5.Специальная часть

5.1 Анализ капитального ремонта скважин

Капитальный ремонт скважин в НГДУ «Федоровскнефть» осуществлялся двумя собственными бригадами КРС, 39 подрядными бригадами УПНП и КРС, из которых 21 бригада – Сургутское УПНП и КРС (таблица 5.1).

Таблица 5.1

Виды капитальных ремонтов скважин.

Вид ремонта	Шифр	Всего	СУПНП и КРС	ФУПНП и КРС
Количество бригад	-	39	21	18
Количество ремонтов, в т.ч.	-	860	554	306
Изоляционные работы + ГТ	КР-1	22	11	11
Устр. Негерметичности э/к	КР-2	24	12	12
Устранение аварий + ГТ	КР-3	329	137	192
Переход на др. горизонты	КР-4	38	21	17
Зарезка 2-го ствола	КР-6	8	-	8
Обр.призабойной зоны + ГТ	КР-7	184	162	22
ГРП	КР-7.20	15	15
Исследование скважины + ГТ	КР-8	42	38	4
Перевод под нагнетательные	КР-9	19	4	15
Ликвидация скважины	КР-12	39	22	17
Восстановление циркуляции	КР-13	30	22	8
«Гибкая труба» (ГТ)	КР-13	110	110
Сложность (КР-1;2;3;4;6), %	-	48.95	32.7	78.43
Выработка бригады, рем./бр.	-	24.4	31.1	17.5
Продолжительность ремонта, ч	-	322.7	252.5	449.8
Успешность выполнения работг%	-		90.2	94.3
Коэффициент сменности	-		2.84	2.91

Бригадами по капитальному ремонту скважин в 1999г. выполнено 967 ремонтов, при плане 945, в т.ч. 329 (38.3%) ремонтов  устранение аварий с подземным оборудованием. Успешность работ составила 94%. Остальные виды работ направлены на: изоляционные работы (4.8%), перевод на другие горизонты (4%), повышение производительности скважины (30%), исследование (4.3%), восстановление циркуляции (14.3%). На 8 скважинах выполнены работы по бурению и зарезке второго ствола. Успешность выполненных работ в целом составила 98%.

За счет применения установок «Кенворт» с гибкой трубой (ГТ) выработка на одну бригаду по Сургутскому УПНП и КРС составила 32.8 скв./рем. При средней 24.4 в целом по НГДУ «Фёдоровскнефть» и 27.4 скв./рем. В целом по ОАО «Сургутнефтегаз». Всего в 1999г. выполнено установкой с гибкой трубой 307 скв./рем. (32%). Наиболее эффективно применение установок с «гибкой трубой» при восстановлении циркуляции  135 скв./опер., интенсификации призабойных зон нагнетательных скважин  128 скв./опер., исследование скважин  30 скв./опер., в т.ч. 8 операций в нагнетательных скважинах. Успешность работ  100%. Для оперативного проведения работ по повышению производительности скважин и работ средней сложности в НГДУ «Фёдоровскнефть» организовано две бригады КРС, которые в 1999 году выполнили 107 ремонтов, в том числе 90 – ОПЗ, 8 – перевод в ППД, 9 – прочих ремонтов. Выработка бригады в 1999 году составила 54.4 скв./рем. В год при средней продолжительности 162.4 бр./часа.

В 1999 г. при повышении выработки на бригаду увеличилась трудоемкость выполняемых работ. Значительно увеличились объемы работ по обработке призабойной зоны пласта (на 8%). На 63 скважинах (против 42 в 1998 г.) была проведена дополнительная перфорация. Так же был увеличен объем дополнительных работ по проведению геофизических исследований: гидроскопия, детализация продуктивных пластов (Рк на газ), ОТСЭК. Переведено под нагнетание 8 скважин.

Глушение скважин

Глушение скважин проводилось в соответствии с действующими нормативно-техническими документами и планами работ на ремонт, определяющими удельный вес и объем жидкости глушения и буферной жидкости ВЗСК-1. Удельный вес жидкости глушения изменялся в пределах от 1.09 г/см³ (скв. № 5050) до 1.24 г/см³ (скв. №5013). Использование подтоварной воды, ВЗСК-1, клапана-отсекателя дало экономию 3698 тонн поваренной соли. При заклинивании клапана-отсекателя глушение скважины происходит в два приема (до и после срыва пакера), на что затрачивается от 50 до 60 м³ жидкости глушения (скв. № 5170,5013,5146,5050,5011,5041, 5042, 5062, 5009).

