
- •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
4.2Методика визначення об`єму ремонтних робiт за мiжремонтним перiодом
Згiдно з цiєю методикою на основi тривалостi мiжремонтного перiоду роботи свердловин планують кількість зупинок свердловин з урахуванням можливостi сумiщення одних видiв ремонту з iншими або ремонту пiдземного устаткування з ремонтом наземної технiки.
Кількість зупинок у зв`язку iз проведенням геолого-технiчних заходiв (оброблення привибiйної зони, дострiлювання отворiв перфорацiї тощо) визначають у вiдповiдностi з планом проведення таких заходiв. Цей план складається на основi вивчення умов роботи кожної свердловини з метою обгрунтування виду заходу, який повинен бути здiйснений для пiдвищення ефективностi роботи свердловини, та термiну проведення цих заходiв.
Загальнi витрати часу на ремонт i на проведення геолого-технiчних заходiв планують, виходячи iз норм часу (на один ремонт, захiд) та кількості ремонтiв (заходiв). Для скорочення тривалостi простоювань свердловин у планi здiйснення геолого-технiчних заходiв звичайно сумiщають або один з iншим, або з ремонтними роботами пiдземного i наземного устаткування.
Тодi визначають календарний плановий фонд часу дiючих свердловин по кількості свердловин на початок планового перiоду з врахуванням перебігу кількості свердловин (прибуття i вибуття) по мiсяцях згiдно з проектом розробки родовища та переведенням свердловин iз одної категорiї в iншу, iз недiї в дiючий фонд, з одного способу експлуатацiї на iнший, iз бурiння.
Сумарний плановий (розрахунковий) час експлуатацiї всiх свердловин Ce.р визначають як рiзницю мiж календарним розрахунковим часом дiючого фонду свердловин Сд.р та сумарною тривалiстю планових (розрахункових) простоювань Спр.р, тобто
. (1.31)
У результатi визначають плановий (розрахунковий) коефiцiєнт експлуатацiї свердловин
. (1.32)
5Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад
Може статися, що навіть за умови підвищення продуктивності праці наявні бригади не в змозі виконати необхідний об’єм ремонтних робіт, або на підприємстві виявляються зайві бригади, для яких не вистачає об’єму ремонтних робіт. У таких випадках необхідно визначати оптимальну кількість ремонтних бригад на наступний рік. Це можна здійснити за трьома методиками.
5.1Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад
Оптимальну кількість ремонтних бригад з урахуванням кращої організації робіт, підвищення продуктивності праці і покращення якості ремонтів можна визначити за формулою:
(1.33)
де Р – планова кількість ремонтів; Рорг – кількість ремонтів, які можна забезпечити за рахунок скорочення організаційних непродуктивних простоїв; Рпр – кількість ремонтів, які можна забезпечити за рахунок підвищення продуктивності праці; Рпов – кількість повторних ремонтів, Nр – середня кількість ремонтів, що припадають на одну бригаду, при взятому середньому коефіцієнті змінності роботи бригад.
Планова кількість ремонтів
Р = Рпл + Роч, (1.34)
де Рпл – кількість планових ремонтів по всьому експлуатаційному фонду (див. визначення вище); Роч – кількість ремонтів, які необхідні для виведення свердловин із простою (із очікування здійснення ремонту).
Кількість ремонтів Роч, які необхідні для ліквідації фонду, що простоює визначається за коефіцієнтом частоти ремонтів кч за формулою:
Роч = Фпркч, (1.35)
де Фпр – середньорічний фонд свердловин, що простоює в очікуванні поточного ремонту за минулий рік.
Кількість ремонтів Рорг, яку можна забезпечити за рахунок скорочення організаційних простоїв, визначають за формулою:
, (1.36)
де tн – сума непродуктивного часу, який скорочується, за видами робіт; – тривалість одного ремонту.
Кількість ремонтів Рпр, які можна забезпечити за рахунок збільшення продуктивного часу бригад, визначається за формулою:
, (1.37)
де tпр – сума часу скорочених простоїв за видами робіт.
Аналіз показує, що із загальної кількості виконаних ремонтів до 4% ремонтів виконуються не якісно і здійснюються повторно. Змагання за якість ремонтів забезпечує відсутність повторних ремонтів Рпов, а за рахунок цього збільшується кількість якісних ремонтів.
Отже, оптимальна кількість ремонтних бригад визначається на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад.
Дальше методика дає змогу визначити:
1) кількість бригад, яка забезпечить повну ліквідацію простоїв свердловин в очікуванні ремонту;
2) економічно доцільну кількість ремонтних бригад.
Щоденний вихід свердловин із експлуатації підлягає закономірностям розподілу випадкових величин. Якщо за добу в середньому вибуває із експлуатації Nсв свердловин, фактична кількість ремонтних бригад становить Nбр, причому Nбр Nсв, і фактична тривалість одного ремонту є більшою доби, то, зрозуміло, що в такій ситуації неминучими є простої свердловин в очікуванні ремонту і з цієї причини недобори нафти (газу). Із аналізу балансу часу простоїв свердловин і часу роботи ремонтних бригад визначають кількість бригад, які забезпечують повну ліквідацію простоїв свердловин.
Але організація додаткової кількості бригад вимагає додаткових капітальних коштів на придбання піднімачів та іншого ремонтного обладнання і збільшення експлуатаційних витрат (зарплата, амортизація, електроенергія, деемульсація, перекачування нафти). Зіставляючи витрати з приростом видобутку нафти, можна встановити економічно доцільну кількість ремонтних бригад, причому в якості критерію оптимізації вибирають коефіцієнт експлуатації свердловин, тобто забезпечують досягнення найбільшої його величини.