Организация текущего и капитального ремонтов скважин

Висновки та пропозиц Метою даного курсового проекту було провести аналз дяльност Богородчанського управлння пдземного збергання газу, а зокрема дяльнсть його цеху пдземного та каптального ремонту свердловин. З аналзу технко-економчних показникв видно, що на 1998 рк ситуаця на пдпримств стаблзувалася. Зрс видобуток газу, вартсть основних фондв, закачка газу. Але варто звернути увагу на те, що основн фонди дуже зношен, в середньому на 60.

Високий рвень зношення основних фондв чи не основною причиною високого рвня частоти ремонтв. Високою також вартсть проведення ремонтв, при чому з кожним роком вона зроста. Це, вдповдно, вплива на зрст собвартост газу. Зростають також просто. Причинами простов недостатня забезпеченсть бригад спецальною технкою, а також недостатня кльксть ремонтних бригад. Погано також те, що максимально можливий час повнстю не використовуться, присутн також втрати

часу через порушення трудово дисциплни. В останньому роздл курсового проекту наведен заходи, як ведуть до скорочення тривалост ремонтв на х здешевлення та покращення х якост. Псля розрахунку ефективност вдповдних заходв, очевидно що буде корисно обробляти привибйну зону усх свердловин савенолом. Також використання модернзовано установки А-50м значно скоротить тривалсть ремонтних робт. МО

Украни вано Франквський Державний технчний унверситет нафти газу Кафедра економки пдпримства КУРСОВИЙ ПРОЕКТ Тема Органзаця поточного та каптального ремонту свердловин в НГВУ Богородчанське управлння пдземного збергання газу виконав студент групи ЕКН-97-1 Косенко В. М. Переврив О Лесюк вано-Франквськ 2000 р. Змст 1.Загальна характеристика Богородчанського управлння пдземного збергання газу1.Особливост дяльност

пдпримства2.Склад структура фонду свердловин3.Органзацйно-виробнича структура та матерально технчна база ремонтного пдроздлу72.Методичн основи виконання проекту1.Загально характеристика та класифкаця ремонтв свердловин2.Форми та методи проведення ремонтв3.Показники ефективност ремонту свердловин, методика х розрахунку193.Аналз ефективност органзац ремонту свердловин1.Динамка основних ТЕП БУПЗГ2.Аналз обсягв робт та витрат по каптальних пдземних ремонтах свердловин3.Аналз використання

календарного часу та структури ремонтного циклу4.Аналз рвня органзац виробництва та прац при ремонт свердловин304.Заходи по удосконаленню органзац ремонтв свердловин.1.Впровадження модернзованого станка А-50м для прискорення виконання ремонтних робт.2.Обробка привибйно зони савенолом з метою покрашення роботи свердловини.38Висновки та пропозиц40Список використано лтератури41 Вступ. Значення ремонту свердловин для пдтримання та вдновлення основних фондв

Богородчанського управлння пдземного збергання газу. Мета проекту. У всх галузях народного господарства особлива увага придляться покращенню використання виробничих потужностей основних фондв, росту фонду вддач. Основн фонди фзично зношуються, поступово втрачаючи свою споживчу вартсть. Фзичне зношення основних фондв виражаться у змн х природних властивостей, розмрв форм в результат довготривалих

механчних, хмчних та температурних впливв на них. Воно наста не тльки в процес виробничого використання, але й пд впливом сил природи. На розмри фзичного зношення впливають так фактори, як ступнь навантаження тривалсть, нтенсивнсть роботи т.д яксть основних фондв, особливост виробничого технчних процесв, яксть нагляду за основними фондами, в тому числ свочаснсть ремонту. Необхднсть ремонту виника при значному зношенн обладнання, коли нормальна роботоздатнсть обладнання

не може бути вд мна в процес експлуатац. Ремонт основних фондв каптальний поточний в якйсь мр лквдову фзичне зношення вдновлю роботоздатнсть основних фондв. Оскльки для створення основних фондв потрбн висок капталовкладення то кожне пдпримство зацкавлено у збльшенн термну х використання у виробничому процес. Термн служння основних фондв залежить вд ряду факторв вд матералу, з якого вони виготовлен, вд умов,

в яких вони використовуються, вд режимв роботи, вд технчно грамотност робтникв, як х використовують, вд змнност роботи, вд якост свочасност виробничих ремонтв, т.д. Краще використання виробничих фондв збльшу об м видобутку газу. Так лквдаця простов свердловин в очкуванн ремонту скорочення числа прискорення ремонтв, збльшення мжремонтного пероду роботи свердловин, пдвищення надйност роботи обладнання забезпечують прирст видобутку газу з

експлуатацйного фонду свердловин. З покращенням використання свердловин повнше використовуються трудов ресурси, пдвищуться продуктивнсть прац. Покращене використання основних фондв забезпечу прискорене обертання оборотних засобв, тобто збльшення отримання продукц з основних фондв опереджа рст оборотних фондв. В результат покращення використання свердловин знижуться собвартсть продукц. Це забезпечуться тим, що амортизацйн вдрахування залишаються незмнними або збльшуються повльнше нж

об м виробництва, тому амортизаця свердловин в розрахунку на оди метр кубчний газу зменшуться. Головною задачею залишаться перш за все ефективне використання експлуатацйного фонду свердловин, збереження в довгостроковй експлуатац всього роботоздатного фонду свердловин шляхом технчного контролю за експлуатацю свердловин, надйного обслуговування, свочасного яксного проведення ремонтв. Пдвищення рвня використання свердловин ма на мет також збльшення мжремонтного пероду, прискорення процесу

ремонту свердловин. Метою курсового проекту знаходження шляхв ефективного використання створеного експлуатацйного фонду свердловин, збереження в тривалй експлуатац всього робочого фонду свердловин шляхом контролю за експлуатацю свердловин, надйного обслуговування свердловин, свочасного яксного проведення ремонтв. Роздл 1. Загальна характеристика Богородчанського управлння пдземного збергання газу. 1.1 Особливост дяльност пдпримства Богородчанське управлння пдземного збергання газу створене на баз

богородчанського газового родовища, розмщеного на територ Богородчанського району вано-Франквсько област. Призначення пдземного збергання газу створення страхового запасу для газопроводв Союз, Уренгой Памари Ужгород, Прогрес, як розмщен на вдстан 5,5 км. Приблизно на такй самй вдстан вд управлння збергання газу розмщен газокомпресорн станц, Богородчанське управлння магстральних газопроводв.

Основн показники Богородчанського ПЗГ Загальний об м ПЗГ3420 млн. м3Об м активного газу2300 млн. м3Об м буферного газу1120 млн. м3Максимальний пластовий тиск107 кгссм2Мнмальний пластовий тиск36 кгссм2Мнмально можливий вдбр30 млн. м3 на добуПродуктивнсть ПЗГ за перод 100-добового вдбору23 млн. м3 на добуТривалсть роботи ПЗГ за перод 100-добового вдборуТривалсть роботи ПЗГ в максимальному 30 млн. м3 за добу режим25 дбМаксимальний

робочий тиск на вибо свердловини при закачц99 кгссм2Максимальний робочий тиск на виход ДКС при закачц газу100 кгссм2Мнмальний робочий тиск на вибо свердловини при вдбор газу27 кгссм2Максимальна продуктивнсть одн свердловини500 тис. м3добуБогородчанське управлння пдземного збергання газу створене з цллю нормування стороннх нервномрностей споживання газу, безперервного стабльного постачання газу на експорт, а також лквдац можливих аварйних ситуацй на лнях газопроводу.