Зарезка вторых стволов

В 1999 г. Федоровским УПНП и КРС выполнено 8 «зарезок» вторых стволов. В 4 скважинах «зарезка» проведена на пласт АС4-8. Дополнительная добыча составила 1004 тыс. т нефти. На пласт БС10 проведена «зарезка» второго ствола в 3 нефтяных и одной нагнетательной скважинах. Успешность работ  100 %.

Для производства аварийных работ и работ по зарезке второго ствола ФУПНП и КРС располагает оборудованием импортного производства: подъемники ЛТО-350 «Купер», KB 210B «Кардвелл», позволяющие производство работ при нагрузке 60-100 тон; насосные блоки и блоки очистки бурового раствора фирмы «Кардвелл»; вращающийся герметизатор устья УВН 80-3.5; телеметрическая система «Sperry Sun»; забойные двигатели ДГ-105, Д-106, Д1-106. Указанная комплектация позволяет эффективно проводить работы по ликвидации сложных аварий и зарезку вторых стволов, в том числе с бурением горизонтального участка. Средняя продолжительность бурения второго ствола от 11 до 20 суток при стоимости от 500 тысяч рублей.

Для ведения работ по «зарезке» 2-го ствола разработан РД-5753490-022-2000 «Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальными участками».

Ликвидация и устранение аварий

В 1999 году проведено 329 ремонтов по устранению эксплуатационных аварий с подземным оборудованием. Из них:

• ловильные работы с ЭЦН  100;

• ловильные работы с НКТ  79;

• извлечение ЭЦН без циркуляции  21;

• извлечение ШГН  57;

• очистка забоя  39;

• -райбирование 10;

• прочие  20.

Наиболее трудоемкими считаются работы по извлечению аварийного КОС в сочетании с аварийным ЭЦН. На эти работы затрачивается более 750бр./часов. Осложнения при ремонте в основном связаны с очисткой «головы» пакера «Гайберсон» от клямс и другого металла. Так по скважине 5018 на очистку головы затрачено 578 бр./часов с извлечением электроцентробежного насоса.

Устранение аварий производится в основном с применением компоновок, состоящих из импортного ловильного и режущего инструмента и ударных механизмов импортного производства (шпоты, кольцевые фрезы, фрезколоколы, гидрожелонки, гидравлические ясы «Bomen»). Успешность работ  98 %.

Ремонтно-изоляционные работы

Всего за 1999 году в НГДУ «Федоровскнефть» ремонтно-изоляционные работы проведены на 22 скважинах. С целью ликвидации обводненных интервалов пластов выполнены ремонтно-изоляционные работы в 6 скважинах: по пласту АС4-8  3 (одна с горизонтальным участком ствола №482, 7547, 5100Гр), БС10  2, БC1-2  1. Вид тампонажного материала  цемент. С целью изоляции прорывного газа по пласту АС4-8 проведены ремонтно-изоляционные работы составом ВУС+НТВС-1 в 2 нефтяных скважинах (№4541, 4566).

Средняя продолжительность работ по пласту АС4-8 составила 32.6 суток, дополнительный дебит в среднем 4.3 т/сут на скважину. С целью ревизии колонных фильтров типа КРР произведены работы по их закрытию и открытию на двух скважинах. Успешность работ  100 %. В настоящее время не отработана технология изоляции прорывного газа в скважинах с горизонтальным участком ствола. Так, например, по скважине 5329 трудоемкость ремонтных работ по изоляции прорывного газа очень высокая и продолжительность работ составила более 3 месяцев.

Устранение негерметичности эксплуатационных колонн

Работы по устранению негерметичности эксплуатационных колонн выполнены в 1999 г. на 38 скважинах. Работы выполняются в основном по двум технологиям: тампонированием; установкой металлического пластыря «Дорн».

Недостатки применяемых технологий:

-наличие цементной корки после изоляционных работ тампонирования цементом и невысокая продолжительность эффекта при высоких депрессиях;

-металлический пластырь «Дорн» не выдерживает высоких депрессий и снижает проходное сечение эксплуатационной колонны.