Меню

Капитальный ремонт скважин нормирование

Нормирование труда при подземном и капитальном ремонтах скважин

Планирование балансов нефти и газа

В нефтегазодобывающем предприятии составляют отдельно баланс нефти и баланс газа.

Баланс нефти отражает добычу и распределение нефти по различным потребителям, он устанавливает:

1) количество нефти, планируемое к сдаче производственно-товарным (нефтепроводным) конторам или непосредственно нефте­перерабатывающим заводам — сдача нефти в переработку Qc;

3) нетоварный расход нефти Qp. нт.

При составлении баланса нефти учитывают разницу остатков нефти в товарных емкостях на начало Qо.н и конец Qо.к плани­руемого года.

Если добыча нефти по нефтегазодобывающему предприятию по плану составляет Qпл тонн нефти, то сдача нефти в переработку определяется следующим соотношением:

Каждую из составляющих баланс нефти планируют следующим образом:

Qпл — добычу нефти по плану берут из плана;

Qp.нт — нетоварный расход нефти — исходя из потребности в расходе нефти на собственные производственные нужды нефте­газодобывающего предприятия. Например, расход нефти на про­мывку скважин, на производство гидроразрыва пластов и т. д. устанавливают в соответствии с нормой расхода нефти на те или иные производственные нужды Нм.т.с и объемом работ в единицах, на которые рассчитывается норма расхода, например, скважино-месяцы эксплуатации Сэ:

При планировании нетоварного расхода нефти учитывают по­тери нефти при деэмульсации (2—3% от Qпл):

Qp.т — товарный расход нефти УБР, жилищно-коммуналь­ному хозяйству и другим устанавливают в виде лимитов, спускае­мых нефтегазодобывающему предприятию вышестоящей органи­зацией;

Qо.н— остаток нефти в товарных емкостях нефтегазодобы­вающего предприятия на начало планируемого года устанавли­вают по фактическому остатку нефти на конец отчетного года;

Qo — остаток нефти в товарных емкостях нефтегазодобыва­ющего предприятия на конец планируемого года устанавливают исходя из нормативного количества дней задержки нефти в товар­ных резервуарах Н3, которое зависит от условий добычи, обра­ботки, хранения, перекачки и сдачи нефти.

Так как суточная добыча нефти в нефтегазодобывающем пред­приятии равняется Qпл/365 (366), то

,

где Н3—равно 2—3 дням.

Баланс нефти составляют исходя из плана ее добычи по сортам, поскольку на нефтеперерабатывающие заводы нефть сдается строго определенного качества (сорта). Аналогично составляют баланс газа.

Основное условие выполнения плана производства и реали­зации продукции нефтегазодобывающего предприятия — это обес­печение слаженной работы всех его подразделений при непре­рывном оперативном контроле их производственной деятельности. Такой контроль производят промыслы.

Инженерно-технологическая служба осуществляет кругло­суточное оперативное руководство работой операторов добычи нефти и газа и контроль за ходом процесса добычи, а также про­ведение документации, с помощью которой контролируется ра­бота скважин.

Мастера по добыче нефти на промыслах фиксируют необходи­мые сведения по скважинам в сменном журнале, в котором отра­жаются дебиты по скважинам, нарушения режима работы, при­чины и продолжительность остановок. На основании собранных данных начальник цеха добычи нефти и газа (промысла) оцени­вает результаты работы за сутки в целом.

Нормирование труда при подземном и капитальном ремонтах скважин

К подземному ремонту скважин относятся следую­щие работы:

1) Смена глубинного насоса;

2) Ремонт плунжера насоса;

3) Изменение глубины погружения насоса;

4) Ликвидация обрыва или отвинчивания штанг;

5) Промывка, расхаживание глубинного насоса;

6) Ликвидация обрыва полированного штока;

7) Смена насосно-компрессорных труб однорядного и двухрядного подъемников;

8) Смена запарафиненных труб;

9) Изменение погружения труб при однорядном подъемнике;

10) Очистка эксплуатационной колонны от парафина;

11) Спуск и подъем насосно-компрессорных труб при эксплуатации скважин погружными электронасосами, гидропоршневыми насосами и лифтом замещения;

12) Чистка песчаных пробок;

13) Промывка песчаных пробок.

