Коэффициент использования скважин

Движение фонда скважин - Энциклопедия по экономике

Для определения плановых показателей использования фонда скважин необходимо установить движение фонда скважин в планируемом пе-  [c.61]

Факторы, обусловившие увеличение дебита скважин, можно выявить при анализе организационно-технического уровня предприятия. Причины изменения объема работы и коэффициента эксплуатации определяют при анализе движения фонда скважин и баланса времени их работы (табл. 5).  [c.33]

Плановый календарный фонд времени, выраженный в скважино-месяцах, числившихся по эксплуатационному Сч.э. пл и действующему Сч-д. пл фондам, определяют обычно по месяцам с учетом движения фонда скважин по категориям и по способам эксплуатации.  [c.255]

Изменение объёма работы и коэффициента эксплуатации определяются при анализе движения фонда скважин и баланса времени их работы (таблица 2)  [c.7]

Движение фонда скважин  [c.7]

Движение фонда скважин  [c.140]

Анализ себестоимости добычи нефти. Для анализа себестоимости добычи нефти необходимы данные о выполнении плана добычи нефти в целом и по способам эксплуатации о нормах и фактическом расходе энергии и различных материальных ресурсов, потребляемых в процессе деэмульсации нефти, при подземном и наземном ремонтах, при работах по увеличению отдачи пласта и в процессе внутрипромысловой перекачки нефти о движении фонда скважин, о выполнении плана ввода новых скважин в эксплуатацию из освоения и бурения, о времени эксплуатации этих скважин по плану и отчету о проведении геолого-технических мероприятий по скважинам и другие материалы, характеризующие условия, в которых добывалась нефть.  [c.164]

При завершении разбуривания месторождения и при постоянных пластовом давлении, обводненности и фонде скважин общую добычу нефти по пласту определяют исходя из среднесуточной нормы отбора и продолжительности планируемого периода. При этом учитывают движение фонда скважин — наличие, ввод в действие, выбытие из эксплуатации.  [c.235]

В планировании производства и реализации продукции применяют целую систему показателей. Одни из них выступают в качестве измерителей объема производства и реализации, другие характеризуют фонд скважин, его движение в течение планового периода, продолжительность работы и простоев скважин, их производительность и т. д.  [c.110]

Календарный фонд времени (в скважино-сутках) эксплуатационного (или действующего) фонда скважин Дк следует определять с учетом движения числа скважин (прибытия и убытия) по месяцам, т. е. среднесписочного числа скважин  [c.224]

В послевоенные годы началось техническое перевооружение нефтяной промышленности внедрение станков-качалок нормального ряда, вставных насосов, механизация спуско-подъем-ных операций в подземном ремонте скважин и т. д. В результате, начиная с 1948 г., началось широкое движение за укрупнение бригад по добыче нефти и создание комплексных бригад по добыче нефти, в состав которых, кроме ранее существовавших бригад по добыче нефти, вошли бригады по подземному ремонту скважин. Это позволило значительно улучшить работу фонда скважин, повысить коэффициент эксплуатации, так как появилась возможность совмещать во времени проведение различных ГТМ и ремонтов наземного и подземного оборудования. В результате удельный вес численности рабочих бригад по добыче нефти составлял более 50% численности рабочих промысла.  [c.147]

Движение эксплуатационного фонда скважин (добывающих, нагнетательных, контрольных) увязывается с расчетными показателями по добыче нефти, с планами закачки рабочего агента, вводов скважин из бурения и бездействия.  [c.86]

Для планирования показателей использования фонда скважин в планируемом периоде предварительно определяют движение фонда действующих скважин общего числа скважин, закрепленных за предприятием перевод скважин из одной категории в другую и т.д. (табл. 4.4), рассчитывают среднедействующий фонд, т.е. число скважин, которое непрерывно числится в действующем фонде. Среднедействующий фонд скважин определяют с учетом сроков зачисления скважин в этот фонд и выбытия из него по месяцам года  [c.295]

Помимо таких задач, как обеспечение рационального использования скважин, анализ и контроль их состояния, план движения скважин предусматривает определение календарного фонда времени эксплуатационных и действующих скважин, а впоследствии и показатели экстенсивного использования фонда скважин (табл. 4.5).  [c.296]

Исходя из того, что нефтяные и газовые месторождения эксплуатируют на основании научно обоснованных проектов разработки, добычу нефти и газа планируют на основании данных гидродинамических расчетов отбора нефти из пластов в соответствии с проектом разработки. Каждый пласт при этом рассматривается как единое гидродинамическое целое, разрабатывающееся при помощи взаимодействующих эксплуатационных и нагнетательных скважин. На основе проекта разработки планируют фонд скважин, его движение, т. е. ввод скважин в эксплуатацию, перевод их с одного способа эксплуатации на другой и отключение скважин.  [c.131]

