Среднее время ремонта скважины
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
Расчет показателей по текущему ремонту скважин
Пронормировать продолжительность текущего ремонта скважины №1325 при смене ШГН на ЭЦН для Самотлорского месторождения, рассчитать фактическое время ремонта (таблица 14). Данный ремонт начат в 00:00 час. 10.12.09 г. Сделать выводы при сравнении фактической и нормативной продолжительности ремонта.
Рассчитать коэффициент эксплуатации, межремонтный период работы скважины за отчетный год (2009 г.) при условии проведения следующих ремонтов на данной скважине (табл. 13):
В таблице 13 рассчитывается производительное время каждого ремонта. После расчета фактической продолжительности ремонта в рамках таблицы 14 данные заносятся в таблицу 13. Рассчитывается итого производительное время.
Расчет показателей по текущему ремонту скважин
| Наименование ремонта | Начало ремонта | Окончание ремонта | Производительное время, час |
| Текущий ремонт | 16.02.09 00:00 | 18.02.09 18:00 | |
| Текущий ремонт | 15.03.09 02:00 | 18.03.09 07:00 | |
| Текущий ремонт | 22.05.09 14:00 | 25.05.09 18:00 | |
| Текущий ремонт | 21.07.09 08:00 | 23.07.09 23:00 | |
| Текущий ремонт | 12.09.09 14:00 | 15.09.09 10:00 | |
| Текущий ремонт | 10.12.09 00:00 | ||
| ИТОГО | |||
| Количество ремонтов | |||
| Календарное время | |||
| Коэффициент эксплуатации скважины | |||
| Межремонтный период работы скважины |
Далее производится расчет коэффициента эксплуатации скважин и межремонтного периода работы скважины (МРП) по следующим формулам:
, (41)
1’де Кэ — коэффициент эксплуатации скважин; Т отр — время работы скважины; Тк календарное время работы скважины; Тпр — производительное время ремонтов скважины.
, (42)
где Р — количество ремонтов.
Сравнение фактической и нормативной продолжительности ремонта при смене ШГН на ЭЦН
| № п/п | Наименование работ | Нормативная продолжительность, час | Фактическая продолжительность, час | +/- отклонение, час |
| Планировка территории перед ремонтом | 0,42 | 0,42 | ||
| Планировка территории после ремонта | 0,28 | 0,28 | ||
| Расстановка оборудования | 0,58 | 0,58 | ||
| Отпаривание фонтанной арматуры | 0,52 | 0,40 | ||
| Устройство временного фундамента | 0,32 | 0,35 | ||
| Разборка временного фундамента под агрегат | 0,14 | 0,14 | ||
| Демонтаж исследовательских площадок | 0,28 | 0,32 | ||
| Монтаж исследовательских площадок | 0,65 | 0,61 | ||
| Монтаж подъемного агрегата | 0,72 | 0,70 | ||
| Демонтаж подъемного агрегата | 0,57 | 0,54 | ||
| Сборка линии долива | 0,32 | 0,41 | ||
| Разборка линии долива | 0,22 | 0,20 |
| Монтаж передвижной рабочей площадки | 0,77 | 0,60 |
| Демонтаж передвижной рабочей площадки | 0,35 | 0,36 |
| Установка передвижных приемных мостков | 0,27 | 0,35 |
| Снятие передвижных приемных мостков | 0,12 | 0,11 |
| Установка заземления | 1,85 | 1,86 |
| Снятие заземления | 1,25 | 1,26 |
| Подключение прожекторов | 1,13 | 1,18 |
| Отключение прожекторов | 1,13 | 1,15 |
| Установка гидравлического индикатора веса | 0,35 | 0,35 |
| Снятие гидравлического индикатора веса | 0,25 | 0,29 |
| Установка подвесного ролика | 0,19 | 0,19 |
| Снятие подвесного ролика | 0,16 | 0,18 |
| Подготовительные работы перед подъемом штанг | 0,73 | 0,71 |
| Подъем штанг | 3,19 | 3,90 |
| Подготовительные работы перед подъемом труб | 0,56 | 0,50 |
| Монтаж устьевого гермети-зирующего оборудования | 0,36 | 0,30 |
| Монтаж гидравлического ключа ойл-кантри со слайдером | 0,25 | 0,24 |
| Подъем ШГН на НКТ | 5,02 | 4,30 |
| Заключительные работы после подъема труб | 0,13 | 0,09 |
| Спуск шаблона на НКТ | 5,36 | 5,01 |
| Подъем шаблона на НКТ | 5,96 | 6,03 |
| Снятие опрессовочного клапана | 0,15 | 0,15 |
| Разгрузка ЭЦН | 0,08 | 0,08 |
| Монтаж ЭЦН | 2,78 | 2,78 |
| Спуск ЭЦН на НКТ | 7,05 | 7,09 |
| Демонтаж гидравлического ключа ойл-кантри | 0,25 | 0,25 |
| Заключительные работы после спуска ЭЦН | 1,36 | 1,39 |
| Демонтаж устьевого гермети-зирующего оборудования | 0,26 | 0,26 |
| Подготовительные работы перед опрессовкой кабельного ввода | 0,59 | 0,59 |
| Опрессовка кабельного ввода | 0,32 | 0,30 |
| Погрузка насоса, насосных штанг | 0,20 | 0,30 |
| Демонтаж автоматического намывателя | 0,89 | 0,85 |
| ИТОГО | ||
| Смена вахт | 2,08 | 2,08 |
| Заправка подъемного агрегата ГСМ | 0,47 | 0,47 |
| Ремонтные работы (норма 6%) | 2,10 | |
| Непредвиденные работы (норма 4%) | 1,40 | |
| ВСЕГО |
Выручка от реализации услуг ТРС рассчитывается путем умножения стоимости 1 бр.-часа на производительное время (табл. 15).
Источник