Организация технического обслуживания в добыче нефти и повышение ее эффективности

 

 

Из таблицы видно, что количество текущих ремонтов увеличилось на три шт., при этом идет снижение трудоемкости ремонта на 2,1 чел.час, это снижение произошло из-за увеличения числа рабочих занятых в ремонте на 7 чел., также идет увеличение коэффициента специализации на 2%, это означает, что увеличилось число ремонтов устраненных собственными силами. Время простоя нефтепровода сократилось незначительно на 0,01 сут.

Система технического обслуживания и ремонта (ТОР) скважин состоит из комплекса положений и нормативов, определяющих стратегию проведения ремонтных работ по поддержанию и восстановлению работоспособности и ресурса находящихся в эксплуатации скважинных установок.

При решении задачи обоснования требуемого уровня обобщенного показателя надежности работы нефтепромысловых систем обычно выбирают показатель эффективности технического обслуживания и ремонта скважин, характеризующий эффективность проводимых мероприятий Э, определяемый по формуле 2.1 :

(2.1)

где   - показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин 2.2:

                                                   (2.2);

- показатель эффективности  существующей (базовой) системы выполнения  ремонтных работ на скважинах 2.3:

                                                    (2.3);

Си - затраты на ремонты скважин в исходной базовой системе;

- надежность исходной  базовой системы;

b0, bn - вероятность выполнения плана одной и n бригадами при условии отсутствия отказов скважин.

Показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин объединяет в себя всю информацию о надежности и эффективности базовой и внедряемой систем и может быть использован для обоснования требований по надежности на основе сравнительного анализа эффективности рассматриваемых систем. Если ³0, то применение ТОР будет эффективнее базовой системы.

Расчет Э тор взбмем из годового отчета ООО «Лангепаснефтегаз» за 2013 год

Э=(0,97-0,7)/0,97=0,28

На ООО «Лангепаснефтегаз» применение системы ТОР эффективнее базовой системы в 2013 году, так как ³0.

Проведенные исследования для условий Ханты-Мансийского автономного округа показывают, что для обеспечения эффективности существующей на нефтяных промыслах системы технического обслуживания необходимо обеспечивать надежность системы не ниже 0,8 и 0,9 для ШСН и ЭЦН соответственно, при этом коэффициент эксплуатации не должен опускаться ниже 0,93. В современных условиях, когда фонд скважин старый, а месторождения введены в разработку в прошлом столетии, для обеспечения требуемой надежности работы необходимо принять новую схему организации ремонтных работ. При этом необходимо в качестве критерия оптимальности использовать коэффициент технической готовности и стремиться обеспечить максимальную прибыль при снижении затрат и количества отказов до минимума.

Сводные данные по эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта (планово-аварийные ТОР) установок ЭЦН на скважинах приведены в табл. 2.3.:

Таблица 2.3-Технико-экономические показатели эффективности системы ТОР в 2013 году

Месторождение	Кг, д.е.	Топт, сут.	Затраты, у.е.	Прибыль, у.е.
Урьевское	0,9712	224	9196,7	56122
Локосовское	0,9571	223,3	9296,7	55937
Чумпасское,	0,9631	203,8	9253,6	56016
Покамасовское	0,9655	243,3	9236,8	56047
Курраганское	0,9457	210,3	9380,5	55787

 

Коэффициент годности основных средств - коэффициент равный отношению остаточной стоимости (первоначальной стоимости основных фондов за вычетом износа) к их полной первоначальной (восстановительной) стоимости. Данными для его расчета служит бухгалтерский баланс.

Из таблицы видно, что самый высокий коэффициент готовности - на Урьевском месторождении, самый низкий – на Курраганском , а оптимальный период проведения ремонтов варьируется в пределах от 203,8 до 243,3 суток.

Используя полученные данные, можно сделать вывод о том, что применение стратегии плановых профилактик и внеплановых ремонтов в условиях месторождений ООО «Лангепаснефтегаз» наиболее эффективно. Использование этой стратегии позволяет получить высокие показатели надежности работы насосов УЭЦН при больших периодах проведения ТОР, в среднем превышающих в 3,4 раза периоды проведения ТОР при использовании стратегии плановых профилактик. Так, коэффициент готовности увеличивается в среднем на 4,5%; при этом позволяет увеличить рентабельность работы скважины за счет снижения удельных затрат и увеличения удельной прибыли.

Сравнение полученных минимальных удельных затрат показывает эффективность проведения планово-аварийных ТОР насосов ЭЦН. Расчеты показали также, что проведение планово-аварийных ТОР в скважинах вышеперечисленных месторождений позволяет получить дополнительную удельную прибыль в размере от 4,3% до 10,5%. Но при этом уровень интенсивности отказов остается несколько выше, чем при использовании стратегии плановых профилактик.

С помощью таблицы 2.4 рассмотрим прочие показатели организации  технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в динамике:

Таблица 2.4- Прочие показатели организации  технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в динамике

Показатель	2012	2013	2013 к 2012,%
Число дней простоев скважин из-за поломок оборудования	36	28	0,78
Средняя цена простоя скважины за 1 день простоя (упущенная прибыль),тыс.руб.	287	296	1,01
Количество текущих осмотров оборудования	86	102	1,19
Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины не требуется	203	212	1,04
Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины требуется	11	9	0,82
Количество возникновения повторных поломок	3	1	0,33

 

Как видно из таблицы 2.4, число простоев  скважин из-за поломок оборудования в 2013 году снизилось на 22%. Количество текущих осмотров оборудования увеличилось на 19%.Количество малых выявленных  дефектов увеличилось на 4%, количество сильных дефектов, благодаря осмотрам, снизилось на 18%,колиество повторных поломок снизилось в 3 раза. На ООО «Лангепаснефтегаз» из-за увеличения числа текущих осмотров оборудования по добыче нефти показатели эффективности организации  технического обслуживания улучшились в 2013 году.