Однако переход от концепции изобилия к концепции ограниченности ресурсов нефти и газа в недрах не означает, что для определения планируемых объемов добычи достаточно рассматривать лишь суммарную величину ресурсов нефти и газа. Известно, что возможные объемы добычи определяются не общей величиной НСР, а структурой имеющихся запасов. Отсюда ясно, что различные виды планов (текущие, пятилетние, долгосрочные и перспективные) должны обеспечиваться запасами различной степени готовности — от прогнозных ресурсов до извлекаемых запасов категорий А и В. Если текущие планы добычи определяют темпы извлечения запасов категорий А + В и работу с действующим фондом скважин, т. е. по существу являются тактическими мероприятиями (и соответственно запасы категорий А + В являются тактическими запасами), то при перспективном планировании должна рассматриваться глобальная стратегия освоения НСР в регионе, которая реализуется в виде многофазного процесса движения ресурсов из состояния  [c.70]

Движение действующего фонда скважин представлено в таблице 13.  [c.15]

Состояние и движение эксплуатационного фонда скважин в 198 — г.  [c.265]

Помимо таких задач, как обеспечение рационального использования скважин, анализ и контроль их состояния, план движения скважин предусматривает определение планового календарного фонда времени эксплуатационных и действующих скважин.  [c.115]

Для составления свода затрат по строительству скважин используют данные производственной программы основных и вспомогательных подразделений бурового предприятия, плана по труду и заработной плате в разрезе указанных подразделений, плана материально-технического снабжения, капитального строительства, капитального и текущего ремонтов, плана повышения эффективности производства, движения основных фондов, смет накладных расходов и других плановых материалов. При этом должна быть обеспечена полная взаимная увязка плана себестоимости буровых работ с другими разделами тех-промфинплана.  [c.329]

Факторы, обусловившие увеличение (снижение) объёмов добычи нефти, можно выявить при анализе организационно - технического уровня НГДУ (ГДУ), как движение фонда скважин, способ эксплуатации и др.  [c.6]

Для определения плановых показателей использования фонда скважин необходимо проследить его движение в планируемом периоде, т. е. изменение за плановый период времени общего числа скважин, закрепленных за предприятием, и перевод снва-жпн из одной категории в другую, а также с одного способа эксплуатации на другой. В качестве исходных данных при составлении плана движения скважин служат данные о наличии скважин по категориям и группам на начало планируемого периода, план буровых работ, геолого-технических и организационных мероприятий, предусматривающих возможности ввода скважин и перевода их с одного способа эксплуатации на другой.  [c.254]

Составление производственной программы геологоразведочного предприятия включает следующие этапы определение номенклатуры и объемл геологоразведочных работ и продукции расчет заделов геологопоисковых исследований установление производительности и фонда рабочего времени каждого вида оборудования определение количества оборудования, требуемого для выполнения производственной программы разработка календарных графиков оабот (календарные планы работ геологопоисковых партий, планы-графики строительства скважин и т.п.), заданий отдельным производственным подразделениям предприятия, графиков движения оборудования, мероприятий по обеспечению движения буровых бригад без потерь рабочего времени обоснование очередности заложения глубоких разведочных скважин.  [c.273]

economy-ru.info

Коэффициент экстенсивного использования - Энциклопедия по экономике

В бурении коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования следует определять по этапам сооружения скважин и в целом по циклу.  [c.162]

Коэффициент экстенсивного использования бурового, оборудования по циклу сооружения скважин определяется делением суммы производительного времени в целом по циклу на календарное  [c.162]

Коэффициент экстенсивного использования оборудования (Кэк) показывает, как используется оборудование в течение года. Он представляет собой отношение времени работы оборудования (/д) к календарному фонду рабочего времени (tK)  [c.150]

В практике планирования и анализа коэффициент экстенсивного использования оборудования вычисляется как отношение фактического отработанного времени Т фр к эффективному (плановому) фонду времени Тэф (см. табл. 11), т. е.  [c.148]

Данные о простоях технологических установок показывают, что в общей сумме простоев 48 % и более занимают простои при капитальных и текущих ремонтах. Поэтому разработка мероприятий, направленных на сокращение простоев оборудования при ремонтах, имеет большое значение для повышения коэффициента экстенсивного использования технологических установок. Велика еще величина простоев технологических установок и по организационным причинам (отсутствие сырья, электроэнергии, емкостей и т. д.). -  [c.158]

Эффективное использование оборудования во времени определяется коэффициентом экстенсивности работы оборудования, выраженным отношением календарного или планового фонда времени к фактическому. Например, если принять, что технологические аппараты должны работать (> ч в смену, а работали только 5,8 ч, то коэффициент экстенсивного использования оборудования в этом случае будет равен 0,97 (5,8 6).  [c.120]

Коммерческая скорость и коэффициент экстенсивного использования должны быть обоснованы на базе прогрессивных норм затрат времени на отдельные виды работ по строительству скважин, а также на ремонт установок. Как известно, такие нормы зависят не только от уровня развития буровой техники, технологии и организации работ, но и от природных условий. Поэтому рассчитанные по приводимой методике средние мощности равных по числу установок предприятий, но работающих в разных природных условиях, не сопоставимы. Чтобы исключить влияние природных факторов и сделать производственные мощности предприятий сопоставимыми, нужен специальный и довольно сложный расчет. Этот расчет ведут с целью получения приведенной мощности с учетом разной трудоемкости бурения 1 м проходки.  [c.186]

