6 Текущий и капитальный ремонт скважин

Характерной особенностью подземного ремонта является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и те же операции. Например, при изменении глубины подвески ШСН и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции и т. п. Независимо от целей подземного ремонта одинаковые по своему содержанию операции, входящие в него, требуют использования одних и тех же специализированных машин и инструментов.

При подземном ремонте выполняются следующие операции :

- транспортные (доставка к скважине необходимого оборудова­ния и инструмента);

- подготовительные (установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе);

- спускоподъемные (извлечение или спуск в скважину обору­дования);

- собственно операции ремонта;

- заключительные - свертывание комплекса оборудования и под­готовка его к транспортировке.

Подземный ремонт скважин включает в себя текущий и капитальный ремонты. А текущий в свою очередь, подразделяется на предупредительный, вынужденный и технологические работы.

Предупредительный ремонт в зависимости от спосо­ба эксплуатации скважины включает следующие операции:

При фонтанной или компрессорной эксплуатации:

- спуск или подъем колонн труб;

- замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб;

- установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей;

- очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверх­ность);

- промывку пробок.

При эксплуатации ШСН:

к перечисленным операциям добавляют:

- спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену но­вым:

- проверку и замену клапанных узлов;

- проверку, очистку или замену защитных приспособлений насо­са;

- спуск, подъем или замену подземного оборудования скважин, оборудованных ЭЦН;

- установку или замену клапанов отсекателей.

Вынужденный ремонт проводят для устранения внезап­но появившихся отказов или дефектов в работе оборудования :

- ликвидация обрывов или отвинчивания колонны насосных штанг;

- расхаживание заклиненного плунжера;

- расхаживание прихваченных труб.

При текущих ремонтах целесообразно совмещать несколько операций; например, при замене ШСН целесообразно очистить поднятые трубы от песка или парафина, осмотреть и отбраковать дефектные штанги и трубы и т.п.

К технологическим работам относятся:

- изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при Фонтанной или газлифтной эксплуатации;

- изменение глубины подвески насоса;

- замена насоса на другой;

Необходимо отметить, что такое деление операций на перечисленные группы достаточно условно, но оно приводится здесь для облегчения понимания назначения и целей всего многообразия работ, проводимых со скважиной и оборудованием, спущенным в неё.

Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относятсложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб.

В 2010 году НГДУ «Елховнефть» успешно выполнило запланированные работы в области КРС, достигнув плановые показатели по дополнительной добыче и эффективности работ.

По добывающему фонду скважин произведено 172 капитальных ремонтов или 54% от общего количества ремонтов, на нагнетательных скважинах – 142 ремонта.

В общем объеме КРС 40% приходится на ремонты направленные на прирост добычи нефти. По добывающим скважинам на карбонатных коллекторах успешность составила – 59 %, прирост – 2,38 т/сут, при плане 2,42т/сут.

В рамках ОПР были проведены обработки призабойной зоны с применением реагента «Химеко-ГАНГ» на 10 нагнетательных скважинах, показавшие довольно высокую технологическую эффективность.

Основной задачей капитального ремонта скважин остается поддержание фонда в работоспособном состоянии.

С начала года КРС по восстановлению базовой добычи нефти и поддержанию работоспособности фонда скважин проведены на 42 добывающих и 99 нагнетательных скважинах.

Эксплуатационный фонд с каждым годом стареет и на сегодня средний возраст скважин составляет 27 лет. В данной ситуации естественным является увеличение нарушений эксплуатационных колонн. Следовательно, актуален вопрос выбора технологии герметизации эксплуатационныхколонн, обеспечивающей продолжительную эксплуатацию скважины после ремонта без повторного вскрытия нарушения. В последние годы возросла доля ремонтов с внедрением доп. колонн или хвостовиков, что позволило сократить количество скважин с повторными нарушениями колонн. Сократилась трудоемкость, аварийность и стоимость выполняемых работ, увеличилась технологическая успешность ремонтов благодаря применению таких технологий как внедрение доп. колонн (хвостовиков) с использованием опрессовочного клапана цементирования (КОЦ), стыковочный узел при наращивании дополнительных колонн, герметизация нарушений эксплуатационныхколонн без установки отсекающих цементных мостов, установка манжетного цементирования (УМЦ) для исключения предварительных заливок при внедрении цементируемых хвостовиков.