 

2.2.Влияние уровня  технического обслуживания на  эффективность выполнения целевых  работ в добыче нефти

 

Уровень технического обслуживания оказывает огромное влияние на выполнение целевых работ по добыче нефти.

Чтобы скважина работала в полном объеме необходима полная исправность системы.

А в случае обнаружения поломки ее необходимо быстро найти и устранить чтобы снизить простой скважины.

 Бывает, что ремонт  скважины оказывается очень сложным (долгосрочным), тогда, принимается  решение, есть ли смысл выполнять  этот ремонт, окупит ли отремонтированная  скважина понесенные затраты. Безусловно, если скважина высокодебитная, то  даже со сложным (долгосрочным) ремонтом  работа будет выполнена. 

Следует отметить, что КРС очень редко бывает неэффективным. Как правило, это происходит только в тех случаях, когда начальная информация по состоянию скважины была неверна, и в процессе выполнения ремонта обнаружилось реальное состояние, которое требует совершенно других решений, нежели были запланированы перед началом ремонта. Здесь и возникают ситуации, когда меняется план, сдвигаются сроки, и ремонт на этой скважине становится настолько дорогостоящим, что признается неэффективным.

Иногда некачественный ремонт и обслуживание приводит к авариям на скважине, что отрицательно сказывается на количестве добытой нефти.

Качественный ремонт  скважин — одно из главных условий увеличения добычи этого сырья. Квалифицированное и эффективное проведение этих работ, умелое использование современного комплекса оборудования, материалов и технологии требуют знаний работниками участков подземного и капитального ремонта скважин.

Также ремонт необходимо проводить современными методами, а не устаревшими несколько десятилетий назад. Проблема восстановления герметичности обсадной колонны - актуальная задача для нефтегазовой отрасли. Работы по восстановлению герметичности относятся к категории сложных и дорогостоящих, но и они не всегда имеют положительный результат. Поэтому создание не имеющих аналогов в России и за рубежом высокопрочных пластырей, рабочая часть которых изготовлена из стали, с управляемым эффектом памяти формы (ЭПФ), имеет большое значение для промышленности России. Низкое качество изоляционных работ по капитальному ремонту скважин, длительные сроки их проведения, высокая стоимость работ и малый срок восстановления герметичности колонны, а главное, невозможность восстановления герметичности обсадных колонн посредством применения различных тампонирующих материалов заставляет искать новые пути решения проблемы восстановления герметичности обсадной колонны.

В техническом аспекте наиболее привлекательны металлические пластыри, изготовленные из обработанного листового проката. Рабочие части цилиндрических пластырей, «свитые» в трубчатую заготовку, имеют длину не менее 1000 мм. Равномерный нагрев силового корпуса пластыря до температуры 350-400°С, при которой осуществляется ЭПФ и происходит частичное разгибание рулона до размеров в диаметре, равных размерам внутренних стенок обсадной колонны, может быть осуществлен за счет температуры горячих газов, образованных при сгорании порохового термогенератора, проходящего внутри пластыря.

Уровень технического обслуживания оказывает огромное влияние на выполнение целевых работ по добыче нефти, на него влияет: квалифицированность персонала, современность технологий, а также знание целесообразно или нет скважину чинить.

 

 

 

 

 

 

 

3. Направления совершенствования  организации технического обслуживания  в добыче нефти

3.1.Разработка комплекса  мер по повышению эффективности  организации технического обслуживания  в добыче нефти

 

Комплекс мероприятий по совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти весьма многогранен и включает несколько аспектов.

Таблица 3.1- Комплекс мероприятий по совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти

Мера	Характеристика
1.Увеличение текущих осмотров  оборудования	Количества текущих осмотров оборудования недостаточно для быстрых выявлений дефектов и поломок.
2.Привлечение дополнительных  специалистов для осмотров, ремонтов  и обслуживания оборудования	Увеличение штата специалистов
3.Планирование запасов  необходимых деталей	Планирование запасов необходимых деталей, во избежание простоя оборудования из – за отсутствия деталей
4.Проведение курсов повышения  квалификации мастеров	Проведение курсов повышения квалификации мастеров сторонней организацией для повышения скорости и качества работы персонала
5.Работа по своевременному  списанию и замене устаревшего  оборудования	Контроль за сроками эксплуатации оборудования.
6.Применение в ремонтной  работе современного оборудования  и техники	Необходимо следить за тем, чтобы оборудование не было устаревшим

 

 

Установлено, что ремонтные работы становятся более затратными и продолжительными при низкой выработке бригад и требуют применения более эффективных и прогрессивных способов и форм организации ремонтных работ на скважинах.

Данные после проведения переквалификации персонала представлены с помощью таблицы 3.2:

Таблица 3.2-Показатели ремонта после проведения переквалификации персонала

Параметр	2012 год	2013год
Штат, человек	203	203
Количество часов ,затраченных на ремонт и осмотр оборудования	324800	308100
Затрачено 1 человеком, дней	1600/8=200 рабочих смен	1518/8=190 рабочих смен

 

 

Штат по ремонту оборудования составляет 203 человека. После переподготовки на курсах повышения квалификации со сдачей экзаменов на ремонт оборудования  на 10% поменялся кадровый состав, неэффективный персонал был заменен на персонал с хорошей результативностью. Это помогло высвободить 10*203=2030 часов работы персонала на текущие осмотры для своевременного выявления поломок и освободить предприятие от принятия дополнительного персонала, что сокращает расходы на заработную плату.