Коэффициент экстенсивного использования кэ основных производственных фондов характеризует их применение по времени. Он определяется отношением фактически отработанного времени машин и оборудования Т. к их календарному фонду времени Тк  [c.176]

Для характеристики использования парка буровых установок пользуются коэффициентами экстенсивного и интенсивного использования этих установок. Коэффициент экстенсивного использования парка буровых установок характеризует степень производительного использования их и определяется по формуле [43]  [c.93]

Коэффициент экстенсивного использования оборудования характеризует эффективность его использования во времени. Он представляет собой соотношение времени работы оборудования Тр ко всему календарному времени Тк, т. е. показывает удельный вес времени производительной работы оборудования.  [c.180]

Коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования по циклу сооружения скважин  [c.181]

Повышение интенсивного использования оборудования происходило одновременно с ростом коэффициента экстенсивного использования в результате удлинения межремонтных пробегов, сокращения простоев на ремонты, ликвидации простоев по организационным причинам (из-за отсутствия сырья, емкостей, электроэнергии, потребности в продукции).  [c.316]

Важнейшим натуральным показателем, характеризующим основные фонды, является производственная мощность. Для оценки. использования производственной мощности применяются три показателя коэффициент экстенсивного использования / .коэффициент интенсивного использования /Си и коэффициент интегрального использования ,-.  [c.180]

Коэффициент экстенсивного использования оборудования представляет собой соотношение времени работы оборудования ко всему нормативному времени, т. е. показывает удельный вес времени производительной работы оборудования  [c.181]

Повышение интенсивного использования оборудования происходило одновременно с ростом коэффициента экстенсивного использования в результате удлинения межремонтных пробегов, сокращения простоев на ремонты, ликвидации простоев по организационным причинам (из-за отсутствия сырья, емкостей, электроэнергии, потребности в продукции). На ряде предприятий в результате повышения экстенсивного использования оборудования производительность труда выросла на 5—10%.  [c.235]

Имеются также особенности и в расчете коэффициентов экстенсивного использования оборудования в отдельных производствах нефтяного комплекса.  [c.53]

Коэффициенты экстенсивного использования бурового оборудования (К6Э)  [c.53]

Коэффициент экстенсивного использования в нефтегазодобыче (Кчэ) определяется двумя способами  [c.54]

В результате применения сетевого планирования сократились сроки простоя оборудования в капитальном ремонте, что позволило повысить коэффициент экстенсивного использования технологических установок. Сокра-  [c.197]

Этот расчет не вскрывает первопричин изменения показателя производительности, однако он полезен тем, что дает возможность выяснить место факторов и определить основные направления дальнейшей работы по анализу показателей по труду. В частности, влияние объема производства продукции и резервы в этой области могут быть выяснены лишь после тщательного анализа таких показателей, как коэффициенты экстенсивного использования технологических установок и показателей, характеризующих номенклатуру продукции, качество нефти, выход целевой продукции и т. д., о чем говорилось ранее. Важный фактор роста производительности труда на заводе — уменьшение численности работников., В аппаратурных процессах выработка продукции практически не зависит от численности обслуживающего персонала. Поэтому целесообразно, где это возможно, внедрять обслуживание одним рабочим (или одной бригадой, звеном) нескольких аппаратов. Сокращение численности может быть получено также автоматизацией процессов труда и улучшением использования бюджета времени рабочего. В этом отношении важны меры по ликвидации прогулов, внутрисменных потерь времени, числа невыходов на работу с разрешения администрации, по созданию нормальных условий труда, исключающих травматизм и уменьшающих простудные и другие заболевания.  [c.306]

Величина, обратная К. о. б. о., представляет собой коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования.  [c.18]

Коэффициент экстенсивного использования парка буровых установок — характеризует степень производственного использования буровых установок на основных работах,  [c.18]

Коэффициент экстенсивного использования парка буровых установок............. 18  [c.198]

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин . 18 Коэффициент экстенсивного использования парка буровых  [c.206]

Коэффициент загрузки оборудования по времени (коэффициент экстенсивного использования оборудования) определяют отношением времени фактической работы оборудования Tff например газоперекачивающих агрегатов КС, к плановому фонду времени рассматриваемого периода ГПл.  [c.63]

Коэффициент загрузки оборудования по времени (коэффициент экстенсивного использования оборудования) определяется отношением времени фактической работы оборудования, например,  [c.35]

Если учесть, что насосное оборудование за одну операцию налива работает 25 мин, или 0,417 ч, то время работы его за год по фактическому балансу составляет 3320 х 0,417 = 1384 ч, т. е. коэффициент экстенсивного использования составит  [c.150]

Коэффициент экстенсивного использования буровых установок, показывающий степень производительного использования оборудования во времени,  [c.96]