В последние годы доля ремонтов по герметизации эксплуатационныхколонн с внедрением доп. колонн или хвостовиков растет и составляет в 2010 году - 62% (в 2009 году - 58%).

Таблице 26 - Динамика внедрения дополнительных колонн по годам в НГДУ «Елховнефть».

Динамика внедрения дополнительных колонн
Год	Количество скважин	Общая длина, м	Нагнетательные скважины	Добывающие скважины
2005	17	12558	8	9
2006	16	7513	3	13
2007	25	13830,5	9	16
2008	35	28931,2	15	20
2009	29	17243,4	7	22
2010	31	20999	16	15

Ликвидация заколонных перетоков проводилась в основном по технологии закачки ВНП с закреплением цемента. Успешность проведенных работ составила 67%. Несмотря на совершенствование технологий ликвидации заколонных перетоков, эффективность данных работ остается на невысоком уровне. Это обусловлено в первую очередь значительным ухудшением в процессе ремонта коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, не обеспечивающим рентабельную эксплуатацию скважины. Дополнительная добыча за счет КРС, направленных на восстановление базовой добычи, составила 25,147 тыс. т при плане 7,17 тыс. т. Получен среднесуточный прирост дебита нефти 4,77 т/сут. при плане -1,94, успешность – 60%.

Успешность КРС, направленных на поддержание работоспособности нагнетательного фонда, составила 71%. Дополнительная добыча составила 23,136т.т. при плане 2,483 т.т. нефти. [2]

7 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения ее проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, меха­нические и тепловые. Иногда наилучшие результаты дает комбинированное или последовательное применение этих методов.[5]

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов

В отчетном году применялись различные методы ПНП, направленные на стимуляцию работы пласта, на ограничение водопритока, а также на выравнивание профиля приемистости и потокоотклонение. С учетом имеющихся фактических результатов и актуальности решаемых задач список применяемых технологий ПНП в последнее время стабилизировался. Динамика последних лет показывает, что основной акцент в спектре технологий смещается в сторону методов стимуляции для карбонатных коллекторов на добывающем фонде и потокоотклоняющих, профилевыравнивающих технологий для терригенных пластов, что обусловлено их высокой технологической и экономической эффективностью.

В 2010 году выполнение программы по ПНП было проведено с применением 24 технологий.

Научные разработки института «ТатНИПИнефть» составили эффективный комплекс технологий в области стимуляции скважин, позволяющий получить достаточно высокую продуктивность скважин в течение длительного периода эксплуатации.

Методы стимуляции:

1. ЦНСКО произвели на 40 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 15287 т, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 68966 т нефти. Удельная эффективность –382 т/скв. или 2,3 т/сут (при плане 2,5 т/сут). Успешность обработок по данной технологии составила 72,5%.

2. Закачка реагента ПАКС проведена на 9 скважинах (7 добывающих, 2-нагнетательных), дополнительно добыто по ним 4985 т нефти, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 7817 т нефти. Удельная эффективность – 554 т/скв. Прирост на 1 скважину составил 2,1 т/сут (от обработок добывающих скважин) и 7,8 т/сут (от обработок нагнетательных скважин). Успешность соответственно составила 57% и 100%.

3. Закачка реагента КСМД проведена на 23 скважинах, дополнительно добыто по ним 14717 т нефти. Удельная эффективность – 640 т/скв. Прирост на 1 скважину составил 3,5 т/сут (при плане 2,6 т/сут). Успешность составила 87%.

4. Закачка реагента СНПХ-9030 проводилась на 8 скважинах , дополнительно добыто по ним 2940 т нефти, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 18517 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,4 т/сут. Успешность 87,5% .

Удельная эффективность – 367,5 т/скв.

5. Закачку КРК-А произвели на 8 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 2938 т, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 10579 т нефти. Удельная эффективность – 367 т/скв или 2,5 т/сут. Успешность 75%.

6. Закачку ГКК произвели на 7 добывающих и 4 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто по ним 2699 т нефти. Получен прирост 1,3 т/сут по добывающим скважинам и 4,4т/сут по нагнетательным скважинам, удельная эффективность – 245 т/скв. Сучетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти составила 6988 тонн.