Ритмчнсть роботи виробничих та допомжних об ктв забезпечуться вдповдними структурними пдроздлами станц пдземного збергання газу. Крм Богородчанського сховища газу до складу Богородчанського управлння пдземного збергання газу входять Кадобнянське пдземне сховище газу, Надврнянський автотракторний цех, виробнич пдроздли по видобутку газу та газоконденсату, служба по каптальному ремонту свердловин, а також

Битнвська ДКС. 1.2 Склад структура фонду свердловин. Дючий експлуатацйний фонд пдземного сховища газу склада 168 свердловин, в тому числ 156 каптально-експлуатацйних, 10 спостережливих 2 лквдован в зв язку з розвитком зсуву. Вс експлуатацйн свердловини пробурен в 1982-1988 рр мають двоколонну конструкцю, кондуктор даметром 224, мм спущений до глибини 80-100 м, зацементована до гирла.

Промжна колона даметром 245 мм спущена до глибини 877-1025 м, зацементована до гирла. Експлуатацйна колона даметром 168 мм спущена на глибину вд 1186 до 1250 м, зацементована до гирла. Експлуатацйн свердловини обладнан насосно-компресорними трубами даметром 144 мм. Спостережлив свердловини мають таку ж конструкцю як експлуатацйн. Вони використовуються для контролю за газонасосними пластами, що знаходяться вище за межами продуктивного

горизонту пдземного сховища газу. Контроль за поверхневими гальковими горизонтами, що залягають на глибин 10-30 м, забезпечуться сткою спецально розбурених свердловин глибиною 50 м. Таких свердловин розбурено 28. 1.3 Органзацйно-виробнича структура та матерально технчна база ремонтного пдроздлу. Головним завданням цеху пдземного каптального ремонту свердловин свочасний та яксний ремонт експлуатацйних свердловин, виконання робт по нтенсифкац продуктивного пласта в експлуатацйних та спецальних

свердловинах, а також випробування та впровадження у виробництво ново технки технолог. Вдповдно з основними задачами цех викону так функц - Участь у розробц рчних, квартальних та оперативних мсячних планв дяльност цеху та органзацйно-технчних заходв - Проведення пдготовки до ремонту здйснення пдземного каптального ремонту експлуатацйних та нших свердловин, як значаться у фонд БУПЗГ, вдповдно з затвердженими планами робт, виконання робт по нтенсифкац

видобутку газу, освоння свердловин псля проведення ремонтв - Розробка здйснення заходв, спрямованих на скорочення часу простою свердловин в ремонт без втрати його якост, скорочення витрат газу, здешевлення ремонтв, економ паливно-енергетичних матеральних ресурсв, рацональне використання обладнання резервв виробництва, пдвищення коефцнта експлуатац свердловин - Розробка спльно з виробничо-технчним вддлом пдпримства рчних графкв планово-попереджувальних ремонтв,

профлактичних оглядв, випробувань, огляд закрпленого за цехом обладнання, забезпечення свочасного та яксного х виконання - Складання рчних заявок на обладнання, нструмент та матерально-технчн засоби, необхдн для роботи, а також визначення х резервного запасу для ремонтних потреб цеху - Визначення потреби в транспортних допомжних засобах та забезпечення х правильного та рацонального використання - Органзаця роботи по впровадженню та випробуванню ново технки, видача попереднх ухвал на випробування

нових видв обладнання та нструменту для пдземного каптального ремонту свердловин - Проведення вдбраковки та пдготовки актв на списання обладнання, яке виявлене непридатним, нструменту пристосувань, як знаходяться на баланс цеху - Органзаця робт по збиранню, збереженню та здач металобрухту в установленому порядку - Планування дяльност цеху нормування прац робтникв, розробка заходв по зниженню трудомсткост виконуваних робт - Органзаця робт по рацоналзац та винахдництву механзац та автоматизац

трудомстких процесв - ведення оперативно-технчно документац паспортизац обладнання та споруд, облку х наявност, руху та технчного стану - складання та надання звтност з усх видв дяльност цеху - участь у розслдуванн причин аварй виходу з ладу обладнання при пдземних каптальних ремонтах свердловин, вживання заходв по х усуненню, облк аварй, складання актв, рекламацй на обладнання нструмент з заводськими дефектами - забезпечення безпечних умов прац, дотримання працвниками правил, норм вимог охорони прац та технки

безпеки, промсантар, пожежно безпеки, охорони надр навколишнього середовища. Органзацйна структура цеху будуться вдповдно з завданнями, як стоять перед цехом, з урахуванням конкретних умов дяльност, з дотриманням принципу оптимально експлуатац пдроздлв при виробництв визначених видв робт. Органзацйну структуру цеху каптального та пдземного ремонту свердловин наведено на схем 1. Органзацйна структура цеху каптального пдземного ремонту свердловин

БУПЗГ. Схема 1. Начальник цеху здйсню загальне кервництво, забезпечу максимальне використання виробничих потужностей, найновше завантаження правильну експлуатацю обладнання, рацональну органзацю роботи бригад, розробку впровадження заходв, спрямованих на удосконалення виробництва, його механзацю та автоматизацю, здйсню пдготовку проведення пдземного каптального ремонту свердловин, забезпечу технчно правильну експлуатацю обладнання виконання профлактичних оглядв випробувань обладнання.

Майстри кервники бригад керують всю вирбничо-господарською дяльнстю бригад, забезпечують умови для свочасного та яксного виконання передбачених планом робт з утриманням правил експлуатац обладнання, норм вимог з охорони прац , технки безпеки, пожежно безпеки, охорони навколишнього середовища. До складу робт, як викону бригада КРС входять огляд переврка справност нструменту, монтаж демонтаж установок для каптального ремонту свердловин, пдготовч та заключн роботи, спуско-пдйомн операц з шаблонуванням

труб, золяцйн та геофзичн роботи, онно-кислотн ванни, змна перетяжка каната, нш види допомжних робт, роботи по розпаркеруванню паркера, роботи зв язан з промивкою циркуляцю свердловини, ремонтно-профлактичн роботи т.д. До складу робт, як викону бригада ПРС входять очистка грязневих солевих пробок в насосно-компресорних трубах, установка зняття клапана-вдскача, нгбторного клапана, глухо пробки, вдкриття-закриття циркуляцйного клапана та нших клапанв, монтаж демонтаж рубрикатора, дослдн роботи спуск глибинних манометрв

та нших приладв, вдбр проб рдини з свердловини, ремонтно-профлактичн роботи т.п. Вддл матерально-технчного постачання забезпечу вс робоч мсця цеху ПКРС необхдним обладнанням, запасними частинами, пристосуваннями, основними допомжними матералами, нвентарем, спецодягом захисними засобами. Роздл 2. Методичн основи виконання проекту. 2.1 Загальна характеристика та класифкаця ремонтв свердловин.