К показателям использования основных фондов во времени относятся коэффициент сменности работы оборудования, показывающий загрузку оборудования в течение суток, и коэффициент экстенсивного использования оборудования, характеризующий отношение времени работы оборудования к календарному фонду.  [c.35]

Коэффициент экстенсивного использования оборудования Кэ часто определяют как отношение фактически отработанного времени Т к плановому (эффективному) фонду времени Т л К3—Тф/Т л.  [c.35]

Коэффициент экстенсивного использования буровых установок находят из выражения  [c.37]

Фактический коэффициент экстенсивного использования технологических линий получен по формуле (VII. 57) для ГНПУ Газлинефтегаз  [c.195]

Срок службы двигателя определяют на основе нормы моторесурса м (в ч) и коэффициента экстенсивного использования двигателя к3 согласно СУСН (раздел III).  [c.334]

На стадии строительно-монтажных работ, бурения и испытания скважин коэффициент экстенсивного использования оборудования определяется делением производительного времени соответственно по каждому этапу (Гпрм, Тпрб, Тпри) на календарное (Г,[c.180]

Снижение удельной реализации может явиться следствием недостаточно эффективного использования основных средста (низкий коэффициент экстенсивного использования оборудования, затягивание сроков освоения новой техники, большие технологические потери и т. д.) или результатом неоправданного роста остатков нормируемых оборотных средств. Поэтому в. процессе анализа необходимо выявить причины простоев отдельных технологических установок, обратив особое внимание на темпы освоения новой техники, следует также выявить излишние, ненужные товарно-материальные ценности, которые, находясь на балансе и не обеспечивая роста реализации и прибыли, снижают общую рентабельность предприятия.  [c.182]

Показатель экстенсивного использования машин и оборудования (/Сэкст) определяет степень их применения во времени и представляет собой отношение фактического числа работы машин и оборудования к календарному (режимному, плановому) времени. Например, башенным краном за год отработано 1700 ча-"еов при двухмесячной работе, а плановое время составляет 1900 часов, тогда коэффициент экстенсивного использования башенного крана составит 1700 1900=0,89.  [c.243]

economy-ru.info

19. Показатели использования фонда скважин и их планирования

Уровень использования фонда скважин может быть повышен за счет:

- пуска скважин из бездействия,

- увеличения времени работы скважин, из-за снижения плановых и внеплановых остановок,

- повышения производительности (дебита) скважин за счет проведения ГТМ и ОТМ.

Время возможного использования оборудования в году составляет (24 часа * 365 дней) = 8760 часов => календарный фонд времени (Т_кал).

В нефтедобыче - непрерывный процесс производства, при котором скважины работают круглосуточно. Практически скважины никогда не работают беспрерывно круглый год, они имеют плановые и внеплановые остановки.

Плановые остановки (t_п) связаны с проведением на скважинах планово-предупредительных ремонтов и ОТМ.

Внеплановые остановки (t_вн) вызываются различными непредвиденными причинами – это так называемые простои по организационно-техническим причинам или остановки, связанные с авариями и проведением работ по борьбе с авариями и их ликвидацией.

Эффективный фонд времени использования скважин: Т_эф = Т_кал – (t_п + t_вн)

Для оценки использования фонда скважин применяются показатели:

а) К_{использования фонда скважин} равен отношению скважино-месяцев эксплуатации (отработанных) к скважино-месяцам числившимся по всему эксплуатационному фонду.

Этот показатель дает представление о состоянии всего фонда скважин и степени его использования, т.е. поддержание действующих скважин в работоспособном состоянии и пуск скважин из бездействия.

б) К_{эксплуатации} равен отношению скважино-месяцев эксплуатации (отработанных) к скважино- месяцам действующего фонда.

Чем ближе этот коэффициент к единице, тем больше времени чистой эксплуатации и тем меньше остановок.

Оба эти показатели отражают степень экстенсивности использования скважин.

Другой путь, увеличения использования скважин – это интенсивный, характеризующий напряженность использования оборудования в единицу времени.

Повышение интенсивности - самое эффективное средство среди других, по улучшению использования оборудования в единицу времени, об интенсификации можно судить по производительности скважин.

20. Показатели производительности скважин. Методика анализа выполнения производственной программы

Производит-ть СКВ. измеряется добычей из них продукта в единицу времени, при этом испол-ся

• среднесуточный дебит (тн/сут),

• среднемесячный дебит (тн/мес.), который получается путем деления добычи за определенный период времени на число скважино-месяцев эксплуатации.

Для увеличения производительности скважин применяют различные методы интенсификации добычи нефти, внедрение в производство геолого-технических мероприятий (ГТМ), этими методами достигается уменьшение падения дебита, некоторая его стабилизация.

зменение дебита характеризуется, который при стабилизации равен 1 (К_и.д. = 1).

При расчете плановой добычи на год исходят из формулы:

Q_пл.г. = q_исход * К_кр

где: Q_пл.г. - плановая добыча нефти;

q_исход- исходная добыча нефти;

К_кр – годовой коэффициент кратности.

Годовой коэффициент кратности показывает во сколько раз годовая добыча нефти больше добычи исходного месяца.

