Сулейманов А. Б, Караптелов К.А., Яшин А.С. Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин
Москва «Недра» 1984г. 224 с. Приведены типовые задачи по технике, технологии текущего и капитального ремонта скважин, даны технические характеристики оборудования и инструмента и переводные таблицы, необходимые для их решения, а также примеры расчетов для производства ремонтно-изоляционных и ловильных работ.
Глава I. Некоторые задачи о физических свойствах нефтегазосодержащих пород Определение пористости и проницаемости нефтесодержащих пород Определение гранулометрического (механического) состава пород
Определение удельной поверхности породы
Определение термических свойств горных пород
Определение температуры на забое скважины при циркуляции рабочей жидкости во время ремонта
Глава II. Обследование и исследование скважин
Исследование скважин методом установившихся режимов работы
Исследование скважин при неустановившихся режимах работы 12 Расчет давления в скважине при использовании различных промывочных жидкостей
Определение относительного давления в системе скважина—пласт 17 Определние плотности бурового раствора, применяемого для предупреждения выброса
Определение снижения давления на пласт после подъема промывочных труб
Определение изменения температуры по длине эксплуатационной колонны
Глава III. Наземные сооружения, оборудование и инструмент
Выбор вышки, оборудования и оснастки талевой системы для производства работ в скважине
Определение коэффициента запаса прочности вышки
Определение горизонтальной составляющей нагрузки от массы свечей 29 Выбор диаметра и типа каната для оснастки талевой системы
Определение числа рядов талевого каната на барабане лебедки подъемника
Определение скорости подъема крюка
Определение числа труб, поднимаемых на каждой скорости подъемника
Определение времени на спуск и подъем инструмента
Расчет талевого каната на прочность
Проверочный расчет талевого каната на прочность
Определение потребной длины талевого каната
Определение нагрузки на крюке при спуке колонны в искривленную скважину
Глава IV. Ремонтно-исправительные работы
Ремонт и герметизация устья скважин
Исправление дефектов в колонне
Метод одновременного определения места негерметичности эксплуатационной колонны и ее ремонта цилиндрическими обечайками, изготовленными из полосовой стали и других материалов
Расчет натяжения обсадных колонн
Определение влияния температуры и давления на работу эксплуатационной колонны
Определение удлинения эксплуатационной колонны
Расчет установки пакеров и якорей
Глава V. Изоляционные и возвратные работы
Некоторые данные о тампонажных материалах
Расчет цементирования скважин
Расчет колонны заливочных труб
Определение глубины установки конца заливочных труб при цементировании скважины под давлением через отверстия фильтра или дефект в колонне
Расчет цементирования скважины под давлением
Определение гидравлических сопротивлений
Цементирование нефтецементным раствором
Цементирование пеноцементным раствором
Цементирование с применением пакеров
Цементирование тампонажными смесями
Определение нагрузки, действующей при цементировании эксплуатационной колонны
Регулирование свойств тампонажного раствора
Определение качества цементирования скважин
Глава VI. Крепление пород призабойной зоны скважин и способы ликвидации песчаных пробок
Ограничение поступления песка в скважину
Выбор песка для гравийного фильтра
Крепление пород призабойной зоны
Промывка скважин для удаления песчаных пробок
Определение глубины установки промывочного устройства в скважине, эксплуатирующейся компрессорным способом
Определение глубины установки пром-ывочного устройства в глубиннонасосных скважинах
Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки
Чистка песчаных пробок в скважинах с помощью гидробура
Глава VII. Ловильные работы
Определение допустимой растягивающей нагрузки на ловильный инструмент
Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченных бурильных или НКТ
Определение основных показателей при ликвидации аварий по ускоренной технологии
Определение силовых параметров для расхаживания труб при ловильных работах по ускоренной технологии
Определение числа оборотов бурильной колонны при ловильных работах
Определение длины неприхваченной части бурильной колонны
Определение’ давления в насосе гидравлического домкрата
Определение глубины поломки бурильных труб
Расчет нефтяной (водяной, кислотной) ванны
Глава VIII. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин
Гидравлический разрыв пласта
Определение потерь напора в перфорационных отверстиях
Определение экономической эффективности гидравлического разрыва пласта
Гидропескоструйная перфорация
Определение гидравлических потерь
Обработка призабойной зоны скважин соляной кислотой
Термокислотная обработка
Глава IX. Зарезка и бурение второго ствола
Выбор конструкции скважины, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола
Вскрытие окна в колонне
Определение длины окна
Определение оптимального отклонения нового забоя от старого при зарезке и бурении второго ствола
Режим бурения
Определение осевой нагрузки на долото
Определение подачи насоса
Определение подачи поршневого насоса
Определение диаметра втулки насос
Определение скорости и времени подъема частиц выбуренной породы
Определение скорости истечения бурового раствора из насадок долота
Определение гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе при бурении второго ствола
Определение количества глины и воды, потребных для приготовления глинистого раствора заданной плотности
Определение количества утяжелителя, расходуемого для повышения плотности бурового раствора
Определение количеств бентонитовой глины, утяжелителя и воды, необходимых для приготовления утяжеленного раствора заданной плотности
Выбор плотности бурового раствора, применяемого для предотвращения поглощения жидкости
Расчет эксплуатационной колонны
Спуск эксплуатационной колонны
Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Расчет цементирования хвостовика
Определение объема буферной жидкости, необходимой для цементирования эксплуатационной колонны
Приложения
Источник
Расчеты капитального ремонта скважин
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.
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