Безперервнсть процесу видобутку нафти газу в першу чергу залежить вд правильно експлуатац, обслуговування та ремонту свердловин. Необхднсть органзац спецального обслуговування ремонту видобувних свердловин пов язана не тльки з знанням експлуатацйного обладнання, але й з проведенням комплексу спецальних заходв по охорон надр. Основним завданням ремонтних пдроздлв пдтримання в працездатному стан експлуатацйного фонду свердловин та попередження зносу обладнання при необхдному додержанн правил охорони надр.

Одночасно модернзуться замнються застарле обладнання. Хороший стан та тривала служба дючих свердловин можуть бути забезпечен тльки при погодженн дяльност працвникв по експлуатац та ремонту. Вся робота по ремонтному обслуговуванню свердловин передбача догляд за експлуатацйним обладнанням в перод мж черговими ремонтами мжремонтне обслуговування, та проведення планових ремонтв свердловин. Догляд за свердловинами важливий момент роботи по пдтриманню х в працездатному

стан, зменшенню зношення робочих частин експлуатацйного обладнання, збльшення мжремонтних перодв служби свердловин. Роботи по догляду за свердловинами ведуться у форм маршрутного обходу, згдно з графком, в якому зафксован вс операц, що повинн бути виконан кожного дня. Планов ремонти свердловин включають як ремонт наземного так пдземного обладнання. Пдземний ремонт обладнання включа проведення поточних каптальних ремонтв свердловин.

Поточний пдземний ремонт свердловин явля собою комплекс заходв по пдтриманню пдземного експлуатацйного обладнання у робочому стан. Найчастше пдземн роботи ведуться в порядку планово-попереджувальних ремонтв. Але на практиц проводять вдновлювальн ремонти з метою усунення рзних порушень нормально експлуатац свердловин або в наслдок пропускв встановлених термнв проведення чергових ремонтв. Так порушення супроводжуються зниженням дебтв або навть повним припиненням подач нафти.

При поточних пдземних ремонтах проводяться операц з насосно-компресорними трубами спуск пднмання лфта, переврка замна окремих труб, змна типорозмру лфтових труб глибини х пдвски, очистка лфтових труб, з насосними штангами переврка замна окремих штанг, змна типорозмрв насосних штанг, лквдаця обривв штанг, очистка штанг, з насосами спуск пднмання насосв, переврка замна насосв, змна глибини пдвски насоса та його типорозмру, роботи з пусковими та захисними пристроями спуск та пднмання пристров, переврка

та замна пристров, х очистка та роботи, що проводяться безпосередньо в свердловинах проведення геолого-технчних заходв, дослдницьких робт та очистка призабйних зон вд парафну, пску, солей та продуктв короз. З точки зору робт, що виконуються, поточн ремонти можна подлити на три групи технчн, вдновлювальн та аварйн рис. 1. Рис. 1 Класифкаця поточних пдземних ремонтв свердловин Технологчн ремонти це ремонти свердловин, необхднсть яких зумовлена умовами способами експлуатац свердловин

та технологю розробки покладв родовищ. Як видно з наведеного рисунка, в склад технологчних ремонтв включають роботи по змн способу експлуатац свердловин, технчного режиму х роботи, попередженню ускладнень аварй з обладнанням в свердловинах та ремонти з метою проведення дослдних робт. Ремонти по замн способу експлуатац включають роботи, пов язан з спуском та пдйомом обладнання для замни одного способу експлуатац на нший, а також для переведення видобувних свердловин в нагнтальн, як використовуються

для пдтримання пластового тиску. До ремонтв по замн технчного режиму роботи свердловин вдносяться ремонти по змн глибини зануренням насосв пд рвень рдини, змни х типорозмрв, спуску та замн глибинних штуцерв. Для попередження ускладнень аварй з обладнанням та свердловинами проводяться ремонти по спуску, переврц або замн пускових захисних пристров пусков та газов якор, фльтри, пусков клапани, паркери, т.д переврц або замн насосно-компресорних труб штанг, замн типорозмрв штанг труб, очистц пдземного обладнання та

вибою свердловини вд парафну, пску, солей продуктв короз. До ремонтв по проведенню дослдницьких робт вдносяться ремонти, що пов язан з пднманням труб або штанг. При цьому можуть проводитися дослдницьк роботи по контролю рвня вдбору глибинних проб, замрюванню пластових тискв, вивченню характеру виборки продуктивних пластв, рзн дослдження нагнтальних свердловин т.п. Вдновлювальн це роботи по вдновленню або збльшенню продуктивност свердловин.

Вони подляються на ремонти по вдновленню режиму роботи свердловин ремонти по впливу на привибйну зону свердловин. Для вдновлення режиму роботи свердловин проводиться замна насосв, а для виконання робт по впливу на привибйну зону свердловин пуско-пдймальн роботи з трубами штангами. Аварйн це ремонти, що проводяться з метою лквдац ускладнень авар з насосними штангами, сальниковим штоком та обв язкою устя свердловин. Каптальний ремонт свердловин ма сво особливост, як зумовлен тим,

що свердловини являють собою систему експлуатацйного обладнання план. Тому пдземний каптальний ремонт свердловин пов язаний з роботами по вдновленню працездатного стану горизонту, що експлуатуться пдземно частини експлуатацйного обладнання, а також з проведенням заходв по охорон надр. Каптальн ремонти свердловин направлен на пдтримання дючого фонду свердловин в працездатному стан, а також на вдновлення дючих свердловин, тобто нарощування дючого фонду свердловин.

За аналогю з поточними, каптальн ремонти можна подлити на технчн, вдновлювальн та аварйно-лквдацйн. До першо групи вдносяться ремонтно-золяцйн роботи, перехд на нш горизонти приднання пластв, переведення свердловин на використання за ншим призначенням та введення в експлуатацю ремонт нагнтальних свердловин. Група вдновлювальних ремонтв включа обробки призабйних зон та рзн дослдження свердловин. Третя група охоплю усунення негерметичностей експлуатацйних колон, усунення аварй, що допущен в процес

експлуатац чи ремонту, консервац реконсервац та лквдац свердловин. Найбльш поширен при каптальних ремонтах свердловин роботи по цементуванню свердловин, як проводять при всх видах ремонтно- золяцйних видах робт, при переход на нш горизонти, при заглибленн та лквдац свердловин, при проведенн комплексу пдземних робт, пов язаних з бурнням. Значна кльксть робт представлена рзними роботами, що проводяться при лквдац аварй витягування з свердловин

насосно-компресорних труб, як присипан пском, цементом, насосних штанг, свердловинних насосв, газових якорв, фльтрв, сталевих каналв, очистки свердловин вд предметв т.п. нш ремонтн роботи пов язан з усуненням пошкоджених обсадних труб, змною конструкц свердловини, боротьбою з коркоутворенням вирзкою чи виправленням обрзв колон та н. В залежност вд конкретних виробничих умов поточн каптальн ремонти можуть виконувати рзн спецалзован пдроздли. Це можуть бути цехи поточного ремонту ремонту свердловин, або цехи поточного

