Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 [ 266 ] 267 268 269 270

ние. Так как эксплуатация скважин осуществляется различными способами (с различным наземным и погружным оборудованием), разумно рассчитывать коэффициент эксплуатации для каждого из способов, характеризующихся использованием оборудования различной сложности, надежности и долговечности, а также различным влиянием реальных свойств продукции скважин на эффективность и длительность его безаварийной работы.

Безаварийная работа пласта (призабойной зоны) и самой скважины напрямую не связана с нарушением работы добывающего оборудования, т.е. анализируемые причины нарушения работы системы будем делить на две категории:

-причины, связанные с нарушением работы пласта или скважины, -причины, связанные с отказом пофужного или наземного оборудования.

Таким образом, коэффшщент эксплуатации характеризует время всех простоев добывающей системы и, являясь ингефальным показателем, не позволяет дифференцировать категорию (причины) простоя.

Для получения большей информативности и более глубокого анализа эффективности работы каждого из элементов добывающей системы следует рассчитьшать коэффициенты эксплуатации по способам: фонтанная эксплуатация -К, газлифтная эксплуатация-К , эксплуатация СШНУ -К, эксплуатация УЭЦН-К и т.д. Если на предприятии каждым способом эксплуатируется определенное количество скважин, причем это количество за анализируемый период календарного времени изменяется (ввод в эксплуатацию в этом периоде новых скважин, выбытие (ликвидация) скважин), то коэффициент эксплуатации должен рассчитываться с учетом движения скважин и соответствующим календарным и офаботанным временем по каждой из них.

Несмофя на то, что коэффициент эксплуатации характеризует эффективность использования фонда скважин во времени, он не дает полного представления о причинах ремонтов и не позволяет выявить наиболее слабые элементы добывающей системы, чтобы проводить целенаправленную работу с фондом скважин.

Существенно более информативными показателями являются:

-для наземного и подземного оборудования-наработка на отказ Т,;

-для пласта и скважины - межремонтный период работы скважины МРП.

В настоящее время эти показатели не разделяются, а используется единый показатель МРП скважин, определяемый как отноше-

ние времени работы добывающей системы (скважины) к количеству ее ремонтов за анализируемый период, например, за год:

МРП, (12.2)

где Тр - время работы скважины в анализируемый период, т.е. то время, в течение которого скважина дает продукцию;

п - количество ремонтов за анализируемый период времени.

Хотя этот показатель является интересным и содержательным, он не вскрывает основных причин ремонтов и не позволяет предприятию обоснованно планировать организационную деятельность ремонтных подразделений.

Организация ремонтной деятельности нефтегазодобывающего предприятия базируется на видах выполняемого ремонта:

- ремонт наземного или подземного оборудования, связанный с ликвидацией неполадок в технической системе;

- ремонт самой скважины, связанный с нарушением работы призабойной зоны (пласта) и независящий от состояния технической системы, с помощью которой эксплуатируется скважина.

Таким образом, необходимо различать ремонты, связанные с состоянием скважины или призабойной зоны (пласта), и ремонты, связанные с состояршем технической системы, эксплуатирующей скважину.

В первом случае, действительно, причиной ремонта является сама скважина или призабойная зона (пласт) и можно говорить о межремонтном периоде работы скважины МРП , определяемом временем ее работы между двумя ремонтами. Во втором случае скважина может полностью выполнять свою функцию, но ее остановка связана с необходимостью ремонта технической системы.

Время работы технической системы между двумя ремонтами любого из ее элементов называется наработкой на отказ - При этом определенные элементы технической системы при ремонте (замене) не требуют остановки скважины.

С целью выявления наиболее слабых элементов технической системы учет наработки на отказ следует вести поэлементно (например, колонна штанг, клапаны глубинного насоса, канатная подвеска и т.п. при эксплуатации скважин установками СШН).

12.2. ВИДЫ РЕМОНТОВ

Все ремонты, связанные с восстановлением нормальной работы скважины или призабойной зоны (пласта) и оборудования для ее эксплуа-

тации, разделяют на текущие и капитальные. Все ремонтные работы, связанные с созданием нормальных условий функционирования технической системы, с восстановлением или заменой ее отдельных элементов или всей системы в целом, будем относить к текущему ремонту. Перечень работ, относящихся к текущему ремонту, следующий:

- ликвидация неисправностей в подземном оборудовании при любом способе эксплуатации;

- замена подземного оборудования (штанг, глубинного насоса, труб при эксплуатации скважины СШНУ; пофужного афегата, кабеля, фуб при эксплуатации скважины УЭЦН и т.д.);

- замена всей технической системы при переходе с одного способа эксплуатации скважины на другой;

- подъем подземного оборудования из добывающей скважины при переводе ее под нагнетание, например, воды или перед ее консервацией (ликвидацией);

- спуско-подъемные операции и ловильные работы, выполняемые при аварии подземного оборудования (обрыв или отворот штанг; обрыв скребковой проволоки или глубинных приборов в период исследования скважины; расхаживание заклинившего плунжера глубинного насоса и т.п.);

- ревизия отдельных элементов или всей технической системы и проведение планово-предупредительного ремонта;

- очистка подземного оборудования (фуб, штанг, насосов) от отложений парафина и солей;

- изменение глубины спуска глубинного насоса или погружного афегата, а также другие аналогичные работы.

Для вьшолнения указанных работ используют бригады подземного ремонта, оснащенные штатной техникой и необходимым инсфументом.

Работы, связанные с восстановлением нормального функционирования скважины и призабойной зоны, с ликвидацией сложных аварий подземного оборудования будем относить к капитальному ремонту. Перечень этих работ, в основном, следующий:

- исправление нарушений в обсадной колонне;

- ликвидация смятий обсадной колонны;

- ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;

- ловильные работы, связанные с полетом погружного оборудования на забой скважины;

-установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;