Анализ использования скважины шсну по времени и производительности

 

Для планирования и анализа степени использования эксплуатационного фонда скважин во времени применяют два показателя: коэффициент использования скважин и коэффициент эксплуатации. При этом время работы и простои скважин могут выражаться в скважино-часах, скважино-сутках и скважино-месяцах.

Скважино-месяц – это условная единица измерения времени работы и простоев скважин, равная 720 скважино-часам или 30 скважино-суткам. Различают скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному и действующему фондам скважин, и скважино-месяцы эксплуатации (отработанные).

Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду С_ч.э, характеризуют суммарное календарное время, в течение которого скважины числились в эксплуатационном фонде (в действии и бездействии), а скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду С_ч.д, – общий календарный фонд только действующих скважин.

Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т.е. время, в течение которого скважины дают продукцию. При этом время накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени.

Коэффициент использования скважин k_и представляет собой отношение времени работы всех скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р, скважино-сутках Д_р или скважино-месяцах С_р к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_ч.э, Д_ч.э, С_ч.э).

Коэффициент эксплуатации скважин k_э – это отношение времени работы скважин, выраженного в скважино-часах Ч_р, скважино-сутках Д_р или скважино-месяцах С_р к суммарному календарному времени действующего фонда скважин, выраженному в тех же единицах (Ч_ч.д, Д_ч.д, С_ч.д).

Коэффициент эксплуатации, характеризующий степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин, имеет важное значение при планировании и анализе результатов работы предприятия.

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин. Различают среднесуточные и среднемесячные дебиты, причем последние определяют по отношению к отработанным и числившимся по действующему фонду скважино-месяцам.

 

Среднесуточный дебит скважин – это количество нефти, добытое за сутки непрерывной работы скважины q_сут, он равен отношению общей добычи нефти Q_н (в тоннах) к числу скважино-суток Д_р, отработанных скважиной за один и тот же период времени.

Дебит за один скавжино-месяц отработанный – q_ср исчисляется отношением q_ср= Q_н/С_р, а дебит на один скавжино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин – q_ср= Q_н/С_ч.д.

Среднесуточный дебит и дебит на один скавжино-месяц отработанный характеризуют производительность скважин в единицу рабочего времени, а дебит на скавжино-месяц числившийся - добычу нефти из скважины действующего фонда в течение одного условного календарного месяца (30 сут).

Коэффициент интенсивного использования скважин k_и.с определяют как отношение фактического среднесуточного дебита q_сут.ф, к проектному q_сут.п,. В плановых расчетах этот показатель равен единице, поскольку плановый дебит равен проектному.

 

Таблица 4 – Исходные данные для расчета показателей эксплуатации скважин

Показатели	Плановые	Фактические
Объем добычи нефти за I-2011г, т.
Фонд скважин действующий, скв.
Коэффициент эксплуатации	0,810	0,850

 

На основании исходных данных выполняем расчет основных показателей эксплуатации ШСНУ скважины №152 Умирского месторождения за I-2011 год.

Скважино-месяц – это условная единица измерения времени работы скважин, равная 720 скважино-часам, или 30 скважино-дням.

Различают:

- скважино-месяцы, числящиеся по эксплуатационному и действующему фондам скважин;

- скважино-месяцы эксплуатации (отработанные).

Скважино-месяцы, числящиеся по действующему фонду скважин, характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин.

 

 

Скважино-месяцы, числящиеся плановые:

 

 

Скважино-месяцы, числящиеся фактические:

 

 

Скважино-месяцы отработанные характеризуют суммарное время работы действующих скважин, то есть время, в течение которого скважины дают продукцию.

 

 

где k_экспл.- коэффициент эксплуатации скважин – это отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах (скважино-днях или скважино-часах), к суммарному календарному времени по действующему фонду скважин, выраженному в тех же единицах.

Скважино-месяцы, отработанные, плановые:

 

 

Скважино-месяцы, отработанные, фактические:

 

 

Среднемесячный дебит на скважино-месяц отработанняй исчисляется отношением общей добычи нефти к количеству отработанных скважино-месяцев (или числившихся по действующему фонду) за одно и то же время.

