2.3. Текущий ремонт скважин

За 12 месяцев 2005 года произведено 901 ремонта, при плане на год 896 ремонтов. В том числе:

-на нефтяных скважинах произведено 794 ремонта;

-на нагнетательных скважинах – 78 ремонтов;

-на других способах – 29 ремонтов.

По видам работ:

-на скважинах оборудованных УЭЦН – 48 ремонтов;

-на скважинах, оборудованных УШГН – 603 ремонта;

-на нагнетательных скважинах – 78 ремонтов;

-внедрение ГНО после КРС – 97 ремонтов;

-на скважинах, дающих техническую воду – 9 ремонтов;

-на пьезометрических скважинах – 35 ремонтов;

-на скважинах, находящихся в консервации – 23 ремонта;

-на прочих способах – 8 ремонтов.

В целях сохранения коллекторских свойств пластов произведено 225 ремонтов без глушения (количество скважин взято с учетом скважин, на которых работы производились на нефти – промывка скважины перед подъемом ГНО).

В целях сокращения продолжительности ремонта и предотвращения износа резьб эксплуатационных НКТ на 123 скважинах ремонты произведены без подъема НКТ, что положительно отразилось на сокращении простоев бригад в ожидании завоза НКТ.

В бригадах участка ТРС и ПНП ЦПРС основной объем работ приходится на подготовку скважин к закачке различных реагентов: для изоляции вод, ОПЗ, ПНП, потокоотклоняющих полимеров для регулирования профилей приемистости на нагнетательных скважинах. Эти работы проведены совместно с подрядными организациями: управление «Нефтехимсервис» и ОАО «АКМАЙ». Данные работы являются основными для бригад участка ТРС и ПНП, так как направлены на увеличение дополнительной добычи нефти из скважин, находящихся на поздней стадии разработки. Итого за 12 месяцев 2005 силами ЦПРС подготовлено для проведения работ по МУН:

- для управления "Нефтехимсервис" 142 скважины;

- для ОАО "Акмай" 23 скважины.

За 2005 год силами цеха ПРС освоено под закачку 18 новых скважин при плане 16 скважин. Основная масса из них освоена с внедрением импортных пакеров М1-Х и НКТ с полимерным покрытием и высокогерметичными муфтами, успешность по которым составляет 100%.

По сравнению с 2003 и 2004 годами в 2005 году увеличились ремонты из-за отворота штанг. За 2003 год было 17 отворотов, за 2004 год было 47 отворотов, а в 2005 году произведено 49 ремонтов по причине отворота штанг. Также возросло количество ремонтов из-за обрыва штанг с 59 до 75. Происходит физический износ штанг, т.к. фонд скважин сильно устарел. Поступление новых штанг было всего 30 подвесок и замену производили реставрированными штангами. Проанализировав все ремонты за 2005 год нефтяному фонду видно, что основное количество ремонтов произведено по причинам: ОПЗ и ПНП – 110, неисправности насоса – 125 , обрыва штанг - 75, не герметичности или износа НКТ – 72, отворота штанг – 49, прочих отложений и засорений в насосе – 54.

Только на скважинах оборудованных реставрированными штангами, получили 46 обрывов, за 2004 год было 40 обрывов, а за 2003 год 22 обрыва. В прошедшем году 35 обрывов было ликвидировано СПО штанговых ловителей без подъема НКТ. Из года в год растет фонд скважин оборудованных такими штангами. По состоянию на декабрь 2005 года 1112 скважин оборудованы штангами после капитального ремонта.

Против образования эмульсии внедрили 4 забойных дозатора и 10 разделителей фаз пластовой жидкости. Много ремонтов производиться по причине не герметичности НКТ, так как происходит физический износ фонда эксплуатационных и технологических НКТ. Из-за недостатка в наличии на базе ПРЦГНО на замену НКТ был принят временный регламент обоснованности подъема колонны НКТ и скважин при ПРС с последующим вывозом в сервисный центр ПРЦГНО. За истекший год произведена замена полной подвески НКТ на 679 скважинах и частично на 101 скважинах. На 516 скважинах произвели замену колонны штанг и на 120 скважинах частично. На сегодня 1386 скважин оборудованы вставными насосами разных типоразмеров.