каптального ремонту свердловин, що найбльш поширеними. Органзаця виробництва прац при проведенн ремонтв свердловин може бути рзною, але найрацональншою така, при якй рзн види робт виконують спецалзован ланки або бригади. Це органзована форма органзац робт. В склад цеху каптального ремонту свердловин видляються звичайно окрем дльниц по поточному ремонту каптальному ремонту, бригади яких працюють за безперервним графком

в дв або три змни. Окремо органзуються пдготовч бригади бригада нструментальникв та ремонтно-механчна служба. Бригада нструментальникв викону роботи по ремонту турбобурв, проводить бурильн роботи, що виникають при каптальному ремонт свердловин, та викону нш роботи, працюючи в одну змну. Пдготовча бригада викону роботи по пдготовц свердловин до поточного каптального ремонтв, ма в свому склад важкомонтажникв, що виконують монтажно-демонтажн роботи а також ланку по пднманню, прошивц обробц

свердловин. Вс пдроздли бригади працюють найчастше в дв змни. Ремонтно-механчна служба викону роботи по ремонту труб, штангових насосв, нструмента та дефектоскоп труб обладнання. Працю найчастше в одну змну. Крм спецалзованих цехв поточного каптального ремонтв свердловин, до цих робт залучаються управлння технчного транспорту, прокатно-ремонтн цехи по ремонту експлуатацйного обладнання та електрообладнання електропостачання, а також цех науково-дослдницьких виробничих робт.

2.2. Форми та методи ремонту свердловин. В залежност вд конкретних умов виробництва органзаця ремонтних робт може здйснюватись в трьох формах централзован, децентралзован та змшан. При централзованй форм органзац ремонтв вс види ремонтних робт та вдновлення запасних частин проводяться на спецалзованих ремонтних базах, спецалзованих ремонтно-механчних заводах, центральних ремонтно-механчних майстернях, центральних БВО. При цьому спецалзован ремонтн бригади проводять як ремонт, так мжремонтне

обслуговування. Централзована форма органзац да можливсть краще органзувати робоч мсця, оснастити х необхдним обладнанням, що забезпечить проведення ремонту на високому технчному рвн. Разом з цим дана форма ма два стотн недолки. Як лишн затрати часу та грошових коштв на доставку обладнання на ремонтну базу назад та можливсть проведення ремонтв високогабаритного обладнання в закритих примщеннях. При децентралзованй форм органзац ремонтв вс види ремонтного обслуговування, включаючи виготовлення

необхдних запасних частин, проводиться силами технчними засобами власно ремонтно бази, тобто силами окремих цехв. В порвнянн з централзованою децентралзована форма проведення ремонтв ма ряд недолкв необхднсть розмщення ремонтних засобв по окремих об ктах майстернях, вдсутнсть квалфкованого кервництва, та нормального матерально-технчного постачання, низький рвень квалфкац ремонтних робтникв, низький коефцнт використання верстатного парку та ншого ремонтного обладнання, зниження якост робт.

Найчастше можна використати при значних вддалях мж пдпримством та ремонтними базами тому така форма найхарактерншою для бурових пдпримств, що працюють в нових або вддалених районах. При змшанй форм рзн види ремонтного обслуговування виконуються по рзному. Каптальн ремонти звичайно проводяться на спецалзованих ремонтних базах, а технчне обслуговування поточн ремонти безпосередньо в цехах. Данй форм притаманн вс недолки децентралзовано форми тому використовуться

на великих середнх пдпримствах, що мають цнну ремонтну базу. Крм того, можна використовувати в нших пдпримствах як промжний варант при переход до централзовано форми виконання ремонтв. В залежност вд масштабв робт, видв використованого обладнання та мсцевих умов ремонт обладнання може бути виконаний одним з даних методв метод псляоглядового ремонту, метод перодичних ремонтв та метод планово-попереджувальних ремонтв.

Суть псляоглядового ремонту поляга в тому, що обладнання пдляга перодичним оглядам, на основ яких визначаться термн вид чергового ремонту. Перодичнсть огляду встановлються виходячи з орнтовних термнв служби деталей вузлв обладнання. В результат огляду складаються вдомост дефектв, що включають детальн вдомост про ступнь зносу, а також опис виявлених несправностей перелк робт по х усуненню. Ц дан основою для планування обсягв та термну проведення ремонтних робт.

Використовуться цей метод дуже рдко, найчастше його можна зустрти при ремонт нестандартного, спецального, нового обладнання, яке до того ж використовуться в ндивдуальному порядку. Основн види робт при метод перодичних ремонтв проводяться в точнй послдовност. Обсяг порядок чергових ремонтв визначаються тривалстю служби змнних деталей та вузлв. За строками служби детал та вузла кожно машини, кожного верстата, кожного виду обладнання класифкуються,

в залежност вд середнього пероду х служби встановлюють термн обсяг ремонтних робт. Конкретний змст та строки робт пзнше можуть уточнюватись на основ оглядв складених дефектних вдомостей. Цей метод найхарактернший для унверсального обладнання, що використовуться широко в усх пдроздлах пдпримства. Це вдноситься до ремонту нескладного обладнання, простих машин, що працюють при змнному режим навантаження та обслуговуються недостатньо квалфкованим експлуатацйним ремонтним персоналом.

Метод планово-попереджувальних ремонтв базуться на обов язковому перодичному плановому оновленн обладнання шляхом замни частини деталей та вузлв незалежно вд х технчного стану. Головне в цьому метод його профлактичний характер, що дозволя значно подовжити термн служби обладнання, зберегти високу яксть його роботи, а також прискорення затрати на планов ремонти. Метод планово-попереджувальних ремонтв найкращий для обладнання, що працю в сталому режим.

Його використовують також при ремонт обладнання, вд безперебйно роботи якого залежить безперервнсть технологчних процесв та безпека людей. Звичайно, на практиц н один метод в чистому вигляд не використовуться. Так, на Богородчанському управлнн пдземного збергання газу використовують комбнацю усх трьох методв. 2.3. Показники ефективност ремонту свердловин, методика х розрахунку. Важливим елементом органзац обслуговування оцнка рвня та ефективност проведено роботи.

Для ц мети необхдно використовувати певну систему показникв. Показники ефективност ремонту свердловин подляють на дв групи загальн спецальн. До загальних вдносяться показники органзац прац. Серед них коефцнт використання робтникв за квалфкацю, коефцнт використання робочого часу та коефцнт трудово дисциплни. 1. Коефцнт використання робтникв за квалфкацю характеризу вдповднсть рвня квалфкац робтникв квалфкац

виконаних ними робт визначаться за формулою 2.1 де РРБ середнй квалфкацйний розряд працвникв, РР середнй розряд виконання робт. 2. Коефцнт використання робочого часу характеризу рвень використання максимально можливого робочого часу 2.2 де ТЕ ефективний, фактично вдпрацьований час одним робтником або групою робтникв за даний перод часу ТРН максимально можливий фонд робочого часу. 3.

