Часто ремонтируемый фонд скважин

Ремонтировать нельзя ликвидировать. Капитальная запятая в капитальном ремонте скважин - Бурение и Нефть

burneft.ru

10. Осложнения возникающие при эксплуатации скважин механизированного фонда. Анализ причин ремонтов скважин механизированного фонда на анализируемом объекте

При работе ШСНУ часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. Большинство отказов связано с действием эксплуатационных факторов. Их можно разделить на три основные группы:

1. коррозионное и коррозионно - усталостное разрушение;

2. износ;

3. образование на поверхности оборудования значительных отложений парафинов и солей.

Коррозионное разрушение – одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электрической средой, которой является пластовая вода. [7]

Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих излом оборудования.

Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы корро­зии, которые периодически в нужной дозе подаются в меж­трубное пространство.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой. [7]

Часто возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра. Уменьшение вредного пространства и газового фактора на приёме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства. [7]

Другим фактором, осложняющим работу ШСНУ, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приёмным патрубком насоса, называемые песочными якорями.

Серьезно осложняющим работу СШНУ фактором является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности внутрискважинного оборудования. Это приводит к увеличению затрат на депарафинизацию и подземный ремонт оборудования, а также обуславливает потери добычи нефти. [7]

Основными факторами, определяющими выделение парафина из нефти, являются: изменение давления, потери легких фракций, снижение температуры, наличие асфальтосмолистых веществ, присутствие в нефти механических примесей.

Основными методами борьбы с отложениями парафинов на месторождении является: периодическая тепловая обработка скважин (обычно закачкой пара в межтрубное пространство), закачка в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин), применение устьевых и глубинных дозаторов, проведение планово-предупредительных работ. [7]

С целью предотвращения отложения парафина и солей на трубах, а также защиты от коррозии, внутреннюю поверхность НКТ покрывают защитным составом.

В таблице 10.1 приведены данные по ремонтам механизированного фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади и Ново-Елховской площади в целом.

Таблица 10.1

Причины ремонтов механизированного фонда скважин 7 блока

Ново-Елховской площади и Ново-Елховской площади в целом

Проанализировав причины ремонтов скважин, можно сделать следующие выводы:

- количество рассмотренных ремонтов по 7 блоку в 2009 г. по сравнению с 2008 г. незначительно снижается, в то время как в целом по Ново-Елховской площади количество ремонтов возрастает значительно;

- наиболее распространенным видом ремонта в 2008-2009 г.г., как по 7 блоку, так и по Ново-Елховской площади в целом, был ремонт по причине обрыва, отворота штанг. В 2009 г. на долю обрывов и отворотов штанг по скважинам Ново-Елховской площади приходится около половины (44,7%) от всех рассмотренных ремонтов;

- в 2008 г., помимо обрыва и отворота штанг, на 7 блоке значимыми (30,8%) были ремонты связанные с коррозионным разрушением оборудования, а по Ново-Елховской площади в целом - ремонты по причине износа подземного оборудования, на их долю приходится 24,3% от всех рассмотренных ремонтов;

- в 2009 г., как по 7 блоку, так и по Ново-Елховской площади в целом, помимо обрывов и отворотов штанг, были распространены ремонты по причине износа подземного оборудования.

Ремонт скважин оборудованных технологией ОРЭ в 2008-2009 г.г. по Ново-Елховской площади практически не проводился, за исключением единичного случая проведения ремонта по причине обрыва штока насоса в скважине №695.

Для анализа причин ремонтов скважин, оборудованных технологией ОРЭ, рассмотрим причины ремонтов скважин № 695, 8850, 8851, 2741, 6081 после внедрения технологии ОРЭ (табл. 10.2).

Таблица 10.2

Причины ремонтов скважин оборудованных технологией ОРЭ

Как видно из таблицы 10.2, количество ремонтов проведённых на анализируемых скважинах после внедрения ОРЭ незначительно. Ввиду малого количества ремонтов, выделить основные причины выхода из строя скважин оборудованных ОРЭ не удаётся.

Таким образом, наиболее распространенной причиной ремонта скважин 7 блока и на Ново-Елховской площади в целом в 2008-2009 г.г. был обрыв, отворот штанг. Количество ремонтов скважин оборудованных технологией ОРЭ незначительно, их причины различны.

studfile.net

Бездействующий фонд скважин: состояние и пути решения проблемы

Cегодня в России бездействуют 16,6% скважин, что связано с авариями скважинного оборудования, нерентабельностью эксплуатации скважин, нехваткой финансов на проведение ПРС и ГТМ и другими факторами.