 

где Q_год – объем добычи по плану или факту,т;

скв.-мес.отраб. – скважино-месяцы, отработанные по плану или факту.

 

 

Дебит на скважино-месяц отработанный, плановый:

 

 

Дебит на скважино-месяц отработанный, фактический:

 

 

Результаты выполненных расчетов оформляем в таблице 5

Таблица 5 – Основные показатели эксплуатации скважин ШСНУ за I полугодие 2011 год

Объем добычи нефти, т	Скважино-месяцы, числящиеся по действующему фонду	Скважино-месяцы отработанные	Дебит на скважиномесяц отработанный, т	Коэффициент эксплуатации
План	Факт	План	Факт	План	Факт	План	Факт	План	Факт
		6,083	6,083	4,927	5,17	60,88	52,99	0,810	0,850

 

Выполнение задания по добыче нефти зависит от трех факторов:

- отклонение от выполнения задания по дебиту,определяется по формуле:

 

 

где k_{экспл.ф} – коэффициент эксплуатации фактический;

скв.-мес.ч.ф – скважино-месяцы, числящиеся фактически;

q_ф – дебит на скважино-месяцы, отработанные фактически;

q_п – дебит на скважино-месяцы, отработанные по плану.

 

-.отклонение от выполнения задания по скважино-месяцам числящимся,определяется по формуле:

 

 

где q_п – дебит на скважино-месяцы, отработанные по плану;

k_{экспл.п} – коэффициент эксплуатации плановый;

скв.-мес.ч.ф – скважино-месяцы, числящиеся фактически;

скв.-мес.ч.п – скважино-месяцы, числящиеся по плану.

 

 

-.отклонение от выполнения задания по коэффициенту эксплуатации,определяется по формуле:

 

 

где q_п – дебит на скважино-месяцы, отработанные по плану;

скв.-мес.ч.ф – скважино-месяцы, числящиеся фактически;

k_{экспл.ф} – коэффициент эксплуатации фактический;

k_{экспл.п} – коэффициент эксплуатации плановый.

 

 

Находим общее влияние факторов

 

I.Q_общ = Q_q + Q_{скв.-мес.ч} + Q_k.экспл,

 

где Q_общ – общая добыча нефти;

Q_q – выполнение задания по дебиту;

Q_{скв.-мес.ч} – выполнение задания по скважино-месяцам, числящимся;

Q_k.экспл – выполнение задания по коэффициенту эксплуатации.

 

Q_общ = -40 + 0 + 14 = -26 т

 

Q_общ = Q_ф – Q_пл,

 

где Q_общ – общая добыча нефти;

Q_ф – объем добычи по факту;

Q_пл – объем добычи по плану.

 

II.Q_общ =274– 300 = -26 т

 

I Q_общ = II. Q_общ

 

-26 т = -26 т

 

Значит анализ выполнен верно.

 

Результаты анализа оформляем в таблице 6

 

Таблица 6 – Результаты анализа использования фонда скважин ШСНУ по времени и производительности

Показатели	План	Факт	Результаты анализа, т «+» - увеличение «-» - уменьшение
Объем добычи, т			-26
Скв.-мес. числящиеся	6,083	6,083	-0
Скв.-мес. отработанные	5,17	4,927
Дебит скв.-мес. отработанный, т	60.88	52,99	-40
Коэффициэнт эксплуатации	0,810	0,850

В I полугодии 2011 года план по добыче нефти по скважине, оборудованной ШСНУ, на Умирском месторождении выполнен на 109,8%. Перевыполнение плана составило т.

Наибольший прирост в добыче нефти по месторождению по скважине ШСНУ в объеме тонн получен за счет перевыполнения задания по дебиту.

Это произошло в результате перевыполнения плана по геолого-техническим мероприятиям, таким как ОПЗ.

Увеличение коэффициента эксплуатации на тонн произошло в результате улучшения использования времени обслуживания скважин и сокращения времени простоев скважин.