При производстве подземного ремонта требуется выполнение определенного объема подготовительно-заключительных работ и работ по выполнению основного процесса при каждом виде ремонта, а также некоторых вспомогательных работ. Причем подготовительно-заключительные работы могут быть связаны с началом и окончанием подземного ремонта, началом смены и с началом и окончанием основных процессов. Нормативную продолжительность подготовительно-заключительных работ определяют суммированием норм времени на отдельные, предусмотренные технологией, виды работ. Так, к подготовительным работам перед подъемом труб относятся:

Читайте также:  С кого взимается плата за капитальный ремонт 2016

1) Подъем плунжера трубного насоса или вставного насоса из устья скважины и опускание на мостки;

2) Снятие штангового крюка с подъемного;

3) Спуск талевого блока на пол буровой;

4) Отсоединение подъемного крюка от талевого блока;

5) Переоснастка талевой системы;

6) Присоединение подъемного крюка к талевому блоку;

7) Поднятие талевого блока в рабочее положение;

8) Надевание подъемных штропов на крюк.

Элементные нормы на каждый вид работ определяют по материалам фотографии производственного процесса. В справочнике ЕНВ приведены укрупненные нормы времени па подготовительно-заключительные работы, связанные как с началом и окончанием ремонта, так и со спуском и подъемом насосно-компрессорных труб и штанг.

Укрупненные нормы времени на подготовительно-заключительные работы зависят от способа эксплуатации скважин, типа насоса (трубные, вставные, погружные).

Производство любого вида подземного ремонта связано с большим объемом спуско-подъемных операций — основными работами при ремонте. Нормативную продолжительность Тс.п основных работ определяют умножением нормы штучного времени tшт на подъем (спуск) одной трубы (штанги) па количество n поднимаемых (спускаемых) труб (штанг):

.

Норму штучного времени на подъем (спуск) одной трубы tщт определяют суммированием нормативов времени на приемы, составляющие операцию подъема или спуска.

Так, операция подъема насосно-компрессорных труб с укладкой их на мостки состоит из следующих приемов:

1) Подача штропов, подвешенных на крюке, к устью скважины;

2) Подъем трубы из скважины;

3) Установка элеватора и посадка на него колонны труб;

4) Надевание ключей, развинчивание труб и снятие ключей;

5) Приподъем трубы, отвод ее в сторону и опускание и укладка трубы на мостки.

Состав приемов операции подъема, а также и спуска будет зависеть от технологии подъема и спуска, средств механизации и автоматизации, используемых при выполнении спуско-подъемных операций, а также типа глубинного насоса, спущенного в скважину. При подъеме труб автоматом состав приемов несколько видоизменяется.

Приемы, составляющие операцию, являются ручными, машинно-ручными и чисто машинными. Поэтому норма штучного времени tшт на подъем (спуск) определяется по формуле:

,

где tр, tм.р, tм — норматив времени на выполнение соответственно ручных, машинно-ручных и машинных приемов.

Нормативы времени на ручные и машинно-ручные приемы устанавливают на основании данных хронометражных наблюдений и замеров времени на выполнение этих приемов.

Машинными приемами являются при подъеме труб непосредственный «подъем трубы», при спуске «подъем порожнего элеватора». Нормативы времени на машинные приемы при спуско-подъемных операциях рассчитывают с учетом технической характеристики трактора-подъемника и технологии производства спуско-подъем­ных операций по формуле:

где tм — норматив времени на выполнение приема «подъем трубы»;

L — длина поднимаемой трубы в м;

uср — средняя скорость подъема крюка в м/мин;

k1 — коэффициент, учитывающий замедление ско­рости подъема крюка при включении и тормо­жении барабана лебедки (при включении I, II и III скоростей при подземном ремонте k1 = 1,2, при включении IV и V скоростей k1 = 1,3, при ремонте скважин, оборудованных погружными электронасосами, k1 = 1,5).

Нормы времени на спуско-подъемные операции, приведенные в справочнике ЕНВ, рассчитаны для труб длиной 7 м и 14 м (двухтрубка). При подъеме труб длиной более 7 м или 14 м к нормам времени применяют поправочные коэффициенты на основе данных о средней скорости подъема крюка uср:

где dcp — средний диаметр барабана лебедки в м;

п — число оборотов барабана лебедки в минуту;

i — число струн оснастки талевого механизма.

Средний диаметр барабана лебедки и среднюю скорость подъема крюка определяют в том же порядке, что и при расчете машинного времени на подъем бурильных труб. Та же, что и в бурении, последовательность сохраняется при определении грузоподъемности лебедки и допускаемого количества поднимаемых труб.