Для решения проблемы бездействующего фонда необходимы использование инновационных видов эксплуатационного и ремонтного оборудования, новых технологий добычи нефти и проведения ПРС, а также оптимизация организационной работы.

Сегодня развитие отечественной нефтедобывающей отрасли сопряжено с необходимостью решения ряда проблем. Так, структура запасов с каждым годом ухудшается за счет увеличения доли ТИЗ и перехода месторождений во все более поздние стадии разработки. В связи с этим предстоит сложная профессиональная работа по увеличению запасов углеводородного сырья (УВС) для будущих поколений. Из-за постоянного роста числа крупных инвестиционных проектов ВИНК испытывают огромный дефицит в специалистах всех уровней. Экстенсивный сценарий роста объемов добычи УВС в России исчерпан. На старых месторождениях наблюдается постоянное увеличение себестоимости добычи. Наконец, в России существует огромный неработающий фонд скважин в состоянии бездействия и консервации.

МАСШТАБЫ И ПРИЧИНЫ БЕЗДЕЙСТВИЯ

Всего по российским нефтяным компаниям по состоянию на март 2010 года насчитывалось 149 127 скважин, из них в простое находилось 24 787, или 16,6%. Доля бездействующих скважин в фонде российских нефтяных компаний неодинакова (см. «Бездействующие скважины в эксплуатационном фонде нефтяных компаний, 2009 г.»). Наибольший процент бездействующих скважин характерен для ТНК-ВР, далее следуют «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ». Для большинства компаний характерна ярко выраженная положительная динамика доли бездействующего фонда.

Среди причин перехода скважин в бездействующий фонд можно выделить: аварии скважинного оборудования, нерентабельность эксплуатации скважин, отсусвие инфраструктуры по приему добываемой продукции и финансовых возможностей у нефтяной компании для продолжения ПРС и проведения ГТМ.

ПУТИ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ

Можно выделить три пути решения проблемы бездействующего фонда.

Во-первых, использование инновационных видов эксплуатационного и ремонтного оборудования.

Во-вторых, применение инновационных технологий добычи нефти и проведения ПРС.

В-третьих, оптимизация организационной работы. К инновационным видам эксплуатационного оборудования относятся оборудование с интеллектуальными системами диагностики, пакеры и клапаны отсекателей и оборудование с противополетными устройствами.

Инновационные виды оборудования для проведения ПРС включают в себя диагностическое оборудование (видеокамеры, тепловизоры), специальный ловильный инструмент, а также колтюбинговое оборудование.

Одним из вариантов оптимизации организационной работы может стать путь, предложенный в письме, которое заместитель министра энергетики Сергей Кудряшов по поручению вице-премьера Игоря Сечина направил руководству «Союзнефтегазсервиса». В документе, в частности, отмечается, что «параметры эксплуатации отдельно взятой скважины находятся в прямой зависимости от функционирования всего технико-технологического комплекса месторождения». Замминистра также ссылается на сложность и «нецелесообразность» налогового учета нефти, добытой на каждой отдельной скважине. По мнению г-на Кудряшова, выходом из ситуации может стать заключение с сервисными компаниями «операторских и других договоров».

В рамках этих договоров можно использовать силы и средства сервисных компаний, имеющих на вооружении специальные методики и специальную технику вывода скважин из бездействия, повышения рентабельности добычи нефти, увеличения КНИ.

Кроме того, оптимизация организационной работы должна включать в себя создание в рамках ВИНК структур, занимающихся проблемой бездействующего фонда скважин, внедрением специальных технологий и техники эксплуатации скважин, выводимых из бездействия, разработкой техники и технологий проведения ГТМ и ПРС на бездействующем фонде.

glavteh.ru

Инженерная практика, №7 2010. "Повышение производительности насосных установок на малодебитном фонде скважин"

Малодебитный фонд, как правило, представляет собой старый фонд скважин с малым притоком, высокой обводненностью и закольматированной ПЗП. Эти факторы вызывают преждевременные отказы оборудования, из-за чего малодебитный фонд частично или полностью принадлежит к ЧРФ. Для уменьшения влияния перечисленных факторов на работу ГНО малодебитного фонда НПФ «Пакер» предлагает оборудование, компоновки и технологии собственной разработки.