Коефцнт трудово дисциплни характеризу втрати часу, що мають мсце при порушенн трудово дисциплни 2.3 де tВЗ внутризмнн втрати часу в кратних одиницях вимру tЦД цлоденн втрати робочого часу tЗМ тривалсть змни ТПЛ плановий фонд робочого часу одного робтника в даному перод ЧДП кльксть робтникв, що допустили порушення трудово дисциплни Ч загальна кльксть всх робтникв. До спецальних показникв можна вднести тривалсть мжремонтного пероду,

тривалсть частоти ремонтв, коефцнт плановост ремонтв, коефцнт частоти ремонтв, коефцнт використання верстатного парку в час за потужнстю. 4. Тривалсть мжремонтного пероду характеризу в узагальненому вигляд яксть проведення ремонтв, що проявляться у збльшенн ремонтного циклу 2.4 де ТУ тривалсть фактичного циклу ремонту обладнання ПР кльксть ремонтв в ремонтному цикл 5. Коефцнт плановост ремонтного обслуговування характеризу рвень додержання графку планово-попереджувальних

ремонтв 2.5 де ПД кльксть ремонтв рзних видв, що проведен з додержанням планових термнв ПРП загальна планова кльксть усх видв ремонтв. 6. Коефцнт частоти ремонтв показу кльксть ремонтв, що в середньому припадають на одиницю обладнання за даний перод часу 2.6 де ПРЗ загальна кльксть ремонтв, що проведена в даному перод по видах обладнання ПО кльксть одиниць обладнання фонд свердловин. 7. Коефцнт використання верстатного парку ремонтно бази

за часом характеризу рвень екстенсивного його використання 2.7 де ТФ фактичний час роботи обладнання за даний перод часу ТП плановий ефективний фонд часу роботи Роздл 3. Аналз ефективност органзац ремонту свердловин. 3.1 Динамка основних технко-економчних показникв дяльност Богородчанського управлння пдземного збергання газу.

Ефективнсть дяльност будь-якого пдпримства характеризуться системою показникв, як вдображають його предмет прац, рвень використання засобв прац та результати дяльност. Для аналзу дяльност Богородчанського управлння пдземного збергання газу взято так показники, як середньо-спискова чисельнсть працвникв, балансова вартсть основних фондв, видобуток газу та закачка газу. Рвень цих показникв за останн три роки наведений у таблиц 3.1

Основн ТЕП БУПЗГ ПоказникиРоки199619971998Балансова вартсть ОФ, тис. грн970031009675799,74111627115,07ССЧ, чол325100350107,69354108,92Видобуток газу, тис. м326000010022600086,9225510198,11Закачка газу, тис. м31920450100128480066,9190939799,42Табли ця 3.1 Для характеристики аналзу динамки виробництва використовують показники абсолютного приросту, темпу росту темпи приросту, абсолютне значення 1 приросту. 2. Абсолютний прирст - базовий

АБ А - АТ - ланцюговий АП А - АЛ 3. Темпи зростання 3. Темпи приросту 4. Абсолютне значення 1 приросту Результати розрахунку цих показникв записан в таблиц 3.2 РокиАбсолютний прирстТемпи зростанняТемпи приростуАбсолютне Значення 1базиснийланцюговийбазиснийланцюговийбаз иснийланцюговийБалансова вартсть ОФ1996-246-246100100 1997-247-24699,7499,74-0,26-0,26946,1519 981462414870115115,31515,3974,43Середньо

-спискова чисельнсть1996 100100 19972525107107773,571998294109101913,22В идобуток газу1996 100100 1997-34000-3400086,9286,92-13,08-13,0825 99,381998-48991910198,11112,87-1,8912,87 2592,06Закачка газу1996 100100 1997-635650-63565066,966,9-33,01-33,0119 256,31998-1105362459799,4148,61-0,648,61 18421,7 Аналзуючи наведен дан можна зробити висновок про стабльну роботу Богородчанського управлння пдземного збергання газу на протяз останнх трьох рокв. Спостергаться спад спад у 1997 роц. Скорочення видобутку та закачки газу вдповдно на 13,1 та 33,1 зумовлене

вдсутнстю достатньо клькост обгових коштв та зниження об мв перекачувань газу Богородчанським управлнням магстральних газопроводв. Зниження балансово вартост основних фондв на 0,26 вдбулася за рахунок амортизац а не через реальн зниження х наявно мсткост. При цьому на пдпримств зроста чисельнсть працвникв на 7,7. Дяльнсть пдпримства на протяз 1998 року дала хорош результати.

Спостергаться зрст кожного з показникв. Так, балансова вартсть основних фондв, зросла на протяз 1998 року у порвнянн з 1997 роком на 15,3 , чисельнсть працвникв на 1, видобуток газу на 12,87 закачка газу на 48, 61. Рст середньо-списково чисельност на протяз 1997-98 рр вдбувся в основному за рахунок розширення пдсобного господарства, та початку функцонування продовольчого магазину у смт. Богородчанах. Станом на кнець 1997 року основн фонди пдпримства були знижен на 51, 8 , а виробнич

ОФ на 67,9. Тому було прийнято ршення про вдновлення найбльш значних ОФ у 1998 роц. З цю метою було придбано новий котел-пароутворювач КТ-Д7215 для котельн. Цим пояснються зрст балансово вартост у 1998 р. У зв язку з покращенням фнансового стану пдпримства у 1998 р та збльшенням Богородчанським управлнням магстральних газопроводв об ктв перекачування газу зросли видобуток закачка

газу майже до рвня 1996 р. Взагал можна зробити висновок про успшну роботу пдпримства на протяз останнх трьох рокв. Про це говорять збльшення об мв закачки та видобутку газу, розширення штату пдпримства. 3.2 Аналз обсягв робт та витрат по каптальних пдземних ремонтах свердловин. Для аналзу обсягв робт та витрат необхдн дан, як занесен у таблицях 3.2.1 та 3.2.2 Види виконання пдземних ремонтв таблиця 3.2.1 Середня тривалсть ремонту, год.

Середня вартсть ремонту, грн.19961997до 19961998до 199619961997до 19961998до 19961. Лквдаця обриву та вдкручування штанг72,267,5-6,576,81,08110,57250,26,16 49,6122,32. Лквдаця обриву НКТ113,3128,213,1118,61,0463,14475,27457 6,6720,23. Лквдаця несиметричност лфта79,856-29,822,4-71,944,85207,646314, 47-67,74. Пдготовка проведення ОТЗ111,6 53,72 5. Дослдження св-н75,468,8-8,680,11,0642,54255,0459951 ,7421,66.

Промивка вибою св-ни68,9 38,9-43,538,72 25,13-35,17. Змна глибини пдвски НКТ свердловинного обладнання43,438,3-11,744,21,8424,39141, 948,128,5517,058. Депрофлзаця НКТ62,466,46,4 37,05246,1460,1 9. Замна пдсмнного обладнання паркера 10. Промивка пробки 11. нш ремонти 125 76,79- Основн показники пдземного ремонту свердловин таблиця 3.2.2 ПоказникиРоки19961997до 19961998до 19961. Кльксть виконаних ремонтв796792-0,5765-3,82.

