Показатели использования фонда

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – пока­затель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени; определяется по формуле:

К_ЭКСПЛ. = время эксплуатации (наработка)/

календарное время действующего фонда.

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Коэффициент использования эксплуатационного фонда сква­жин - показатель, характеризующий степень производственного ис­пользования всего эксплуатационного фонда скважин; определяется по формуле:

К_ит = время эксплуатации (наработка)/

календарное время эксплуатационного фонда.

Календарное время действующего фонда скважин характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение от­четного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.

Календарное время эксплуатационного фонда - показатель, характе­ризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.

Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожи­дании освоения.

Межремонтный период [МРП] - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами. Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационно­му фонду скважин как по способам эксплуатации, так и по всему фонду; определяется по формуле:

МРП = Т-Ф·К_ЭКСПЛ /М,

где: Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);

Ф - среднее рифметическое фонда эксплуатационных скважин на на­чало и конец расчетного скользящего года;

^кэкспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Для добывающих скважин показатель Л/ включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного обору­дования (насос, НКТ и др.), за исключением:

- повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);

- ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;

- геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважи­нах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;

- ремонтов по внедрению новой техники;

- ревизий устьевых арматур.

Для нагнетательных скважин показатель Л/ включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.

Настоящая методика определения межремонтного периода введена с 1 января 1998 года.

Техника и технология добычи нефти ^t

Наработка на отказ скважины определяется разницей в сутках между временем нахождения скважины в работе и временем нахождения сква­жины в простое.

Т = Т - Т

СКВ. РАБ. ПРОСТ.

Наработка на отказ фонда скважин (по способу эксплуатации) - сумма наработок всех скважин в отчетном периоде.

Т =1,Т

ФОНДА ^ СКВ.

Средняя наработка на отказ по способу эксплуатации (общий показатель):

Т ОТК СРЕД. = ^ ' ОТК. / 'СКВ.

ДОБЫЧА НЕФТИ ШГН

4.2.1. Общая схема штанговой насосной установки,
ее элементы и назначение

Одним из распространенных сегодня способов механизированной добычи нефти является штанговый насосный способ, в основе которого лежит использование скважинной штанговой насосной установки (УСШН) для подъема жидкости из нефтяных скважин.

УСШН (рис.1) состоит из станка-качалки, оборудования устья, колонны НКТ, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг, штангового глубинного насоса (ШГН) вставного или невставного ти па.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки. Вра­щательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в нем в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважин-ного насоса, подвешенного на штангах. Это обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность.