Организация производства и расчет производственной программы бурового предприятия

К числу показателей характеризующих объем производства буровых предприятий можно отнести

1. Число скважин законченных бурением (строительством) и введенных в эксплуатацию.

2. Число метров проходки с выделением числа метров по законченным скважинам

3. Общий объем буровых работ в натуральном (метры проходки, бригадо-часы) и стоимостном выражении.

На показатели производственной программы в наибольшей степени оказывают влияние

1. Полный цикл строительства скважины включает следующие этапы

1. Подготовительные работы по строительству буровой скважины.

Данный этап предполагает проведение следующих работ

- Построение внутрипромысловой дороги, складов и т.д.

- Организация производственной площади для хранения дизельного топлива и прочих ТМЦ.

Данные работы как правило выполняются специализированными организациями и финансируются непосредственно заказчикам бурения (строительства скважины)

На данном этапе также происходит расчистка и планировка площадки для строительства и монтажа буровой вышки

2. Строительство буровой вышки и привышечных сооружений.

На данном этапе проводятся работы по сооружению фундамента и монтажу буровой вышки

3. Монтаж механического и энергетического оборудования

4. Подготовительные работы к бурению скважины

- Сборка бурильных труб

- Бурение шурфа под направление

- Спуск направления.

5. Технологическое время бурения скважины

1. Время механического бурения

2. Производительное время бурения:

1. Спуско-подъемные операции – самая трудоемкая часть операций на которую приходится 15-40% времени от полного цикла строительства. Рассчитываются по формуле

Т_СП=(t_СП*n_СП)/K

t_СП – время спуско-подъемных операций на один метр проходки

n_СП – общее число долблений при бурении скважин

K – коэффициент изменения продолжительности спуско-подъемных операций на одно долбление. Данный коэффициент зависит от средней глубины скважины (Г_СР)

Если Г_СР < 3000м К = 0,00489 * Г_СР – 1,803

Если Г_СР > 3000м К = 0,00399 * Г_СР – 1,13

Средняя глубина скважин (Г_СР) рассчитывается по формуле

Г = О_Б/N

О_Б – общий объем буровых работ в метрах проходки

N – общее число скважин законченных строительством

2. Время крепления скважин (Т_КР)

Т_КР=О_Б*t_КР/Г_СР

T_КР - время крепления на один метр проходки

3. Время вспомогательных операций

Т_ВСП = t_ВСП*П_Р*n_СП/0,55*К*+0,45

П_Р – проходка в метрах за одно долбление

t_ВСП – время вспомогательных работ на один метр проходки

3. Время ремонтных работ

Планируется на уровне 5-6% от производительного времени и включает время на ремонт бурового оборудования по объективным причинам (не по вине буровой бригады)

4. Время ликвидации осложнений

Обусловлено возникновением осложнений при бурении и вспомогательных работах в бурении в том случае если отдельные виды работ превышают принятые нормативы и затягивают процесс бурения

Т_ОСЛ = Т_ВСП*К_О*0,1

К_О – коэффициент сокращения продолжительности работ по ликвидации осложнений

6. Непроизводительное время бурения

1. Ликвидация аварий

В процессе бурения скважины могут возникать различного рода аварии по причинам

- Некачественные оборудование и запчасти

- Непрофессионализм и халатное отношение буровой бригады и т.д.

Данное время заказчиком не оплачивается и является убытками бурового предприятия.

2. Организационные простои

1. По вине заказчика – потери времени связанные с не своевременными организационно-техническими решениями (строительство дороги, прочие подготовительные работы) или не своевременным предоставлением технической информации. Данное время подлежит частичной оплате.

2. По вине подрядчика

1. По вине бурового предприятия – потери времени по причинам не компетентности производственного менеджмента бурового предприятия

2. По вине суб-подрядчика – потери времени по вине подрядчика оказывающего определенные услуги буровому предприятию (услуги транспорта, снабжение ТМЦ и т.д.)