7. Закачка реагента НКОВП в рамках ОПР проводилась на 2 скважинах , дополнительно добыто по ним 178 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,1 т/сут. Успешность 100% .

8. Газоимпульсное воздействие произвели на 10 добывающих скважинах, дополнительно добыто по ним 2498 т нефти, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 28049 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,7 т/сут .Успешность проведенных обработок составила 70%.

9. ГДРП (газодинамический разрыв пласта) в рамках ОПР произвели на 2 добывающих скважинах, дополнительно добыта по ним 171 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,4 т/сут.

10. ДВО в рамках ОПР произвели на 3 добывающих скважинах, дополнительно добыто по ним 609 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,1 т/сут.

Итого за счет применения методов стимуляции работы скважин дополнительно добыто 47022т нефти (при плане 40748 т) по 116 скважинам, среднесуточный прирост на скважину составляет 2,7 т/сут при плане 2,6 т/сут, средняя удельная эффективность составляет 405 т/участок.

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей нефти, на поздней стадии разработки, существует проблема обводнения продукции при неполной выработке запасов. С целью ограничения водопритоков в добывающих скважинах используется методы, направленные на изоляцию пласта и ограничение водопритока:

1. Закачка СНПХ-9633 проводилась на 14 добывающих скважинах. Дополнительно добыто 5105 т нефти, 18593 т нефти с учетом переходящего эффекта. Удельная эффективность 365 т/скв или 2,3 т/сут (при плане 2,9 т/сут). Успешность 64%.

2. Закачку ГКС произвели на 6 скважинах, эффект по ним составил 2317 т нефти, успешность 83% . Прирост дебита нефти на 1 скважину составляет 2,5 т/сут (при плане 2,7 т/сут).

Всего работы по водоограничению произведены на 20 скважинах, дополнительно добыто 6775 т нефти. Среднесуточный прирост на скважину составляет 2,4 т/сут (при плане 2,8 т/сут), дополнительная добыча нефти на 1 скважину в 2010 году составляет в среднем 339 тонн.

Для повышения нефтеотдачи пласта применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи.

На нагнетательных скважинах проводились ниже перечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и потокоотклонение:

1. ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена в 6 скважинах, дополнительная добыча по участкам составила 5171 т нефти, прирост составил 5,3 т/сут (при плане 4,7 т/сут). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти за 2010 год составила 14298 т. Успешность 67%.

2. КПС – капсулированная полимерная система была проведена на 10 скважинах. Дополнительная добыча составила 5146 т нефти (16925 т с переходящими участками). Прирост составил 4,5 т/сут. Удельная эффективность 514,6 т/участок.

3. Сшитая полимерная система (СПС) закачена на 12 скважинах, дополнительно добыто по ним 3916 т нефти. Дополнительная добыча в 2010 году с учетом переходящего эффекта составила 21697 тонн нефти, прирост составил 4,2 т/сут (при плане 4,3 т/сут).

4. Закачка гидрофобной эмульсии (ГЭР) на 15 скважинах позволила добыть дополнительно 4155 т нефти, с учетом переходящего эффекта- 50488 т нефти. Прирост на 1 участок составил 277 т нефти. Удельная эффективность 3,3 т/сут.

5. Закачка щелочной полимерной композиции (ЩПК) проведена на 4 скважинах. Дополнительно добыто 834 т нефти (10261 т с переходящими участками). Прирост на 1 участок составил 208,5 т нефти. Удельная эффективность 5,9 т/сут (при плане 4,8 т/сут), успешность 75%.

6. Закачка ГЕОС-К (осадко-гелеобразующая суспензионная композиция) на 6 скважинах позволила добыть дополнительно 2612 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 435 т. Удельная эффективность 4,0 т/сут.

7. Закачка низкомодульного жидкого стекла производилась на 6 скважинах. Дополнительно добыто 2395 т нефти. Удельная эффективность 4,2 т/сут (при плане 4,0 т/сут).

8. Закачка биополимера «Ксантан» проводилась на 4 скважинах. Дополнительно добыто 4314 т нефти (с переходящими скважинами -27562 т). Удельная эффективность 10,5 т/сут (при плане 3,6 т/сут), успешность75%.