В справочнике ЕНВ даны нормы штучного времени на подъем и спуск труб однотрубками, двухтрубками в зависимости от их диаметра, оснастки по каждому типу подъемника. Там же приведены техническая характеристика подъемника и допускаемое количество подъема труб на каждой скорости.

Читайте также:  Когда считают ремонт капитальный

Кроме подготовительно-заключительных и основных работ в нормативную продолжительность подземного ремонта включается время на переезд подъемника, на установку и снятие автоматов по свинчиванию и развинчиванию штанг и иасосно-компрессорных труб, на заправку подъемника, на заполнение колонны труб водой для проверки работы глубинного насоса и некоторые другие вспомогательные работы. Нормы времени на все эти виды работ, кроме заполнения колонны труб водой, определяют на основании фотографии рабочих процессов. В нормах указанного справочника ЕНВ не учтено время на выполнение различных мелких вспомогательных и ремонтных работ. Поэтому в нормативную продолжительность подземного ремонта включается дополнительно 0,4% нормы времени па каждые 100 м глубины подвески насосно-компрессорных труб.

Например, при глубине подвески 1200 м и нормативной продолжительности подземного ремонта 20 ч надбавка к норме будет равна

1200 × 0,4 / 100 = 4,8%, или 20 × 4,8 / 100 = 0,96 ч.

| следующая лекция ==>
Конденсаторные установки |

Дата добавления: 2016-05-05 ; просмотров: 2211 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Капитальный ремонт скважин нормирование

Глобализация экономики и проблематика роли России на мировой арене определяют необходимость развития теоретических и методологических аспектов эффективного роста отечественной промышленности. К тому же современный технологический уклад промышленных структур на мировых отраслевых рынках требует поиска путей повышения конкурентоспособности российских предприятий.

К тому же складывающаяся ситуация приводит к тому, что ухудшаются условия экономического роста предприятий нефтяного сектора экономики, снижается эффективность их деятельности, приводящей к поиску новых возможностей по рациональности использования всех видов ресурсов.

Поэтому в настоящее время одним из существенных факторов удержания своих позиций на мировом уровне российскими нефтяными компаниями является активизация ими внутренних резервов наряду с учетом факторов изменения внешней среды.

Постоянно изменяющиеся потребности рынка, ориентация производства товаров и услуг на потребности клиентов, непрерывное совершенствование технических возможностей и сильная конкуренция, приводит к тому, что менеджменту предприятия необходимо в большей степени делать акцент на управление сквозными процессами, связывающими воедино деятельность подразделений предприятия.

Надо учитывать, что нефтяные компании отличаются большей сложностью в принятии управленческих решений, начиная от управления сырьевыми активами и консервации скважин и заканчивая разработкой новых месторождений и вводом в действие новых производственных мощностей. Все это отражается на формировании и управление инвестиционной политикой компании, определяя ее финансовое состояние и производственные возможности.

Следовательно, существует острая необходимость в использовании новых инструментов и методов, способных помочь предприятиям функционировать эффективнее.

Требуется не только систематический, но более тщательный анализ эффективности построения всех процессов производства и потребления ресурсов, учитывая все затраты и мероприятия по их оптимизации.

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является капитальный ремонт скважин.

Капитальный ремонт скважин (КРС) – это совокупность работ, которая связана с возобновлением работоспособности эксплуатационных колонн, призабойной зоны пласта, цементного кольца, ликвидация аварий, подъем и спуск оборудования для раздельной эксплуатации и закачки [4, с. 158].

Капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособного состояния подземной части используемого оборудования и эксплуатирующего горизонта, а также с проведением мероприятий по охране недр. По капитальному ремонту скважин проводятся работы по устранению нарушений, происшедших в эксплуатационной колонне, по изоляции вод, по возврату на вышележащие горизонты и углублению скважин.

О капитальном ремонте целесообразно задуматься в тех случаях, когда обнаружены отклонения от заданных параметров в продуктивном горизонте, призабойной зоне, повреждены конструктивные элементы скважины [1].

В настоящее время большинство месторождений России характеризуются поздней стадией эксплуатации, в результате чего наблюдается снижение добывающих возможностей скважин и рост обводненности продукции. Все это приводит к убыточности эксплуатации скважин и к снижению эффективности работы всего нефтегазодобывающего предприятия.