Данные потери времени компенсируются суб-подрядчиком буровому предприятию по средствам выставления претензии (штраф, неустойка)

7. Испытания скважины на продуктивность.

8. Демонтаж буровой вышки и оборудования: проводятся после окончания работ по испытанию скважины на продуктивность, т.е. когда решены все геолого технические задачи, стоящие перед данной скважиной. Демонтированное оборудование при его неисправности необходимо транспортировать на производственную базу для ремонта, в том случае если оно исправно, то его перевозят на кустовую площадку для строительства новой скважины.

При суммировании времени затраченного на 1-8 получаем полный цикл строительства скважины.

2. Показатели скорости бурения скважины. В основу показателя скорости бурения скважин положены общий объем буровых работ в метрах проходки и время бурения с разбивкой на отдельные элементы.

1. Механическая скорость проходки (Vмех)

vмех=Об/Тмех, где

Тмех – время механического бурения

2. Рейсовая скорость проходки

vр=Об/(Тмех+Тсп)

3. Техническая скорость проходки

vтех=Об/Ттех,

где Ттех – технологическое время бурения

4. Коммерческая скорость проходки.

Vк=Об/(Ттех+Тнп)

Где Тнп – непроизводительное время бурения

5. Цикловая скорость проходки

Vц=Об/То

Где То-полный цикл строительства скважин

Наиболее часто используемым показателем для оценки скорости бурения является коммерческая скорость проходки.

Организация производства и расчет производственной программы предприятий нефтяной и газовой промышленности.

План

1. Режимы эксплуатации залежи, способы добычи нефти.

2.Фонд скважин. Показатели, характеризующие эффективность использования фонда скважин.

3. Расчет производственной программы для предприятий НГ промышленности

4. Расчет производственной программы по добыче попутного газа.

1. Режимы эксплуатации залежи, способы добычи нефти.

Показатели производственной программы и показатели эффективности нефтегазодобывающих предприятий во многом определяются режимом эксплуатации залежи.

1. Режим вытеснения жидкости, растворенным газом:

- в определенных условиях залежь может не иметь газовой шапки, а весь газ, находящийся в залежи растворяется в нефти (жидкости). Когда скважина заканчивается бурением и буровой раствор откачивается из колонны скважины, нефть под действие давления оказываемого растворенным газом выдавливается в ствол скважины. Данная жидкость является газонефтяной смесью, т.е. содержит газовые «пузыри», которые легко выносят находящуюся в пласте жидкость на поверхность (Эффект Шампанского).

Данный режим эксплуатации имеет место только на ранних стадиях разработки и эксплуатации месторождения, так как с течением времени пластовое давление снизится и исчезнут силы, вынуждающие двигаться нефть по скважине на поверхность.

2. Режим газовой шапки (газонапорный). Во многих залежах над нефтью имеется свободный газ (газовая шапка), который является важным источником энергии. По мере того, как пластовое давление начинает снижаться, газ заполняет пространство, освободившееся после извлечения нефти.

3. Водонапорный режим. Когда давление в залежи становиться крайне низким, объем добычи можно восстановить путем закачки воды в пласт. Вода закачивается в скважины, находящиеся недалеко от продуктивных скважин и проталкивает нефть к последней (продуктивной скважине). В этом случае вода двигается в том направлении, где давление понижено. Тем самым обеспечивая естественное вытеснение нефти водой.

4. Гравитационный режим – данный режим имеет место в пластах с очень высокой проницаемостью, при низкой вязкости нефти.

Режим эксплуатации определяет способы добычи нефти:

1. Фонтанный способ – когда пластовой энергии достаточно, для подъема жидкости с забоя скважины.

2. Газлифтный способ эксплуатации – когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости, залежь может быть газирована принудительным способом, путем закачки рабочего агента (газа или воздуха) в пласт. В итоге газ растворенный в жидкости (в виде пузырьков) будет увлекать жидкость на поверхность, тем самым реализуя режим вытеснения растворенных газов.