Время работы скважины фактическое соответствовало плановому (скважино-месяцы числившиеся), поэтому прироста в добыче по этому фактору не было.

2.4 Анализ выполнения плана ГТМ за I полугодие 2012 г. Составление плана ГТМ на II полугодие 2012г

 

С целью увеличения объема добычи нефти за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта разрабатывают план геолого-технических мероприятий. Проводя их в полном объеме и в запланированный срок можно существенно увеличить добычу нефти.

При планировании и расчете эффекта от ГТМ, согласно таблице 7, используют следующие исходные данные:

 

- средняя продолжительность эффекта (за год) – 90 дней;

- среднесуточный дебит одной скважины плановый – 60,88 т/сут;

- среднесуточный дебит одной скважины фактический – 52,99 т/сут.

Планируемые среднесуточные приросты на 1 скважину по мероприятию:

- ОПЗ – 5,0 т/сут;

Фактические среднесуточные приросты на 1 скважину по мероприятиям:

- ОПЗ – 4,3 т/сут;

Количество запланированных мероприятий – 1 на 1 скважине.

Количество фактически проводимых мероприятиям 1 на 1 скважине.

Ввод новых скважин не планируется.

Для расчета эффекта от проведения мероприятий по плану ГТМ используем формулу:

 

 

где ∆q _опзпл – плановый среднесуточный прирост по 1 скважине в результате ОПЗ.

 

т

 

т

 

Таблица 7 – План ГТМ за I полугодие 2012 г.

Мероприятия	План	Факт
скв.	тонны	скв.	тонны
1 ОПЗ
Итого

 

Анализ плана ГТМ

План ГТМ на Умирском месторождении по скважине за I полугодие 2011 г. выполнен.

При одном запланированном мероприятии фактически проведено в соответствии с планом 1 мероприятие.

Учитывая, что план ГТМ выполнен, составляем план на II полугодие 2011 года, согласно таблице 8.

 

 

Таблица 8 – План ГТМ на II - 2012 г.

Мероприятия	План
скв.	тонны
1 ОПЗ
Итого

 

2.5 Анализ баланса времени эксплуатации скважины. Расчет планового коэффициента эксплуатации на II полугодие 2011 год.

На основе данных о плановых и фактических затратах времени эксплуатации, времени ремонта и времени простоев составляем баланс времени эксплуатации за I полугодие 2011 г, согласно таблице 9.

 

Таблица 9 – Баланс времени эксплуатации за I полугодие 2012 года

Затраты времени	План	Факт
часы	%	часы	%
1 Время календарное
2 Время эксплуатации	3547,8	81,0		88,0
3 Время ремонта	83,2	19,0	543,1	12,2
4 Простои   в том числе: а) отключение электроэнергии; б) ожидание бригад ПРС; в) ожидание ГТМ; г) порыв коллектора; д) прочие.				2,6     0,5 0,6 0,5 0,9 0,1

 

 

ч,

 

ч

 

Фактическое календарное время в часах составило 4380 часов, что соответствует запланированному.

Это произошло в результате равенства фактического и планового действующего фонда скважин – 1 скважина

Время эксплуатации увеличилось в часах на 0,7 % и составило 4257 часов.

Время ремонта сократилось на 2,3 % или на 100 часов и составило 1,2% от календарного времени.

Вместе с тем имели место простои, которые составили 1,6 % от календарного времени или 70 час.

Наибольшие потери времени вызваны следующими причинами:

- отключение электроэнергии – 0,7% или 31 часа;

Они составили 31 час или 0,7 % от всех простоев.

Ликвидировав эти потери времени, в результате принятых мер по своевременной профилактике энергетического оборудования; проведения запланированных технических осмотров оборудования, можно увеличить коэффициент эксплуатации:

 

где Т_{экспл(факт)} – фактическое время эксплуатации в часах за II-2011 год;

∆Т_{простоев} – сокращение времени простоев в часах в результате принятых мер;

Т_{календ.} – календарное время фактическое в часах.