Традиционно внутрискважинное оборудование устанавливается над интервалом перфорации (см. «Традиционная схема компоновки УЭЦН»). В этом случае при дебитах менее 100 м3/сутки в эксплуатационных колоннах диаметром от 140 мм и выше при поступлении флюида из ПЗП в ствол скважины сопутствующая вода успевает выделиться в свободную фазу. В результате в эксплуатационной колонне до приема насоса формируется столб воды, который гидрофилизирует породу пласта в зоне интервала перфорации и создает искусственный барьер для движения нефти в поровом пространстве в направлении ствола скважины. Кроме того, вода затрудняет поступление нефти по стволу скважины на прием насоса — нефтяной фракции приходится «пробиваться» через слой воды, вследствие чего растет обводненность добываемой продукции.

Чтобы увеличить долю нефтяной фазы в поступающей на забой жидкости, необходимо облегчить путь для движения нефти в ствол скважины. Добиться этого можно, устранив процесс гидрофилизации ПЗП.

Решения для модификации скважинных компоновок

НПФ «Пакер» предлагает несколько технологических решений для модификаций скважинных компоновок подземного оборудования (КПО). Эти решения можно быстро реализовать в процессе текущей смены насосов. Как показывает промысловая практика, при использовании КПО повышается текущий дебит нефти и увеличивается МРП погружного оборудования не менее чем на 30%.

В предлагаемых схемах КПО хвостовик колонны НКТ, расположенный под пакером, оборудован клапанами для перепуска жидкости и газа, установленными над и под интервалом перфорации, а также заглушкой снизу для сбора и удержания мехпримесей, выделяющихся из жидкости при ее поступлении из кольцевого пространства скважины. Перепускной клапан, или группа клапанов, над интервалом перфорации предназначены для того, чтобы перепускать газ в автономный хвостовик при работе погружного насоса; под интервалом — чтобы перепускать скважинную жидкость, в составе которой, в частности, будет находиться и выделившаяся вода. В результате названные вещества будут удаляться из ПЗП. Газ не будет способствовать осушению и разрушению породы пласта, а вода не станет ускорять процесс гидрофилизации, что позволит снизить обводненность скважинной продукции.

Принцип работы перепускных клапанов

Чтобы проиллюстрировать принцип работы перепускных клапанов в хвостовике, рассмотрим взаимосвязь и взаимовлияние давлений, возникающих при работе насосной установки в подпакерной зоне ствола скважины, интервале перфорации, кольцевом пространстве и полости хвостовика на уровне клапанов (см. «Физика процесса применения перепускных клапанов»). Жидкостная смесь, содержащая газ, нефть и воду, поступает из призабойной зоны продуктивного пласта в ствол скважины под давлением, равным забойному. Под воздействием перепада пластового и забойного давлений, сил гравитации, первоначального давления насыщения газа и забойной температуры компоненты смеси обретают разные агрегатные состояния. Газ всплывает под пакер, вода занимает нижнее положение в стволе скважины, нефть располагается между ними.

На уровне верхнего клапана снаружи хвостовика давление газа будет равно забойному давлению, а давление жидкости внутри НКТ будет рассчитываться по формуле

Рнкт2 = Рзаб — ρgh,

где Рзаб — забойное давление; ρ — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; h — расстояние между верхним и нижним клапанами.

На уровне верхнего клапана давление газа в кольцевом пространстве окажется выше давления жидкости в полости хвостовика (Рг2 > Рнкт2), что объясняет движение газа в полость хвостовика и далее в колонну НКТ. Чтобы весь процесс происходил без сбоев, Гф должен составлять не менее 30 м3/т.

Надо отметить, что описанный выше процесс протекает циклично. В момент поступления газа в полость хвостовика в кольцевом пространстве скважины находится граница раздела фаз нефти и газа. Показатели давления на этом уровне в кольцевом пространстве и в полости хвостовика примерно равны, но давление газа немного превышает давление жидкости (Рг1 ≥ Рнкт1). С началом поступления газа по верхнему клапану в полость хвостовика и уменьшением его первоначального давления граница раздела фаз нефти и газа начинает подниматься к верхнему клапану. Будучи равновесным и работая по гравитационному принципу, клапан закрывается, когда до него доходит граница раздела сред или выравниваются его внутреннее и наружное давления. В результате газ снова начинает накапливаться под пакером, граница раздела газа и нефти снова начинает опускаться вниз, при достижении необходимой или заданной величины давления газа клапан опять открывается и процесс повторяется сначала.