Кльксть працвникв413406-1,7413-3. Кльксть ремонтв на 1-го робтника1,931,951,031,85-4,14. Вартсть всх закнчених ремонтв33495082264328-32,3377604012,75. Середня вартсть 1-го зак. ремонту42082859-32-3987-5,3 Види виконання каптальних ремонтв таблиця 3.2.3 Середня тривалсть ремонту, год.Середня вартсть ремонту, грн.19961997до 19961998до 199619961997до 19961998до 19961.

Лквдаця порушення експлуатац. колони70,772,42,474,85,8402400,8-0,49450 ,312,42. Ловильн роботи30,731,21,632,97,2258,8243,2-6,032 61,81,23. Лквдаця свер-н14,912,6-15,910,827,5244,7236,8-3, 2220,4-9,94. Гдравлчн розриви продуктивних пластв24,327,111,526,59,05263,5250,7-4,8 240,4-8,85. Кислотн обробки привибйних зон свердловин 5.1 солянокисл 5.2 термокисл13,614,88,812,8-5,8102,6104,21, 5102,80,212,713,45,513,67,1111,5110,30,9 109,5-1,8129-2512,43,369,264,86,466,1-41 56.

Обробка свер-н ПАР15,713,2-15,918,215,9113,4110,2-2,811 2,7-0,67. Прострли продуктивних горизонтв27,324,1-11,725,4-6,9307,3300,4 -2,24312,51048. золяця припливу пластово кори а магнм б цементом з алюмнвою пудрою в полвнловим спиртом14,912,6-15,413,8-7,4120,4-10,511 9,8-0,51614,5-9,418,314,4320,1318,4-0,53 20,90,211-210084,383,8-0,687,23,449. Введення нових свер-н з лквдованого фонду та бездючого фонду23502-158,2142,7-9,8150,7-4,710. Прошивка вибою свердловини22-2-136129,5-4,7132,9-2,3

Основн показники каптального ремонту свердловин таблиця 3.2.4 ПоказникиРоки19961997до 19961998до 19961. Кльксть виконаних ремонтв7165-8,465-8,42. Кльксть працвникв300300-282-63. Кльксть ремонтв на 1-го робтника0,240,22-8,30,23-4,14. Вартсть всх закнчених ремонтв16088601294800-19,5223074538,65. середня вартсть 1-го закнченого ремонту2266012920-42,93431551,4 З наведених показникв пдземного ремонту свердловин бачимо, що кльксть пдземних ремонтв у 1995 знизилася

на 0,5 у 1998 роц на 3,8 у порвнянн з 1994. Це пов язано з зниженням експлуатацйного фонду свердловин. Найбльше проведено пдземних ремонтв, пов язаних з лквдацями обривв та вдкручуванням штанг, обривв НКТ, лквдацю негерметичностей лфта, а також дослдженням свердловин. Кльксть проведених каптальних ремонтв на протяз 1994 1996 рр в середньому склада 67 ремонтв, що значно менше вд середньо клькост пдземних ремонтв, яка становить 784 ремонти.

Це пов язано з тим, що вс ремонти свердловин проводяться силами бригад пдземного ремонту. Це викликане тим, що вартсть проведення каптального ремонту свердловин дуже високою. Проаналзувавши рвн вартост каптальних ремонтв за останн три роки бачимо, що у 1997 роц вартсть капремонту зменшилась на 42,9, а у 1998 роц зросла на 51,4. А вартсть пдземного ремонту зменшилась у 1997 роц на 32 у 1998 роц на 5,3 у порвнянн з 1994 роком. Витрати на ремонт свердловин залежать вд стану фонду свердловин,

трудомсткост якост ремонту, технчного рвня органзац робт. Також велику роль вдграють геологчн фактори, так як глибина пдвски насосно-компресорних труб, досконалсть технки технолог, квалфкац кадрв, матерально-технчного забезпечення. Так як витрати на ремонт свердловин впливають на собвартсть продукц, то один з резервв пдвищення ефективност ремонту зниження його вартост. Зниження вартост можна досягти за рахунок визначення видлення коштв засобв

на каптальний ремонт свердловин з врахуванням термнв х експлуатац, регламентування втрат шляхом встановлення параметрв витрат на ремонт свердловин, встановлення оптимально клькост ремонтних бригад, забезпечення впровадження передово технки технолог проведення ремонту свердловин та нше. 3.3 Аналз використання календарного часу та структури ремонтного циклу. Баланси календарного часу бригад пдземного та каптального ремонту свердловин наведено в таблицях 3.3.1

та 3.3.2 Баланс календарного часу роботи бригади каптального ремонту свердловин. таблиця 3.3.1 Роки199619971998Вдроблено годин, всього в т. ч. продуктивний час з них глушння перезд3782336731332023221582,53202787,22 913587,815574,816725,219466,897439412,99 833,3Пдготовчо-заключн роботи22857,119946,223438,0Безпосередньо ремонти2739985,12742085,72386381,9 в т. ч. непродуктивний час560814,8470412,8406712,2 з них просто 560814,8470412,8406712,2 в т. ч. по причин несправност пдйомникв71312,7167735,7284369,9Роботи не зв язан з ремонтом свердловин489587,3302764,3122430,1Баланс календарного часу роботи бригади пдземного

ремонту свердловин таблиця 3.3.2 Роки199619971998Вдроблено годин, всього в т. ч. продуктивний час з них глушння перезд5963159005584715609494,15532693,85 341391,346148,248068,74796918503,320393, 720873,9Пдготовчо-заключн роботи696812,4638611,5687712,9Безпосеред ньо ремонти4266276,14211376,13965374,2 в т. ч. непродуктивний час35375,936796,250588,7 з них просто 35375,936796,250588,7 в т. ч. по причин несправност пдйомникв303785,9211257,4377774,7Роботи не зв язан з ремонтом свердловин З наведених даних видно, що вдпрацьований час роботи бригади пдземного

ремонту свердловин на протяз 1996-1998 рр. постйно зменшуться. Так, у 1996 роц вн становив 59631 год а у 1998 роц 35202 год. Бачимо, що бльшу частину продуктивного часу як при пдземних так при каптальних ремонтах свердловин займа безпосередньо ремонт, багато продуктивного часу займають пдготовчо-закнчуюч роботи. При пдземному ремонт свердловин спостергаться зростання непродуктивного часу.

На протяз 1996-1998 рр зростання становило у процентному вдношенн 2,8 . В цей же час непродуктивний час бригади каптального ремонту свердловин на протяз останнх трьох рокв зменшився на 2,6 . Просто бригади пдземного ремонту свердловин пов язан в основному з несправнстю пдйомника, а бригади каптального ремонту свердловин з роботами, що непов язан з ремонтом свердловин. Судячи з балансу календарного часу роботи бригад каптального та пдземного ремонту свердловин просто

залишаються проблемою для управлння. Причинами простов при ремонтах - старння фонду обводнення свердловин - недостатня забезпеченсть бригад спецальною технкою - недостатня кльксть ремонтних бригад та бригад по пдготовц свердловин до ремонту. Значну частину загального часу ремонту свердловин склада час, який затрачаться спуско-пдймальн операц. Для зменшення тривалост цих робт необхдна чтка налагоджена робота членв бригади, правильний розподл мж ними обов язкв, застосування передових методв роботи.