Поэтому, чтобы повышать эффективность работы нефтегазодобывающих предприятий, необходимо разрабатывать новые формы организации работ ремонтных бригад и обслуживания месторождений, направленные на повышение нефтедобычи, прибыли и уменьшение затрат.

Читайте также:  Проверить дату проведения капитального ремонта

Актуальность темы заключется в том, что на сегодняшний день предприятия мало внимания уделяют различным методикам расчета нормативного количества вахт или бригад, чаще всего рассчитывая эти показатели лишь исходя из экономических соображений.

Необходимость нормирования труда в значительной мере объясняется тем, что работник и работодатель экономически заинтересованы в применении обоснованных норм трудовых затрат, рациональном использовании рабочего времени как по продолжительности, так и по степени интенсивности труда [2, с. 177].

Существующая методика расчета оптимального количества бригад капитального ремонта скважин на предприятиях нефтяной промышленности основана на расчете годового фонда рабочего времени и продолжительности ремонтных работ [1]:

Nвахт = Тр / Тг (как правило, берется 1795 часов), (1)

где Nвахт – количество вахт;

Тр – общая продолжительность ремонта;

Тг – годовой фонд рабочего времени;

Общая продолжительность ремонта рассчитывается следующим образом [1]:

где R – количество ремонтов;

Тср – средняя продолжительность ремонта, час.

Нормативное количество бригад капитального ремонта скважин можно рассчитать, используя следующую формулу [1]:

Nбр = Nвахт * 0,67 / 1,75, (3)

где 0,67 – отношение рабочих дней (246 дн.) к календарным (365 дн.),

1,75 – Коэффициент сменности основных бригад КРС, работающих в две смены, по графику с выходными днями.

Nбр = (R* Тср) / Тг * 0,67 / 1,75. (4)

Учитывая реальную потребность цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ) и месторождения в целом и то, что данные виды работ проводятся на основе конкурса сторонними организациями-подрядчиками, можно предложить методику расчета оптимального количества бригад КРС в ЦДНГ, в основе которой заложено достижение запланированной успешности нефтяных ремонтов.

Статистическими методами анализа определим коэффициент успешности. Коэффициент успешности Кусп – отношение количества успешных ремонтов (Rу) к общему количеству ремонтов (R) и определяется как

Кусп. = , (5)

И, следовательно, количество бригад КРС можно рассчитать по формуле:

Nбр = (Rн*Кусп* Тср) / Тг * 0,67 / 1,75, (6)

где Rн – нефтяные ремонты.

Ремонты можно считать успешными, когда показатели, по которым необходимо было получить улучшения, показали прирост или остались на прежнем уровне. К таким показателям относят: обводненность скважины, прирост суточного дебита нефти, индекс доходности и т.д.

Статистика ремонтов КРС НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть» за 2013 г.

Данная методика была апробирована в НГДУ «Альметьевнефть», являющимся структурным подразделением вертикально-интегрированной компании ПАО «Татнефть», имеющим свою организационную структуру и функциональные обязанности. Данное предприятие занимается разработкой месторождений в северо-восточной части республики Татарстан.

На рисунке представлена статистика ремонтов КРС за 2013 г., где за год было проведено 260 ремонтов, из которых 177 были успешными.

Коэффициент успешности в этом случае будет составлять: Кусп = принимается равным 0,68.

Подставляем найденный коэффициент успешности и находим оптимальное количество бригад:

Nбр =

Округляя до большего целого, оптимальное количество бригад КРС равно: Nбр = 10.

Так же необходимо учесть потребность цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ) и месторождения в целом.

Учесть данную потребность можно путем введения в методику поправочного показателя – «Норма необходимости проведения работ (Ннпр)», используя при этом отчетно-статистический метод, который основан на анализе данных статистической отчетности о фактическом количестве работ капитального ремонта скважин за предшествующие периоды. Алгоритм расчета норматива необходимости проведения работ по статистическому методу состоит из следующих этапов:

1. Расчет значения необходимости проведения работ по капитальному ремонту скважин (количество ремонтов в день). Для этого используется формула [5, с. 157]:

Крем в день = (7)

где Крем план – плановое количество ремонтов в год,

Тк – календарный фонд времени (365 дней).

2. Расчет среднего значения необходимости проведения работ по капитальному ремонту скважин (Ннпр):

Ннпр = , (8)

где n – число периодов (3 года).

Расчет данного показателя приведен в табл. 1.

Расчет нормы необходимости проведения работ по КРС (рем. в день)

Источник