3. Эксплуатация пласта с помощью штангового глубинного насоса (ШГН) – предполагает подъем жидкости на поверхность насосными установками за счет эффекта поршня. Работа данного насоса предполагает сборку подвески из насосных штанг, которые могут быть стальными или стеклопластиковыми. Технологические особенности данных насосов способствуют снижению межремонтного периода скважины, росту не производительного времени за счет частых установок, поломок при обрыве штанг.

4. Эксплуатация пласта при использовании электро-центробежных насосов (ЭЦН). Нашли наиболее широкое применение за счет увеличения межремонтного периода и как следствие - снижение потерь при добычи нефти.

2. Фонд скважин. Показатели, характеризующие эффективность использования фонда скважин.

Фонд скважин действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом, находится в постоянном движении. Количественные и качественные изменения в целом (фонда), во времени и по объектам находят свое отражение в отчетных документах производственных служб нефте-газодобывающих предприятиях.

Классификация фонда скважин:

1. По назначению:

1. Добывающие скважины – составляют наибольшую часть фонда, предназначенные для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

2. Нагнетательные скважины – предназначены для нагнетания в пласт специальных агентов (газ, воздух) с целью обеспечения эффективной разработки залежей.

3. Специальные скважины – предназначенные для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовки к разработке и в процессе разработки.

   1. Оценочные скважины – используются для оценки нефтенасыщенности и других параметров пластов с целью проведения геофизических исследований.

   2. Контрольные скважины – предназначены для контроля процессов протекающих в пластах при разработке залежей нефти и газа.

4. Вспомогательные скважины

   1. Водозаборные скважины – предназначены для отбора воды с целью нагнетания ее в продуктивные пласты.

   2. Поглощающие скважины – используются для захоронения попутных вод а так же других промысловых вод, в том случае, если они не могут быть использованы для заводнения пластов.

2. По времени ввода в эксплуатацию:

1. Старые скважины – это скважины, зачисленные в фонд до начала отчетного периода.

2. Новые скважины – зачисленные в фонд в течении отчетного периода.

3. По состоянию на отчетную дату – при классификации скважин по данному признаку рассматривают как правило эксплуатационный фонд.

Эксплуатационный фонд – это основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а так же скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения, для добычи из них продукции, а так же прочие скважины.

1. Действующий фонд скважин – включает скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

   1. Скважины, дающие продукцию на конец последнего дня отчетного периода.

   2. Скважины, которые в последнем месяце давали продукцию даже в небольшом количестве, но были остановлены в этом месяце и находятся в ожидании ремонта.

2. Бездействующий фонд – это скважины, которые ранее эксплуатировались на нефть и газ, но не давшие продукцию в течении последнего месяца отчетного периода, в том числе:

   1. Выбывшие из действующих в отчетном года, т.е. остановленные в течении текущего года или в месяце предшествующим отчетный период в прошлом году.

   2. Скважины, выбывшие из действующих в прошлые годы (остановленные до 1 декабря прошлого года)

3. Скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения.

4. Прочие скважины:

   1. Скважины, находящиеся в консервации – это скважины, которые определенный период времени не могут быть использованы не для какой цели и на которые оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В течении данного периода, начисление амортизации не происходит. После окончания срока консервации, скважина ликвидируется или переходит в соответствующую часть фонда.

   2. Скважины, находящиеся в ожидании ликвидации – это скважины, на которых проходят работы по ликвидации, произведено их цементирование, однако не получены документы о ликвидации в связи с не проведением рекультивации земель.

   3. Ликвидированные скважины – это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы уже выполнены.

При анализе эксплуатационного фонда скважин во времени применяют следующие показатели:

1. Коэффициент использования фонда скважин:

Ки=Тф эф/Тк эф, где

Тф эф – фактическое время работы эксплуатационного фонда.

Тк эф – календарное время работы эксплуатационного фонда.

Для расчета календарного времени необходимо фонд скважин умножить на календарную продолжительность в часах (365*24=8760).

Календарное время на остановленные скважины в рамках действующего фонда не рассчитывается.

