6.3Розподіл свердловин за групами ремонтів

Маючи рівняння зміни дебіту в часі, розподіляємо всі механізовані свердловини за термінами проведення поточних ремонтів на дві групи:

1. Свердловини, які економічно доцільно ремонтувати тільки після повного зносу насоса;

2. Свердловини, на яких економічно доцільно проводити планово-попереджувальні ремонти.

Розподіл працюючих свердловин на групи здійснюємо шляхом порівнян­ня їх початкового дебіту в разі повністю справного насоса q_o з дебітом нафти q_omin, нижче якого подальша експлуатація свердловин є економічно недоцільна, тобто за умов

1. Qo  qomin – рекомендується ремонтувати свердловину після повного зносу насоса (перша група);

2. q_o > q_omin – рекомендується здійснювати планово-попереджувальний ремонт (друга група).

Для визначення q_omin використовуємо умову економічної доцільності, яку можна записати у вигляді (рис. 1.8):

С₁(Q₁ – Q) – В_р  0, (1.66)

де С₁ – собівартість видобування 1 т нафти; Q₁ – об’єм видобутку нафти за міжремонтний період t_п (реальний насос); Q = Q₂ – Q₁; Q₂ – потенціальний видобуток нафти за міжремонтний період t_п та період ремонту τ за умови, що дебіт нафти q_o не знижувався в часі (ідеальний насос); В_р – вартість одного поточного ремонту.

Величини Q₁ i Q₂ визначаємо так:

(1.67)

Тоді маємо:

(1.68)

звідки

(1.69)

У знаменнику можна нехтувати трьома останніми членами, чим забезпечимо деякий розрахунковий запас. Тоді, підставивши В_р = Вτ, одержуємо

, (1.70)

де В – вартість одної доби ремонту свердловини.

Так як практично завжди добуток aτ  0,1, то можна записати

(1.71)

6.4 Визначення економічно доцільних термінів проведення планово- попереджувальних ремонтів

Перед тим, як на свердловині другої групи проводити планово-поперед­жувальний ремонт, необхідно дати оцінку економічної доцільності його прове­дення. Ремонт економічно доцільним буде тоді, коли прибуток, одержаний від видобутої зі свердловини нафти за розглядуваний період часу буде максималь­ним, тобто

, (1.72)

де Т – розглядуваний період часу.

Підставляючи аналогічно Q₁, Q, B_p і шукаючи екстремальну точку, приходимо до виразу

. (1.73)

Розв’язок цього рівняння наближено співпадає з розв’язком рівняння виду

. (1.74)

Із останнього рівняння можна визначити дебіт нафти q, за якого економічно доцільно проводити планово-попереджувальний ремонт. Графічний розв’язок цього рівняння показано на рис. 1.9. Визначаючи за фактичними даними добуток 3аτ, із графіка знаходимо q_o/q, а відтак величину дебіту q, під час зниження поточного дебіту до якої економічно доцільно проводити планово-попереджу­вальний ремонт.

Зіставляючи фактичний поточний дебіт розглядуваної свердловини з дебітом, знайденим по номограмі, робимо висновок про необхідність проведення поточного ремонту на цій свердловині в даний момент часу.

Рис. 1.9 – Графік для визначення відношення q_o/q

6.5Встановлення черговості проведення поточних ремонтів

Черговість ремонтів свердловин на практиці встановлюють перед складанням оперативного графіку поточних ремонтів, необхідність у складанні якого виникає 1–2 рази в тиждень.

Критерієм ефективної послідовності поточних ремонтів двох і більше свердловин можна вважати максимальний видобуток нафти за час ремонтів цих свердловин. Такий критерій не є еквівалентним мінімуму витрат на поточний ремонт, тому що витрати за будь-якої черговості ремонтів залишаться практично однаковими.

Обгрунтуємо послідовність ремонтів двох свердловин. Можна показати, що в разі великої кількості групуються свердловини для розгляду по дві. Позначимо: q_o1, q_o2 – початкові дебіти нафти після поточного ремонту відповідно свердловин 1 і 2; q₁, q₂ – поточні дебіти нафти перед ремонтом; t_об1, t_об2 – час обслуговування свердловин.

Нехай першою ремонтується свердловина 1 (рис. 1.10,а), а відтак свердло­вина 2. Сумарний видобуток нафти за час обслуговування свердловин 1 і 2 складе

Q_1,2 = Q₁ + Q₁^/ = q₂t_об1 + q_o1t_об2, (1.75)

де Q₁ = q₂t_об1 – видобуток нафти із свердловини 2 за час ремонту свердловини 1; Q₁^/ = q_o1t_об2 – видобуток нафти із свердловини 1 після її ремонту за час ремонту свердловини 2.

Рис. 1.10 – Графіки залежності зміни видобутку нафти від черговості поточних ремонтів: а) першого ремонту свердловини 1; б) першого ремонту свердловини 2

Аналогічно запишемо сумарний видобуток нафти, коли першою ремонту­ється свердловина 2 (див. рис. 1.10,б):

Q_2,1 = Q₂ + Q₂^/ = q₁t_об2 + q_o2t_об1, (1.76)

де Q₂ = q₁t_об2 – видобуток нафти із свердловини 1 за час ремонту свердловини 2; Q₂^/ = q_o2t_об1 – видобуток нафти із свердловини 2 після її ремонту за час ремонту свердловини 1.

Тут не враховано природне зниження дебітів за час ремонту, оскільки три­валість ремонтів є невеликою в порівнянні з міжремонтним періодом.

Вибираємо із двох величин Q_1,2 i Q_2,1 більшу:

(q₂t_об1 + q_o1t_об2)  (q₁t_об2 + q_o2t_об1), (1.77)

звідки маємо

(q_o1 – q₁)t_об2  (q_o2 – q₂)t_об1 (1.78)

або

. (1.79)

Вводимо величину

, (1.80)

яку називаємо показником пріоритету.

Отже, першою повинна ремонтуватися свердловина, в якої показник прі­оритету більший.

Методика встановлення черговості ремонтів свердловин полягає в наступ­ному. Для кожної свердловини, що очікує ремонту, розраховуємо показник пріоритету η_і. Показники пріоритету розміщуємо в спадному порядку: η₁  η₂  η₃  …  η_i. У такій черговості і необхідно здійснювати поточні ремонти свердловин.

У разі одночасної роботи декількох бригад поточного ремонту, наприклад трьох, першими в графік кожної бригади включаються свердловини з пріори­тетами η₁, η₂, η₃, а відтак бригади, що звільнилися, відповідно переїзджають на свердловини з наступними більшими показниками пріоритету (η₄, η₅ і т.д.).