафтогазовiддачi пластiв". Фiнансування капiтального ремонту здiйснюється за рахунок передбачених для цiєї мети амортизацiйних вiдрахувань. Роботи з лiквiдацiї свердловин проводяться за рахунок зменшення статутного фонду.
Економiчно доцiльний термiн служби основних фондiв (свердловин, трубопроводiв, будiвель, устаткування, механізмів тощо) називають амортизацiйним перiодом. Наприклад, тривалiсть амортизацiйного перiоду встановлена для нафтових, нагнiтальних i контрольних свердловин 15 рокiв, для газових i газоконденсатних свердловин 12 рокiв, для верстатiв-качалок 11 рокiв, для фонтанної арматури i устаткування гирла свердловин 7 рокiв, для устаткування з пiдземного ремонту 9 рокiв. Шляхом дiлення початкової вартостi основних фондiв на величину амортизацiйного перiоду визначають рiчну норму амортизацiї на повне вiдновлення фондiв, тобто амортизацiя – це процес поступового перенесення вартостi основних фондiв на собiвартiсть продукцiї. Амортизацiйнi вiдрахування – це частка балансової вартостi основних фондiв, яка вiдноситься на собiвартiсть продукцiї. Загальна норма амортизацiйних вiдрахувань ще містить у собі вiдрахування на капiтальний ремонт (по нафтових свердловинах 1%).
3.3Планування ремонтних робiт
Планування ремонтних робiт є частиною загального технiко-економiчного планування роботи пiдприємства. Воно охоплює ПотРС, КРС i лiквiдацiю свердловин та заходи з пiдвищення нафтогазовилучення.
Одиницею ремонтних робiт є свердловино-ремонт, що містить у собі пiдготовчий, основнi i завершальний комплекси робiт, якi передбаченi планом i виконуються на конкретнiй свердловинi вiд початку її приймання в ремонт до введення в експлуатацiю чи до фiзичної лiквiдацiї. Якщо пiсля закiнчення ремонтних робiт у процесi її освоєння виявиться необхiднiсть виконання додаткових робiт на свердловинi, то цi роботи вважаються продовженням цього ж ремонту, тобто є одним свердловино-ремонтом.
Планування починається iз розрахунку кількості ремонтів на плановий рiк i закiнчується графiком проведення ремонтiв. Необхiдно розрiзняти потрiбну кількість i можливу кількість ремонтiв. Потрiбна кількість ремонтiв визначається умовами розробки родовищ, технiкою i технологiєю експлуатацiї свердловин. Можлива кількість ремонтiв залежить вiд рiвня органiзацiї ремонтних робiт, застосовуваних для їх виконання технiки i технологiї, а також вiд економiчних факторiв.
Планування ПотРС на плановий рік здiйснюється на основi планових величин МРП та геолого–технічних заходів (ГТЗ) для виконання завдань з видобування нафти (газу), що реалiзуються шляхом оптимiзацiї технологiчних режимiв роботи свердловин і введенням свердловин iз бурiння та освоєння.
За 15 днiв до початку року на основi розрахункiв потрiбної i можливої кількості ремонтiв НГВП (чи ГВП) встановлює для ЦПотРС плановий загальний фонд свердловин (з розподiлом за способами експлуатацiї i по мiсяцях), МРП (за способами експлуатацiї), кiлькiсть ремонтiв, чисельнiсть (кiлькiсть) бригад ПотРС i їх змiннiсть, норматив простоювань свердловин в очікуваннi ремонту i в ПотРС, норматив недобору нафти i газу через простоювання свердловин, кошторис витрат на ПотРС.
ЦПотРС визначає кiлькiсть бригад ПотРС, кiлькiсть свердловин, якi обслуговуються (з розподiлом за способами експлуатацiї), кiлькiсть ремонтiв, нормативи простоювань свердловин, нормативи недобору нафти i газу iз-за простоювань, нормативи на МРП по цехах видобування нафти i газу (ЦВНГ), чисельнiсть i фонд зарплати, транспортнi витрати i лiмiт матерiальних витрат.
Перед початком кожного мiсяця i протягом нього здiйснюється короткотривале планування.
Планування КРС i операцiй з пiдвищення нафтогазовилучення із пластiв (ОПНП) здiйснюються на основi ГТЗ для виконання завдань з видобутку нафти (газу) і заходiв з охорони природних ресурсiв та надр, а також на основі кiлькiсного аналiзу виходу iз ладу елементiв конструкцiй свердловин i аварiй у свердловинах із свердловинним експлуатацiйним устаткуванням та дослiдними приладами.
У вереснi перед плановим роком НГВП (чи ГВП) складає замовлення на проведення КРС i ОПНП та передає їх в АТ. У замовленнi вказується планова кiлькiсть ремонтiв за номенклатурою, очiкуваний прирiст видобутку нафти i газу, об'ємів закачування води та обмеження об`ємiв попутно видобувної води.
НГВП (чи ГВП) до 15 жовтня у свої цехи подає розрахунки об`ємiв робiт, якi визначаються, виходячи iз кiлькостi бригад, їх змiнностi, очiкуваної продуктивностi i середньої досягнутої тривалостi одного ремонту за номенклатурою.
Вiддiли АТ до 15 листопада розробляють план пiдвищення нафтогазовилучення i КРС з вказуванням номенклатури ремонтів для НГВП (чи ГВП) iз поквартальним розподiлом.
До 20 числа мiсяця, що передує плановому мiсяцю, НГВП (чи ГВП) та ЦПКРС спiльно складають мiсячний план-графiк робiт по КРС, де вказуються номери свердловин, вид i категорiя ремонтiв, ефективнiсть вiд здійснення ремонтних робiт, перелiк необхiдного устаткування i т. iнш.
До 10 числа наступного (пiсля звiтного) мiсяця ЦПКРС та НГВП (чи ГВП) подають звiт у АТ.
Затвердженi на рiк з поквартальним розподiлом показники, а також наявний до початку кожного мiсяця перелiк свердловин, якi потребують поточних і капітальних ремонтiв, i їх черговiсть є основою для складання або проектування встановленого на початку року мiсячного плану поточних і капітальних ремонтiв, що затверджується не пiзнiше 30-го числа попереднього мiсяця.
Мiсячний план ПотРС реалiзується через оперативнi графiки роботи бригад поточного ремонту. Оперативний графiк проведення ПотРС складається щотижнево на технiчнiй нарадi в присутності начальника центральної iнженерно-технологiчної служби (ЦIТС) за участю представникiв цеху видобування нафти і газу (ЦВНГ), ЦПотРС i пiдроздiлiв, якi здiйснюють ремонт насосiв, штанг i НКТ. У графiк заносяться свердловини iз мiсячного плану на виконання ГТЗ та свердловини, в яких вийшло з ладу свердловинне устаткування i якi знаходяться в очiкуваннi введення пiсля бурiння i освоєння. Протягом планового тижня в графiк можуть вноситися змiни, виходячи iз прiоритету обслуговування i поточних аварiйних зупинок.
На кожну свердловину, номер якої занесено в оперативний графiк, ЦПотРС (ЦПКРС) складає наряд на поточний ремонт.