В целях предотвращения истирания колонны штанг и НКТ на 103 скважинах были внедрены штанги с центраторами, и в целях предотвращения запарафинивания колонны НКТ на 71 скважинах. Для экономии материалов при изготовлении центраторов и предотвращения истирания колонны НКТ и штанг на сернистых скважинах в интервалах кривизны внедряли штанги с 2–3 центраторами. На данный момент 1053 скважины оборудованы центраторами. Это 65 скважин с центраторами «Радиоприбор» и 988 скважин оборудованы центраторами «Иркеннефть», «Елховнефть», в том числе на 103 скважинах внедрены наплавленные центраторы.

Ведется планомерная работа по внедрению НКТ с полимерным покрытием (БМЗ) на скважинах оборудованных УЭЦН и ШГН, и на скважинах нагнетательного фонда. Итого за год на 20 нефтяных скважинах внедрили НКТ с полимерным покрытием. Так же на 9 скважинах произведена замена старых остеклованных лифтов на НКТ с полимерным покрытием (БМЗ). Для уменьшения засорения ШГН произвели внедрение 100 новых сетчатых фильтров ФЛ-60 и на 12 скважинах внедрение песчаных якорей новой конструкции.

Ремонты на скважинах оборудованных ЭЦН в основном производились по причине пробития кабеля (кабель «0») – 7 скважин, оптимизация – 6, ОПЗ и ПНП – 9, засорение забоя и насоса – 5.

Всего бригадами текущего ремонта скважин выполнено: на 451 скважине произведено исследований (в т.ч. опрессовки э/к пакером Камильянова, отбивки забоя печатью); на 71 скважине произвели ОПЗ; произведено 440 скважинах промывки забоя скважин; на 54 скважинах произвели перфорацию (перестрел) пластов; произведено 12 обработок от солеотложений.

Полностью исключили ремонты из-за отложения солей и выхода из строя устьевого оборудования по УШГН, в 2004 году было произведено 3 ремонта из-за отложения солей и 4 ремонта из-за негерметичности устьевой арматуры.

В 2005 году возросло количество осложнений и составило в течение года 50 осложнений. На ликвидацию осложнений затрачено 1287бр./часов.

Основные причины осложнений при ведении ремонтных работ: полет НКТ, обрыв штанг, обрыв подпъедестального патрубка, растрескивание муфты НКТ, АСПО, отсутствие забоя, отложение солей, а так же полет инструмента при ведении ремонтных работ.

Причиной осложнений на скважинах ЦППД – это обрыв НКТ в резьбовых соединениях и обрыв НКТ по телу, вследствие длительной эксплуатации скважины в агрессивной среде, не своевременная ревизия подземного оборудования, при ранее проведенных работах не произведена закачка в межтрубное пространство антикоррозионной жидкости.

За прошедший год подготовлены для селективной изоляции 33 скважины, на которых применены различные водоизоляционные технологии как НБП+цемент, ВУС, ДИСИН, СПНХ-9633 и КВАРЦ (по технологии КВАРЦ проводились опытно-промышленные работы на 3 скважинах).

С целью предохранения обсадных колонн от воздействия агрессивных сточных вод и высоких давлений на 29 нагнетательных скважинах внедрены эксплуатационные пакера М1-Х, по которым достигнута 100% успешность. На семи нагнетательных скважинах были внедрены модернизированные пакера с упором на забой конструкции ЦПРС «Елховнефть», которые показали свою надежность.

Также, впервые в ОАО «ТН» на Ново-Елховской площади был внедрен американский пакер МDF ВВ для 168 мм эксплуатационной колонны. Внедрение прошло успешно.

В 2005 году в целях сохранения коллекторских свойств пластов силами цеха ПРС внедрены 4 забойных отсекателя конструкции «ТатНИПИнефть» (ХПМ), работы произведены после выполнения комплекса мероприятий по ПНП, освоению скважин свабированием.