Совершенствование капитального ремонта скважин

Совершенствование 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

Клуб студентов «Технарь». Уникальный сайт с дипломами и курсовыми для технарей.

Все разделы / Нефтяная промышленность /

Совершенствование техники и технологии проведения КРС с применением гибких труб-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегаз

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Совершенствование техники и технологии проведения КРС с применением гибких труб-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гибких труб обусловлено следующими их преимуществами:
• при исследовании скважин:
– обеспечение возможности доставки приборов в любую точку горизонтальной скважины;
– высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами;
• при выполнении подземных ремонтов:
– отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта;
– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб;
– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата;
– исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями;
Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, в частности, следующими факторами:
• к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема;
• обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей.
ЦЕЛЬ:
Провести промывку «СТОПа» ГРП до глубины 3066 м. После промывки, по согласованию с заказчиком произвести открытие порта, путем нагнетания давления.
ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ:
Скважина: Нефтяная Искусственный забой: 3484 м Хвостовик: 114.3 мм Длина горизонтального участка: 500 м Пластовое давление: 210 атм
Показываю чертеж Схема скважины

Перед началом работ необходимо:
1. Завезти оборудование и рабочие жидкости.
Внимание: Весь персонал на локации должен носить СИЗ, включая, но не ограничиваясь: спецодежда, защитные очки, ботинки с металлически носком, защитный шлем, средства защиты органов слуха, и др.
2. Убедиться в том, что устьевая арматура герметична, т.е. отсутствуют пропуски.
Показываю чертеж Схема обвязки устья скважины
3. Перед расстановкой оборудования провести собрание по технике безопасности для всего персонала

Технология промывки песчаной пробки водой
Суть предлагаемого метода очистки забоя скважины с использованием гибких труб (колтюбинга) заключается в следующем:
— промывку производят без глушения скважин;
— размыв песчаной пробки ведется струей воды через насадку на конце колтюбинга;
— продукты разрушения пробки водой выносятся по кольцевому пространству НКТ — колтюбинг;
— после ремонта скважина вводится в эксплуатацию освоением компрессорным способом (после извлечения колтюбинга).
Показываю чертеж Промывка песчаной пробки

В результате совершенствования техники и технологии проведения КРС произошло увеличение дебита скважины на 20,7 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6896 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3150,86 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности совершенствования техники и технологии проведения КРС.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели

Вопрос 1. В чем состоят недостатки применения КГТ?
• самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;
• невозможность принудительного проворота КГТ;
• ограниченная длина труб, намотанных на барабан;
• сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.

Вопрос 2. Из каких узлов состоит колтюбинговая установка?
Установка представляет собой самоходную нефтепромысловую машину, состоящую из следующих основных узлов:
— колтюбингового оборудования;
— автомобиля с площадкой под монтаж колтюбингового оборудования, рабочими площадками, лестницами и смонтированными на заднем свесе гидроманипулятором для проведения вспомогательных и монтажных работ;
— оборудования устья, включающего превентор и герметизатор устья для проведения СПО под давлением.

Вопрос 3. Назначение превентора?
Превентор должен обеспечивать свободный пропуск колонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной ситуации он либо герметизирует полость колонны насосно-компрессорных труб, в которую спущена гибкая труба, либо удерживает последнюю в подвешенном состоянии, либо перерезает ее, либо перекрывает поперечное сечение скважины.

Вопрос 4. Как изменить дебит скважины с ШСНУ?
Необходимо изменить число качаний сменой шкива на валу электродвигателя. Или изменить длину хода сальникового штока путем перестановки шатуна в то или иное отверстие на кривошипе.
ВВЕДЕНИЕ

Приоритет в области конструирования, изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких труб (КГТ) принадлежит фирмам США и Канады.
Основной особенностью описываемого оборудования явля¬ется работа гибкой трубы при наличии пластических де¬фор¬ма¬ций, что требует создания труб с принципиально иными свойствами, чем изготавливаются в настоящее время. До¬ста¬точно интенсивные работы в этом направлении наши специали-сты ведут под эгидой ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» НК «ЛУКОЙЛ».
Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гиб-ких труб обусловлено следующими их преимуществами:
• при исследовании скважин:
– обеспечение возможности доставки приборов в любую точку гори-зонтальной скважины;
– высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами;
• при выполнении подземных ремонтов:
– отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из след-ствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктив-ного пласта;
– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб;
– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата;
– исключается загрязнение окружающей среды технологической и пла-стовой жидкостями;
• при проведении буровых работ:
– исключается возникновение ситуаций, связанных с внезапными вы-бросами, открытым фонтанированием;
– обеспечивается возможность бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным образом и сов-мещать процесс бурения с отбором пластовой жидкости;
– становится возможным выполнять разрушение породы в условиях депресии;
– обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков сква-жин;
– становится возможным применять устройства, информирующие бу-рильщика о режимах бурения и оперативного уп¬равления процессом про-водки скважины. При работе с подоб¬ным оборудованием реализуется «эф-фект присутствия» опе¬ра¬тора установки на забое скважины.
Весьма важным при проведении любых работ в скважине является ре-шение социальной задачи – исключается значительный объем операций, вы-полняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде. Хо-тя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию труб в настоящее время механизированы, объем ручного труда остается значитель-ным. К ним относятся управление ключом, выброс труб на мостки и т.д.
В ряде случаев, это касается, прежде всего, работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится выполнение любых работ в горизон-тальных участках большой длины.
При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использо-вание КГТ особенно эффективно.
В нашей стране до сих пор не сформировалась и не устоялась терми-нология этой новой области нефтепромысловой техники и технологии. Ос-новным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция «coiled tubing» – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку.
Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся:
• самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;
• невозможность принудительного проворота КГТ;
• ограниченная длина труб, намотанных на барабан;
• сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.
В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает применения агрегатов ПРС, подъемни-ков и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно до-полняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности.
В то же время область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работа¬ющих над созданием и совер-шенствованием оборудования, су¬ществует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные проектные решения по разработке

Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения про-ектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ11 (3,3%) и БВ7. Реализация проектных решений ведется только на объекты БВ8-10 и ЮВ1.
Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пла-стового давления. Проектной, на объекты БВ8-10, является трехрядная, бло-ковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600 м. По пласту ЮВ1 – пло-щадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке. По Пов-ховскому месторождению имеется 12 основных проектных и научно-исследовательских документов (таблица 6). Проектирование разработки начато с 1976 г., когда институтом ВНИИнефть составлена первая техноло-гическая схема разработки (протокол №430 от 25.02.76 г.).
Технологическая схема утверждена со следующими основными показа-телями:
— выделение одного объекта разработки – БВ8;
— максимальный уровень отбора нефти – 5 млн. т;
— разбуривание залежи по равномерной сетке 600 x 600 м с площад-ным заводнением;
— количество скважин: эксплуатационных – 823, нагнетательных – 414.
Дальнейшее изучение месторождения значительно изменило представ-ление о его геологическом строении. В частности, на южной периклинали структуры выявилась крупная зона отсутствия коллекторов, также расшири-лись границы замещения коллек¬торов глинами на восточном и западном крыльях структуры. Одновременно с этим но¬вые разведочные скважины по-казали развитие залежи в северном направлении и значительное увеличение запасов нефти. В соответствии с изменением границ залежи изменилось ме-стоположение около половины проектных скважин, т.е. половина проектного фонда в южной части месторождения оказалась в зоне отсутствия пласта. В то же время, появилась возможность разместить почти столько же скважин в северной части площади.
И в 1978 году была составлена новая технологическая схема, утвер-жденная протоколом ЦКР №613 от 18.05.1978 г., которой предусматрива-лось:
— максимальный проектный уровень добычи нефти – 6,3 млн. т/год;
— бурение скважин – 889 добывающих, 414 нагнетательных, 120 ре-зервных;
— применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с расстоянием между ними 600 м (с последующим пе-реходом на избирательное заводнение). В 2010 году было выполнено До-полнение к Проекту разработки Повховского месторождения, которое было принято ЦКР Роснедра в апреле 2011 года (протокол №4565 от 29.04.11 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями:

Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате совершенствования техники и технологии проведения КРС произошло увеличение дебита скважины на 20,7 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6896 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3150,86 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от совершенствования техники и технологии проведения КРС в сумме 29,27 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 43,21 млн. руб. и превысила сумму прибыли, получаемую до внедрения ме-роприятия на 39,61 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3150,86 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности совершенствования техники и технологии проведе-ния КРС.

Области применения колонн гибких труб достаточно разнообразны. Это и проведение подземного ремонта, и эксплуатация скважин, и решение вопросов, связанных с транспортированием углеводородной продукции. В настоящее время КГТ применяют при эксплуатации скважин в качестве стан-дартных лифтовых колонн при подъеме жидкости и сифонных при добыче газа. При подземном ремонте скважин номенклатура операций, выполняе-мых с их помощью, достаточно разнообразна – велика при освоении сква-жин, текущем и капитальном подземном ремонте, воздействии на пласт и призабойную зону, забуривании вторых стволов и т.д. С помощью КГТ можно проводить работы по растеплению замерзших промысловых трубо-проводов, транспортирующих жид¬кость или воду. Кроме того, КГТ исполь-зуют в качестве обсадных колонн (преимущественно в горизонтальных сква-жинах), хвостовиков, рабочих колонн для намыва гравийных фильтров, внутри промысловых трубопроводов.
С самого начала был принят курс на создание новых оригинальных конструкций, основанных на использовании отечественной элементной базы. При этом был проделан трудный путь от изготовления и эксплуатации обо-рудования с механическим приводом до создания полностью гидрофициро-ванных установок.
Помимо технических разработок, большое внимание уделялось разви-тию производственных мощностей для изготовления отечественных гибких труб («ЛУКтрубмаш», г. Челябинск), а также новых технологий. Например, впервые в мировой практике в ТПП «Когалымнефтегаз» начали выполнять операции подземного ремонта, связанные со спуском колонны гибких труб в кольцевое пространство скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами.
В настоящее время развитие данного направления техники в нашей стране идет быстрыми темпами, все, что нужно для этого, в России есть – кадры высокой квалификации и производственные мощности. Имеется также и насущная потребность на промыслах в новом оборудовании, обеспечива-ющем повышение производительности труда, снижающем производственные расходы и повышающем культуру производства.
Решение этой задачи будет реализовано только в результате совмест-ных усилий проектировщиков, изготовителей агрегатов и гибких труб, и, наконец, потребителей оборудования. читателей за рекомендации, пожела-ния и возможные замечания.
Анализ использования КТГ в условиях разработки и эксплуатации га-зовых месторождений показал, что применение КТГ в процессе ремонта скважин является эффективным и перспективным направлением.

Размер файла: 7,8 Мбайт
Фаил: (.rar)

Источник