9. Закачка ВДС (волокнисто-дисперсной системы) проводилась на 4 скважинах. Дополнительно добыто 4264 т нефти (с переходящими -21013 т). Эффективность составила 4,8 т/сут при плане 3,8 т/сут.

10. Технология закачки ПГК (полимерно-глинистой композиии) применена на 4 скважинах. Дополнительная добыча нефти за 2010 год составила 1825 т, удельная эффективность 2,9 т/сут .

11. Микробиологическое воздействие (МБВ) применили на 3 скважинах. Дополнительно добыто 4264 т нефти, удельная эффективность 11,2 т/сут (при плане 3,3 т/сут). Прирост на 1 скважину составил 1421 т.

12. ГЭС-М закачена в 2 скважины, дополнительная добыча нефти по ним в 2010 году составила 1412т, прирост 2,7 т/сут.

Всегопотокоотклоняющие методы применялись на 76 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча от реагирования добывающих скважин составила 40199 т нефти. Удельная эффективность составила 529 тонн на 1 скважину или 4,7 т/сут (при плане 4,1 т/сут).

Основное количество обработок в 2010 году было проведено по стимуляции работы добывающих скважин, по потокоотклонению и выравниванию профилей приемистости на нагнетательных скважинах. Соответственно и основная доля дополнительной добычи нефти приходится на методы стимуляции и потокоотклонения.

Наиболее эффективными оказались следующие технологии:

Методы стимуляции на добывающих скважинах: КСМД со средним приростом нефти на 1 скважину 3,5 т/сут; КРК-А со средним приростом нефти на 1 скважину 2,5 т/сут;

Метод стимуляции на нагнетательных скважинах: КСМД со средним приростом 7,8 т/сут;

Методы водоограничения: СНПХ-9633 со средним приростом нефти на 1 скважину 2,3 т/сут; ГКС со средним приростом нефти на 1 скважину 2,5 т/сут;

Методы потокоотклонения и выравнивания профиля приемистости: «Ксантан» со средним приростом нефти на 1 скважину 10,5 т/сут; ВУКСЖС со средним приростом 5,3 т/сут; ЩПК со средним приростом 5,9 т/сут; СПС со средним приростом 4,2 т/сут; МБВ (микробиологическое воздействие) со средним приростом на 1 скважину 11,2 т/сут, низкомодульное жидкое стекло (НМЖС) со средним приростом на 1 скважину 4,2 т/сут.

Рассматривая динамику применения различных методов ПНП с 2000 по 2010 г.г. в разрезе горизонтов и по способам воздействия на пласты видна тенденция к снижению количества обработок по стимуляции терригенных коллекторов (с 86 обработок по девонскому горизонту в 2006 году до 29 обработок в 2010 году), что объясняется отсутствием эффективных технологий в перечне утвержденных технологий для формирования инвестиционных проектов по направлению МУН. По той же причине снижаются объемы обработок с применением водоограничивающих технологий.

Вплотную столкнувшись с проблемами ухудшения структуры запасов нефти, характерными для месторождений, находящихся на последней стадии разработки, НГДУ вынуждено искать и применять новые методы бурения скважин. Одним из приоритетных направлений в этой области является разработка залежей в карбонатных коллекторах, традиционно считающихся наиболее трудноизвлекаемыми. Так, огромную роль играет бурение многозабойных горизонтальных скважин, внедрение в пласт боковых и боковых горизонтальных стволов.

В 2010 году проведены: внедрения в пласт боковых ответвлений на двух скважинах (№10511, 6975) и на скважине № 6570 внедрение в пласт боковых горизонтальных ответвлений.

Всего в 2010 году третичные методы ПНП проведены на 135 добывающих и 85 нагнетательных скважинах.

Распределение дополнительной добычи нефти по способам воздействия на пласты за 2010 год приведено на рисунке 13, из чего видно, что 47 % всей дополнительной добычи нефти приходится на методы стимуляции; 40%- на методы потокоотклонения; 7% -на методы водоограничения и 6% -за счет ГРП, БС и БГС. [2]

Рисунок 13- Распределение дополнительной добычи нефти за 2010 год по способам воздействия на пласты

Таким образом, на Ново-Елховской площади наиболее эффективными оказались методы стимуляции.