2. Коэффициент эксплуатации скважин:

Кэ=Тф эф/Тк дф

Тф эф – фактическое время работы эксплуатационного фонда.

Тк дф – это календарное время работы действующего фонда скважин.

Пример: Рассчитать коэффициент использования и эксплуатации фонда скважин.

Ф=120 скв.

Фд=115 скв.

Тф эф=926808 ч.

Ки=Тф эф/ Тк эф=926808/(365*24*120)=0,88

Кэ=Тф эф/Тк дф=926808/(365*24*115)=0,92

3.Расчет производственной программы для предприятий НГ промышленности.

При составлении производственной программы по добычи нефти (газа), используют следующие показатели:

1. Фонд скважины (количество скважин на предприятии)

2. Среднесуточный дебет скважин (одной скважины или группы скважин) – это среднее количество нефти, добытое за сутки непрерывной работы скважины, которая определяется отношением общего объема добытой нефти за определенный период времени, показателю фонда скважин, за аналогичный период.

3. Коэффициент эксплуатации скважин.

При расчете объемов добычи нефти или газа, фонд скважин классифицируют по времени года в эксплуатацию:

1. Расчет объемов добычи нефти или газа может быть выражен суммой объемов добычи по старым и новым скважинам.

Дн=Дн ст+Дн нов, где

Дн ст – объем добычи нефти из старых скважин

Дн нов – объем добычи нефти из новых скважин.

2. Объем добычи нефти из старых скважин рассчитывается по следующей формуле:

Дн ст= Фст*qст*n*Кэ*Кизм, где

Фст – фонд старых скважин

qст – среднесуточный дебет одной старой скважины

n – продолжительность календарного периода (количество суток)

Кф – коэффициент эксплуатации скважин

Кизм – коэффициент изменения добычи нефти за счет естественного падения дебета.

3. Объем добычи нефти из новых скважин.

Дн нов=Фнов*qнов*Д, где

Фнов – фонд новых скважин

qнов-среднесуточный дебет одной новой скважины

Д – число дней работы одной новой скважины

Фонд новых скважин исчисляется из скважин введенных в отчетном периоде в эксплуатацию из эксплуатационного и разведочного бурения, а так же включает в себя освоение скважин после бурения за предыдущие года.

Фнов=Фнов эб+Фнов рб+Ф нов осв, где

Фнов эб – это фонд скважин введенных в эксплуатацию из эксплуатационного бурения

Фнов рб – это фонд новых скважин введенных в эксплуатацию из разведочного бурения.

Фнов осв – это скважины освоенные после бурения.

Фонд скважин введенных из эксплуатационного и разведочного бурения могут быть рассчитаны исходя из общего объема буровых работ и средней глубины скважины.

Фнов=Бэ/Гср э

Фнов рб=Бр/Гср р , где

Бэ, Бр – объем эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Гср э, Гср р – это средняя глубина скважин эксплуатируемых на нефть и газ.

Среднее число дней работы одной новой скважины рассчитывается:

Д=(n/2)*Кэ нов, где

Кэ нов – коэффициент эксплуатации новых скважин

n – количество дней определенного календарного периода.

4.Расчет производственной программы по добыче попутного газа.

Покупный газ является неотъемлимой частью добываемой жидкости при эксплуатации месторождения. При расчете производственной программы по добыче попутного попутного газав качестве основы выступает

Попутного газа в качестве основы выстпуает значение газового фактора.Газовый фактор отражает концентрацию попутного газа добываемой жидкости.

В современных условиях хозяйствования в рамках по добыче нефти и газа практически исключается утилизация попутного газа.

Попутный газ собирается в спец резурвуары и по системе газопроводов может быть направлен:

1.удовлетворение потребностей потребителя.

2.Использование попутного газа на внутрипромысловых целей.

Объемы добычи попутного газа могут быть расчитаны по следующей формуле:

Д пг= Рг * G*(1-Кг)

Рг – это жидкость(нефть)