При К_и.д = 1, то К_кр = 12 – добыча нефти по месяцам не изменяется;

При К_и.д < 1, то К_кр < 12 – добыча нефти по месяцам падает;

При К_и.д > 1, то К_кр > 12 – добыча нефти по месяцам растет.

Анализ производственной программы НГДУ является важным средством выявления резервов, увеличение добычи нефти, а также базой для обоснованного плана на следующий год:

Влияние каждого фактора на объем добычи:

1. отклонение за счет среднесуточного дебита:

2. отклонение за счет коэффициента эксплуатации:

3. отклонение за счет скважино-месяцев числившихся по каждому фонду:

Q = Q_факт. - Q_пл.

Q = Q_q+ Q_Сч.д. + Q_Кэ

Эти показатели должны быть равны между собой.

studfile.net

коэффициент использования (эксплуатации) скважин - это... Что такое коэффициент использования (эксплуатации) скважин?

коэффициент использования (эксплуатации) скважин

2) Sakhalin R: operational efficiency , utilization rate

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

• коэффициент использования (производственных) мощностей
• коэффициент использования ВПП

Смотреть что такое "коэффициент использования (эксплуатации) скважин" в других словарях:

• коэффициент полезного действия — 3.1 коэффициент полезного действия : Величина, характеризующая совершенство процессов превращения, преобразования или передачи энергии, являющаяся отношением полезной энергии к подведенной. [ГОСТ Р 51387, приложение А] Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Тепловой насос — Воздушный тепловой насос Тепловой насос  устройство для переноса тепловой энергии от источника низкопотенциальной тепловой энергии (с низкой температурой) к потребителю (теплоносителю) с более высокой …   Википедия

• Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

• Основные — 1.    Основные положения системы сельской телефонной связи. М., ЦНИИС, 1974. 145 с. Источник: Руководство: Руководство по проектированию сети электросвязи в сельской местности 16. Основные положения по учету труда и заработной платы в… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Ядерное топливо —         вещество, которое используется в ядерных реакторах для осуществления ядерной цепной реакции (См. Ядерные цепные реакции) деления. Существует только одно природное Я. т. урановое, которое содержит делящиеся ядра 235U, обеспечивающие… …   Большая советская энциклопедия

• система — 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

• вариант — 2.68 вариант (variant): Конфигурация всей информационной системы или ее части, наряду с которой существует другая система, имеющая другую конфигурацию, обеспечивающая те же услуги. Источник: ГОСТ Р ИСО/МЭК ТО 10032 2007: Эталонная модель… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• ТНК-ВР — (ТНК Би Пи) Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи, корпоративная структура Содержание Содержание 1. 2. История 3. Корпоративное управление Корпоративная структура Совет директоров… …   Энциклопедия инвестора

• метод — метод: Метод косвенного измерения влажности веществ, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости этих веществ от их влажности. Источник: РМГ 75 2004: Государственная система обеспечения еди …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Сургутнефтегаз — (Surgutneftegaz) Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз, перспективы развития Содержание Содержание Общая о ОАО «» История фирмы ОАО «Сургутнефтегаз»… …   Энциклопедия инвестора

universal_ru_en.academic.ru

коэффициент использования скважин — с русского на английский

См. также в других словарях:

• коэффициент полезного действия — 3.1 коэффициент полезного действия : Величина, характеризующая совершенство процессов превращения, преобразования или передачи энергии, являющаяся отношением полезной энергии к подведенной. [ГОСТ Р 51387, приложение А] Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• ГОСТ 4.302-85: Система показателей качества продукции. Машины забойные ударного действия для бурения геологоразведочных скважин. Номенклатура показателей — Терминология ГОСТ 4.302 85: Система показателей качества продукции. Машины забойные ударного действия для бурения геологоразведочных скважин. Номенклатура показателей оригинал документа: 3.3. Коэффициент полезного действия машины , % Определения… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• коефіцієнт використання фонду свердловин — коэффициент использования фонда скважин utilization factor of well stock *Ausnutzungsfaktor des Bohrlochfonds – показник, що характеризує рівень виробничого використання всього експлуатаційного фонду свердловин: Кв.ф.=tp / tk.e або де tс.м.р –… …   Гірничий енциклопедичний словник

• коефіцієнт використання фонду свердловин інтегральний — коэффициент использования фонда скважин интегральный integral factor of well stock utilization rate *integraler Ausnutzungsfaktor des Bohrlochfonds – узагальнений показник використання фонду свердловин у часі і за дебітністю, який визначається як …   Гірничий енциклопедичний словник

• коефіцієнт інтенсивного використання свердловин — коэффициент интенсивного использования скважин intensive utilization rate of wells *Koeffizient der intensiven Sondenausnutzung – показник, що характеризує напруженість використання нафтопромислового обладнання як відношення фактичного видобутку… …   Гірничий енциклопедичний словник

• Тепловой насос — Воздушный тепловой насос Тепловой насос  устройство для переноса тепловой энергии от источника низкопотенциальной тепловой энергии (с низкой температурой) к потребителю (теплоносителю) с более высокой …   Википедия