3.4 Аналз рвня органзац виробництва та прац при ремонт свердловин. Аналз рвня органзац виробництва та прац при ремонт свердловин проводиться за методикою, яка висвтлена в п 2.3. Там наведений хд розрахунку показникв, за допомогою яких можна проаналзувати рвень органзац виробництва та прац при ремонт свердловин. Вихдн дан для розрахунку цих показникв занесен в таблицю 3.4.1. Вхдн дан таблиця 3.4.1. 19961997199812341. сер. квалфкацйний розряд робтникв,

РРАБ4,54,54,52. сер. розряд виконуваних робт РР4,74,74,73. ефективний фактично вдпрацьований час одним робтником або групою робтникв за даний перод часу, ТЕ2124282004251593284. максимально можливий фонд робочого часу за даний перод, ТРН3284253312843528535. Внутршн витрати часу, tВЗ9776. цлоденн затрати робочого часу, tЦД2826267. тривалсть змни, tЗМ8888. плановий фонд робочого часу одного робтника в даному перод ,

ТПЛ1820,41942,51981,69. кльксть робтникв, що допустили порушення трудово дисциплни, ЧДП22210. загальна кльксть робтникв, Ч32535035411. тривалсть фактичного циклу роботи обладнання, ТЦ10421810284910124612. кльксть ремонт в ремонтному цикл, ПР23825126813. кльксть пдземних ремонтв, що проходили з додержанням планових термнв, ПД24025427814. загальна планова кльксть всх видв ремонтв,

ПРП29032032815. загальна кльксть ремонтв, що проведена в даному перод по видах обладнання, ПРЗ13561264120816. фонд свердловин, ПО15815815817. фактичний час роботи обладнання за даний перод часу, ТФ28542304263284318. плановий ефективний фонд часу роботи за той же перод , ТП306743284634569 Результати розрахункв занесено в таблицю 3.4.2 Показники рвня органзац виробництва та прац при ремонт свердловин таблиця 3.4.2. 1996199719981.

Коефцнт використання робтникв за квалфкацю0,960,960,962. коефцнт використання робочого часу 0,650,600,453. Коефцнт трудово дисциплни0,680,750,764. Тривалсть мжремонтного пероду4384093785. Коефцнт плановост ремонтного обслуговування0,830,790,856. Коефцнт частоти ремонтв8,587,67. Коефцнт використання верстатного парку ремонтно бази за часом0,930,920,95 Наведен вище розрахунков показники вдображають рвень органзац виробництва та прац при ремонтах свердловин.

Так, коефцнт використання робтникв за квалфкацю на протяз останнх трьох рокв становить 0,96. Цей показник характеризу вдповднсть рвня квалфкац робтникв та квалфкац виконуваних робт. Розраховано величина даного показника свдчить про те, що цех ремонту свердловин потребу бльш квалфкованих ремонтникв, щоб х квалфкаця вдповдала квалфкац виконуваних ними робт. Коефцнт використання робочого часу на протяз 1996-1998 рр. постйно зменшуться.

З 1996 по 1998 рк вн зменшився на 0,2. Це говорить про те, що максимально можливий робочий час використовуться неповнстю, а точнше наполовину. У 1996 роц коефцнт трудово дисциплни становив 0,68, а у 1998 роц 0,76. Тривалсть мжремонтного пероду у 1996 роц становила 438 год а у 1998 роц 378 год. Цей спад говорить про те, що на пдпримств потрбно провести заходи, як могли б покращити яксть ремонтних робт й збльшити швидксть виконання ремонтв, що привело б до збльшення мжремонтного пероду.

Середн значення коефцнта плановост ремонтного обслуговування на протяз 1996-1998 рр. становить 0,82, що говорить про те, що на пдпримств бльш-менш дотримуються графку планово-попереджувальних ремонтв. Бачимо, що коефцнт частоти ремонтв досить високий 8,03 в середньому по трьох останнх роках. Це означа, що на одну свердловину припада досить велика кльксть ремонтв. Ця ситуаця зумовлена старнням експлуатацйного фонду свердловин.

Середн значення коефцнту використання верстатного парку в середньому становить 0,93, що свдчить при високу екстенсивнсть його використання. Отже, судячи з розрахованих показникв, можна сказати, що на пдпримств потрбно провести ряд заходв, як б покращили яксть ремонту, призвели б до збльшення мжремонтного пероду, скоротили б втрати часу через порушення дисциплни. Крм того варто звернути увагу, щоб рацональнше використовувати робочий час.

Ще хочу спинитися на характеристиц таких загальних показникв як принцип прямоточност та принцип паралельност. Принцип прямоточност передбача, що вс предмети прац в процес х обробки повинн проходити як найкоротший шлях по всх операцях процесу. Додержання принципу забезпечуться рацональним розмщенням робочих мсць на всх операцях процесу, щоб максимально скоротити час транспортних операцй. Коефцнт прямоточност ТТР тривалсть транспортних операцй

ТЦ тривалсть циклу Принцип ритмчност поляга в тому, що випуск продукц в рзних промжках часу здйснються в однакових розмрах Коефцнт ритмчност ВСРЗ фактично виконан роботи ВП планов роботи Принцип паралельност передбача одночасне паралельне використання окремих операцй в час. Ма особливе значення у випадку, коли вдпускаться складна продукця чи виконуються складн роботи послдовне виконання всх складових привело б до значного збльшення виробничого циклу.

Паралельнсть виконання операцй досягаться на практиц за рахунок рацонального розчленування виробничого процесу на складов частини операцй виконання х одночасно. Коефцнт паралельност де ТЦ тривалсть циклу. Вхдн дан для розрахунку загальних показникв занесено в таблицю 3.4.3 Вхдн дан таблиця 3.4.3 ПоказникиРоки1996199719981. Тривалсть транспортних операцй, год ТТР9749419832.

Тривалсть циклу, год ТЦ3782336731332023. Фактично виконан роботи, ВФ7165654. Планов роботи, ВП к-ть ремонтв73 489566 302767 1224 Результати розрахункв занесено в таблицю 3.4.4 Загальн показники органзац виробництва при ремонт свердловин таблиця 3.4.4 ПоказникиРоки199619971998Коефцнт прямоточност, КПР0,9740,9740,970Коефцнт ритмчност, КР0,9720,9840,970Коефцнт паралельност,

КПАР0,120,080,04 З розрахованих загальних показникв видно, що прямоточнсть виконання робт забезпечено на високому рвн, на протяз трьох рокв рвень коефцнта становить 0,97. Це говорить про те, що на пдпримств рацонально розмщен робоч мсця час транспортних операцй скорочений до достатнього рвня. На високому рвн триматься коефцнт ритмчност, вн становить в середньому 0,98. Це говорить про те, що роботи в рзних промжках часу виконуються в однакових розмрах, а також про те,

що фактично виконан роботи майже вдповдають запланованим. Не вдаться лише забезпечити належного рвня коефцнта паралельност. Його значення дос низьке в середньому на протяз трьох останнх рокв становить 0,08. Тобто процес ремонтних робт не вдаться розчленувати на окрем складов частини для одночасного х виконання через строгу послдовнсть виконання операцй при здйсненн ремонтв.