• БАРОМЕТРЫ ДЕЛОВОЙ АКТИВНОСТИ — BUSINESS BAROMETERSДанные по отраслям экономики; индексы промышленного производства и торговли; статистические индикаторы состояния деловой активности; фундаментальная и сравнительная статистика деловой активности, на основании к рой проводятся… …   Энциклопедия банковского дела и финансов

• Ядерное топливо —         вещество, которое используется в ядерных реакторах для осуществления ядерной цепной реакции (См. Ядерные цепные реакции) деления. Существует только одно природное Я. т. урановое, которое содержит делящиеся ядра 235U, обеспечивающие… …   Большая советская энциклопедия

• Йошкар-Ола — У названия этой статьи существуют и другие значения, см. Йошкар Ола (значения). Город Йошкар Ола луговомар. Йошкар Ола …   Википедия

• КПС — координационно плановая служба косм. Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. 318 с. КПС ПК КПС «кадры преподавателей и сотрудников»… …   Словарь сокращений и аббревиатур

• система — 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

translate.academic.ru

2.2 Анализ показателей работы фонда

В добывающем фонде объекта числятся 1105 скважин, из них: действующих – 971, бездействующих – 79, в консервации – 8, пьезометрических – 27, ликвидированы или в ожидании ликвидации – 20. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 1050 единиц (95 % от общего числа добывающих скважин).

В нагнетательном фонде числится 372 скважины, из них: действующих – 366, бездействующих – 4, ликвидированы – 2. Эксплуатационный нагнетательный фонд составляет 370 скважин (99,5 % от общего числа нагнетательных скважин)(таблица 2.3).

В настоящее время добывающий фонд скважин эксплуатируется механизированным способом, 94 % скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, 6 % скважин с помощью ШГН.

Использование пробуренного фонда

Объект АВ₁^1-2 находится в стадии активной разработки и для него характерно значительное увеличение фонда за счет перевода скважин с других пластов и бурения новых скважин. За последние пять лет действующий нагнетательный фонд вырос более чем в 2 раза (с 178 ед. в 2009 г. до 366 ед. в 2013 г.). Действующий добывающий фонд за аналогичный период увеличился в 1,5 раза (с 645 ед. в 2009 г. до 971 ед. в 2013 г.). На рисунке 2.5 и 2.6 представлена динамика фонда объекта и коэффициентов использования и эксплуатации за последние пять лет.

Таблица 2.3 – Характеристика фонда скважин на объекте АВ₁^1-2 по состоянию на 1.01.2014 г.

Продолжение таблицы 2.3

На 1.01.2014 г. действующий фонд добывающих скважин составил 87,9 % от общего фонда и 92,5 % от эксплуатационного. В 2013 году, по сравнению с предыдущим годом, действующий добывающий фонд увеличился на 65 скважин. При этом следует отметить, всего в 2013 году из действующего фонда выбыло 40 скважин. Основные причины выбытия – нерентабельность (малодебитность) фонда, выбытие под закачку и обводнение. Коэффициент использования добывающих скважин увеличивался в 2009 – 2011 гг. на фоне сокращения бездействующего фонда. Последние два года наблюдается некоторое снижение с 0,91 д. ед. в 2011 г. до 0,89 д. ед. в 2013 г. Коэффициент эксплуатации на протяжении всего рассматриваемого периода стабилен, составляя 0,97 д. ед.

Рисунок 2.5 – Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации добывающих скважин на объекте АВ₁^1-2

Рисунок 2.6 – Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации нагнетательных скважин на объекте АВ₁^1-2

Действующий нагнетательный фонд в 2013 году составил 372 скважины. Последние годы объект характеризуется постоянным увеличением нагнетательного фонда. Так, за пятилетний период фонд увеличился на 188 единиц, по сравнению с предыдущим годом – на 49 единиц. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин значительно уменьшилось: на конец 2007 года – 3,6 : 1, на конец 2011 года – 2,7 : 1.

На 1.01.2014 г. действующий нагнетательный фонд составляет 98,4 % от общего фонда и 98,9 % от эксплуатационного. Коэффициент использования нагнетательных скважин в 2007 – 2009 гг. сохранялся на уровне 0,98 д. ед. Последние два года наблюдается снижение, в текущем году коэффициент использования составил 0,95 д. ед. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин достаточно высок все годы, небольшое снижение в 2013 году до 0,97 д. ед. связано с остановкой ряда нагнетательных скважин по причине ожидания исследований или ремонта.

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности на рассматриваемую дату приведено в таблице 2.4.