Роздл 4. Заходи по удосконаленню органзац ремонту свердловин. 4.1 Впровадження модернзованого станка А-50м для прискорення виконання ремонтних робт. Агрегат А-50 призначений для виконання наступних робт розбурювання цементно пробки в трубах даметром 5-6 зв язан з цим процесом операц спуск пдйом насосно-компресорних труб, промивка свердловин т.д встановлення фонтанно арматури, ремонт лквдаця аварй. Вс механзми агрегату за винятком промивального насоса, монтуються

на шасс автомобля КРАЗ-257 вантажопдйомнстю 50 тон. Привд механзмв ходовий двигун автомобля КРАЗ-257 потужнстю 210 к. с. при 2100 обхв. Габаритн розмри агрегату в транспортному положенн 12460х4160х2650 мм. Вага транспортування 22100 кг вага всього станка 30603 кг. При каптальних ремонтах свердловин на Богородчанському газосховищ використовують станок

А-50. Вагому долю тривалост каптального ремонту свердловин занма час на монтаж демонтаж станка, здйснення спуско-пдйомних операцй. Скоротити затрати часу на використання цих операцй дозволя модернзаця станка А-50, яка поляга у встановленн двох додаткових гдромоторв, використанн гдродомкратв на змну гвинтовим домкратам використовуються для центрування вишки, а також гдрозкрплювача проводиться розкручування закручування рзьбових з днань труб перехдникв. При чому, при використанн модернзованого станка

А-50м вдаться прискорити монтаж та демонтаж на 9,3, а спуско-пдйомн операц на 15. Показники для розрахунку ефективност використання станка А-50м ПоказникиА-50А-50мТривалсть монтажу станка, хв.210192Тривалсть демонтажу станка, хв.153140Тривалсть спуско-пдймальних операцй456388Каптальн вкладення на проведення заходу, грн 1000Вартсть 1-го закнченого ремонту3431530216Середня кльксть ремонтв, виконаних бригадою капремонту в рк-70 1.

Визначамо величину, на яку скорочуться тривалсть монтажу станка ТМ2 210 210 0,93192 хв. ТМ210-19218 хв. 2. Визначамо величину, на яку скорочуться тривалсть демонтажу станка ТМ2 153 153 0,93140 хв. ТМ153-14013 хв. 3. Визначамо час на спуско-пдймальн операц псля впровадження заходу ТСПО 456-0,15456 388 хв. 4. Визначамо економчну ефективнсть вд впровадження заходу ВО, В вартсть 1-го закнченого ремонту вдповдно до псля впровадження заходу, грн.

К каптальн вкладення на проведення заходу, грн. П середня кльксть ремонтв, виконаних бригадою капремонту в рк грн. Як бачимо, впровадження модернзованого станка А-50м привело до зменшення експлуатацйних витрат на 286,93 грн. Крм того спостергаться значний вплив на тривалсть мжремонтного пероду. Розрахумо його величину до впровадження заходу псля

За 1998 рк тривалсть фактичного циклу робт обладнання по однй свердловин становила ТД 117 дб 24 год. 2810 год. Середня кльксть ремонтв становить 12 ТМРП 234 год. Псля впровадження станка А-50м ТЦ152 доби 24 год.364 год. ПР10 ТМРП 364,8 год. Як бачимо, тривалсть мжремонтного пероду збльшилась рази. Це говорить про доцльнсть використання модернзованого станка

А-50м для ремонту свердловин. 4.2 Обробка привибйно зони поверхневою активною речовиною з метою покращення роботи свердловини. При освонн свердловини проводять продувку з метою очищення пласта. При проведенн одн продувки витрачаться близько 30-40 тис. м3 газу. Щоб добитися належних результатв проводять 5-6 продувок, вдповдно витрачаться велика кльксть газу. Впровадження обробки привибйно зони свердловини савенолом дозволя скоротити кльксть продувок до 2-3.

Перед тим я к вдобразити ефективнсть впровадження такого заходу, варто вдмтити що вартсть 1 м3 газу становить 320 грн середня тривалсть продувки одн свердловини 2 год. При однй продувц витрачаться газу на 320309600 грн. Вартсть обробки савенолом 280 грн. Розрахумо економчну ефективнсть вд впровадження заходу за формулою Де ВО та В це вартсть витраченого газу вдповдно до псля впровадження заходу, грн

К капталовкладення для впровадження заходу, грн. грн. ВО9600657600 грн В9600328800 грн. Крм того в результат обробки привибйно зони савенолом втрати зменшуються бльш як у 2 рази, тобто на 29600 грн. Захд значно прискорю освоння пласта, так як час, що втрачаться на продувку свердловини скорочуться на 360 хв. Крм того варто вдмтити, що обробка привибйно зони савенолом значно зменшу кльксть ремонтв, що мають мсце при освонн пласта.

Кльксть проведених ремонтв при освонн пласта таблиця 4.2.1 пп сверд-ловиниКльксть проведених ремонтвЗменшення к-ст ремонтв у порвнянн з 1996 роком199619971998199719981104 СП64321255 - СП 4222-357 СП 45 СП4113-56 ПД1 1-6101 - СТР53221759 Д21-1-84 СП6531-960 - СП1 1-Всього291612134Визначимо, як змнився коефцнт частоти ремонтв по 9-ти свердловинах, привибйну зону яких обробили савенолом , де

ПРЗ загальна кльксть ремонтв, ПО кльксть одиниць обладнання. Отже у 1996 р. КЧР 3,2 у 1997 р. КЧР 1,8 у 1998 р. КЧР 1,3 Тепер подивимося, як змниться коефцнт частоти ремонтв вирахуваний до загального фонду свердловин дан з таблиц 3.4.1 та 4.2.1. за 1997 р. Загальна кльксть ремонтв становила 1264. На 9-ти свердловинах псля впровадження заходу кльксть ремонтв з 29 стала 16.

Таким чином без впровадження заходу кльксть ремонтв становила б 126429-161277 КЧР 8,08, а у 1998 роц 120829-121225, а КЧР 7,75. Отже, коефцнт частоти ремонтв псля обробки привибйно зони свердловин савенолом у 1997 роц зменшився у 8,08 разв, а у 1998 роц у 7,75 разв. Список використано лтератури. 1. Зарецкий Б. Я Кифер Н. З Ефимова Т. И Планирование и оценка объемов работ при текущем подземном ремонте нефтяных скважин

справочное пособие. Надра, 1986 2. Ефимова Т. Зарецкий Б. Я Планирование и оценка объемов работ при ликвидации песчаных пробок. 3. Лесюк О. Федишин М. Д Органзаця пдготовки та технчного обслуговування виробництва на пдпримствах нафтово промисловост 4. Лесюк В. С Турко М. И Шевандин И. К Воробец В. И Организация текущего ремонта скважин.

Надра, 1978 5. Типовий проект органзац прац цеху пдземного каптального ремонту свердловин, АТ Укргазпром, нормативно-аналтичний центр.