Две примерно равнозначные группы (36,7 % и 33,8 %) эксплуатируются с дебитами нефти от 0 до 5 т/сут и от 5 до 10 т/сут. При этом 10 % добывающего фонда работает с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. 80 % скважин (77 ед.) этой группы работают с обводненностью продукции более 90 %, в том числе 19 ед. добывают в совместном режиме. С дебитом нефти в интервале от 10 до 20 т/сут работают 211 скважин (21,7 %). Доля скважин с дебитом нефти в диапазоне 20 - 50 т/сут очень мала (66 ед. – 6,7 %), а высокопродуктивный фонд объекта (с дебитом нефти более 50 т/сут) представлен только восьмью скважинами (0,8 %), из них 4 – с горизонтальным окончанием ствола, пробуренные в последние несколько лет. Все высокодебитные скважины расположены в зонах смешанного коллектора (МТ+ТСТ).

Таблица 2.4 – Распределение действующего фонда по дебитам нефти, жидкости и обводненности на 1.01.2014 г.

Основная часть действующего фонда (469 скважин – 48,3 %) эксплуатируется с дебитами жидкости в диапазоне от 20 до 50 т/сут. Доля низкодебитных скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляет 5,4 % (53 скважины), с дебитом 50 - 100 т/сут работают более 20 % действующего фонда (209 скважин). И 8 % действующего фонда (80 скважин) эксплуатируется с дебитами жидкости более 100 т/сут.

В настоящее время практически половина скважин объекта (485 ед. – 49,9 % действующего фонда) эксплуатируется с обводненностью продукции в диапазоне 60 - 90 %. Высокообводненными (обводнение превысило 90 %) являются 259 скважин (26,6 % фонда), в том числе 24 скважины работают с критической обводненностью (более 98 %). Низкообводненный фонд (содержание воды в продукции скважин менее 20 %) представлен очень незначительным числом скважин (32 ед. – 3,2 %).

На конец 2013 года 114 скважин действующего добывающего фонда работают в совместном режиме. На рисунках 2.7 и 2.8 представлено распределение дебита нефти, жидкости и обводненности совместного фонда по состоянию на 1.01.2014 г. Дебит нефти скважин объекта АВ₁^1-2, работающих в совместном режиме, не превышает 20 т/сут. Наибольшее число совместных скважин добывают менее 5 т/сут (55 %), в том числе 23 % работают с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. Треть скважин (30 %) характеризуются дебитом 5 - 10 т/сут и 15 % работает достаточно эффективно, добывая 10 - 20 т/сут.

Большая часть скважин совместного фонда работает с обводненностью 60 - 90 % – 65 скважин, 57 %. Скважины с невысокой обводненность 20 - 60 % составляют 14 % и, в основном, характеризуются производительностью по нефти 5 - 20 т/сут. высокообводненный совместный фонд с обводненностью более 98 % незначителен – 6 скважин, почти все работают с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут.

Рисунок 2.7 – Распределение действующего фонда по дебиту нефти и обводненности на 1.01.2014 г.

Рисунок 2.8 – Распределение действующего фонда по дебиту жидкости и обводненности на 1.01.2014 г.

Дебит жидкости основной части совместно добывающих скважин (70 %) находится в диапазоне 10 - 50 т/сут. Низкодебитные скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляют 11 %, дебитом жидкости более 50 т/сут) характеризуется работа 19 % совместного добывающего фонда.

Распределение действующего нагнетательного фонда по приемистости представлено на рисунке 2.9. Большая часть нагнетательного фонда (205 скважин – 56 % действующего фонда) эксплуатируется с приемистостью более 100 м³/сут, в том числе 8 скважин (2 % действующего нагнетательного фонда) осуществляют закачку с приемистостью более 300 м³/сут. Также значительная часть нагнетательных скважин работает с приемистостью ниже 100 м³/сут и составляет 161 скважину (43 % действующего фонда), включая 40 скважин с приемистостью ниже 50 м³/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2013 год составила около 120 м³/сут.

Рисунок 2.9 – Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 1.01.2014 г.

За все время эксплуатации в добыче участвовали 1360 скважин, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится около 21,0 тыс. т добытой нефти. Остаточные запасы на одну действующую скважину составляют более 130  тыс. т.

За всю историю разработки объекта закачка воды осуществлялась в 373 нагнетательные скважины. Таким образом, накопленная закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании, составляет около 160,0 тыс. м³.

Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10. Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды приведено на рисунке 2.11.

Большая часть скважин объекта (1103 ед. – 81 % от общего числа, участвовавшего в добыче фонда) характеризуется накопленной добычей нефти менее 30 тыс. т. на скважину. Добыча этой группы скважин составила более 10 млн. т (40 % от накопленной добычи объекта). Наименее производительными (накопленная добыча менее 3 тыс. т на скважину) являются 278 скважин (20 % от общего числа скважин), добыча этих скважин составила более 0,2 млн. т (1,2 % от накопленной добычи). Необходимо отметить, что большая часть этих скважин (174 ед. – 63 %) по разным причинам участвовали в добыче менее года (в том числе 74 скважины введены в 2013 году). Остальные скважины характеризуются невысокой эффективностью, обусловленной низким уровнем входных показателей или быстрым обводнением. Доля скважин с накопленной добычей более 50 тыс. т на скважину составляет 8,2 % (111 скважин), суммарная добыча нефти по ним составила 11,6 млн. т (40,6 % от всей накопленной добычи по объекту). В высокопроизводительном фонде 25 скважин, отобравших более 100 тыс. т нефти на скважину, суммарная добыча по ним составила около 6 млн. т (20,6 % от всей накопленной добычей). Все скважины расположены в зоне распространения коллекторов преимущественно массивного типа (МТ).

Рисунок 2.10 – Распределение скважин по накопленной добыче нефти

Более половины всех участвовавших в нагнетании скважин (235 ед. – 63 %) характеризуются накопленной закачкой выше 100 тыс. м³на скважину. Они обеспечили 89 % накопленной закачки воды по объекту. В числе низкопроизводительных, 68 нагнетательных скважин с накопленной закачкой менее 50 тыс. м³на скважину.

С накопленной закачкой на скважину в диапазоне от 50 до 100 тыс. м³ эксплуатировались 70 скважин нагнетательного фонда (18,8 % от общего числа), суммарная закачка этой группы скважин составила 8,6 % накопленной закачки воды по объекту. Накопленной закачкой более 500 тыс. м³на скважину характеризуется лишь 1 % нагнетательного фонда (5 скважин), при этом суммарная закачка в них составляет 8,4 % накопленной закачки воды по объекту. Максимальной накопленной закачкой более 2 млн. м³воды характеризуется скважина 7187, эксплуатирующаяся совместно с пластом АВ₁³.

Рисунок 2.11 – Распределение скважин по накопленной закачке воды

Бурение новых скважин

За период 2010 – 2013 гг. в эксплуатацию на объект АВ₁^1-2из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них пробурены на 2 пласта - АВ₁^1-2+АВ₁³. Показатели эксплуатации новых скважин по годам представлены в таблице 2.5 и на рисунке 2.12.

Таблица 2.5 – Показатели эксплуатации скважин, введенных из бурения

Рисунок 2.12 – Показатели эксплуатации скважин, пробуренных в 2009 – 2013 гг.

На дату анализа из 53 пробуренных на объект добывающих скважин в действующем добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ₁. Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут (скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв. 19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим скважинам – 31,7 т/сут, обводненность – 54,7 %.

Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2 скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ₁^1-2+АВ₁³, характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной (преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут) пробуренных рядом скважин.

Обводненность выше 90 % наблюдается в 2 скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка воды по которым составила по 200 тыс. м³. По скважине 19860 входная обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы.

Удельная годовая добыча нефти на скважину за первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2010 г. до 5,5 тыс. т/скв в 2013 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием ствола).

Бурение скважин осуществлялось как в разбуренной части залежи с размещением уплотняющего фонда, так и в краевой неразбуренной части на юго-востоке.

Всего за счет бурения новых скважин в 2010 – 2013 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %.

Основными причинами высокой начальной обводненности являются:

- недонасыщенность коллектора нефтью и наличие в нефтенасыщенном поровом объеме рыхлосвязанной пластовой воды,

- проникновение трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ₁³при проведении ГРП.

Из 53 пробуренных скважин 45 имеют горизонтальное окончание ствола. Практически во всех скважинах, как в наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед вводом на пласт проводился гидроразрыв пласта. Из 45 горизонтальных скважин в 31 при освоении реализован мультистадийный ГРП.

Для сравнения в таблицах 2.6 - 7 приведена динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин (21 ед.) была пробурена в 2013 г. (в т.ч. 20 – с МГРП), 17 ед. – в 2012 г. (в т.ч. 11 – с МГРП), 7 ед. – в 2010 г.

Таблица 2.6 – Динамика дебитов пробуренных наклонно-направленных скважин

Из 9 скважин наклонно-направленного профиля 7 пробурены в зонах преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры, остальные 2 – в смешанном коллекторе. Среди скважин с горизонтальным профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора, остальные – в зоне коллекторов массивной текстуры.

Таблица 2.7 – Динамика дебитов пробуренных горизонтальных скважин

Преимущество в показателях наклонно-направленных скважин, пробуренных в 2010 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2014 г. скважина отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2012 – 2013 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.13).

Рисунок 2.13 – Динамика дебитов скважин, пробуренных в 2009 – 2013 гг.

Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2012 году в неразбуренной зоне в юго-восточной части залежи, в зоне преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры. При этом куст 2019 Скважины куста 2015В пробурены в 2013 г. в зоне смешанного коллектора и являются уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП, из 16 скважин с горизонтальным окончанием ствола в 13 проведен мультистадийный ГРП.

studfile.net

Смотрите также

• 
  Как подключить к скважине поверхностный насос
• 
  Забойное давление скважины это
• 
  Подъем насоса из скважины лебедкой
• 
  Кольская сверхглубокая скважина дорога в ад
• 
  На какие категории подразделяются скважины подлежащие ликвидации
• 
  Можно ли пить артезианскую воду из скважины
• 
  Вода голубого цвета из скважины
• 
  Исследование нагнетательных скважин
• 
  Первая скважина самотлора
• 
  Бурение скважин на воду в пос им воровского
• 
  Лазерное бурение бетона