В моменты открытия и закрытия верхнего клапана возникают небольшие периодически повторяющиеся импульсы давления. В циклически работающей системе эти импульсы стремятся перейти в гармонические колебания. Воздействие колебаний маятника передается ПЗП. Сила этого воздействия влияет на внутрипоровое давление в капиллярных каналах пласта, имеющих с противоположной стороны практически неограниченный контур питания, и приводит к возникновению раскачивающего воздействия. Последнее в большинстве случаев приводит к тому, что ранее закольматированные (не работающие, но содержащие нефть) капиллярные каналы открываются, и через них начнет протекать жидкость. Это в свою очередь приводит к увеличению общего объема поступающей в ствол скважины жидкости.

1ПРОК-УО-1

На основе описанной выше технологии разработаны компоновки подземного оборудования, одна из них — 1ПРОК-УО-1 (см. «Однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН с целью уменьшения обводненности добываемой жидкости 1ПРОК УО-1»). В данной системе установлен пакер типа ПРО-ЯТ-О или ПРО-ЯДЖ-О с двумя механическими якорями, а в нижней части расположены клапаны серии КПГ-108. Выше расположен узел аварийного разъединения — инструмент посадочный механический (ИПМ). Клапан в данном случае служит для промывки насоса при необходимости.

Через верхний клапан при превышении давления в кольцевом пространстве проходит газ, через нижний — отбирается вода. В результате доступ нефти на поверхность облегчается.

Применение данной компоновки позволяет снизить текущую обводненность продукции скважин и получить прирост добычи нефти, оптимизировать выработку запасов углеводородов за счет гидрофобизации ПЗП, а также исключить контакт жидкости глушения с ПЗП при проведении ремонтных работ по смене ГНО. Кроме того, за счет применения пакеров типа ПРО-ЯТ-О и фиксирования нижней части насоса можно повысить коэффициент подачи, а в процессе эксплуатации — вести контроль над работой насоса и забойного давления по динамическому уровню.

Применение КПЭ-115

Следующая технология, разработанная для применения на малодебитном фонде, предусматривает установку перепускных клапанов в хвостовике над насосом. При этом также будут иметь место импульсы и граница раздела фаз. Последняя также под влиянием газа будет стремиться вниз и при определенной величине вызовет открытие клапана.

Для того чтобы реализовать данный способ, необходимо установить хвостовик колонны НКТ, а также перепускной клапан КПЭ-115 на ней выше установки ЭЦН (см. «Схема установки клапана перепускного КПЭ-115 на погружном насосном оборудовании»). Буква «Э» в названии клапана означает, что у него имеется паз под кабель, что уменьшает вероятность нарушения последнего.

Применение данной компоновки позволяет увеличить МРП работы погружного оборудования, снизить эксплуатационные затраты, осуществить более полную выработку запасов. Кроме того, при использовании этой компоновки увеличивается дебит пластовой жидкости за счет газлифтного эффекта ПНГ.

Данная компоновка была опробована в ТПП «Урайнефтегаз» (см. «Результаты внедрения КПЭ-115 в скв. №10301 ТПП «Урайнефтегаз»). Было замерено давление в затрубном пространстве и на буфере скважины. В затрубье перепады давления составляют до 21 атм, а в кольцевом пространстве НКТ — порядка 8 атм. В таких условиях уровень воздействия на ПЗП при работе насосной установки будет значительным по абсолютной величине и амплитуде колебания. Периодически повторяющееся воздействие такой силы приведет к движению пласта в вертикальной плоскости, а это в свою очередь вызовет увеличение нефтеотдачи пласта.

Следует обратить внимание на то, что при постоянном забойном давлении дебит жидкости будет стабильным, а при регулируемом — переменным. Гидрофобная фаза газ — пена при регулировании забойного давления отжимается и уменьшается в объеме, вследствие чего облегчается поступление пластового флюида на забой скважины. Таким образом, при регулируемом забойном давлении дебит будет выше, чем при постоянном (см. «Процессы в ПЗП при внедрении КПЭ-115»).

Эффективность КПЭ-115 была подтверждена результатами ОПИ в ТПП «Урайнефтегаз». Испытания клапана проводились в проблемных скважинах с газовым фактором от 130 до 1000 м3/т, эксплуатируемых фонтанным способом или посредством УЭЦН. По состоянию на июнь 2010 года СНО отдельных скважин достигла 300 суток. Внедрение оборудования НПФ «Пакер» в «Урайнефтегазе» дало возможность повысить удельный дебит скважин на 7,8 т/сутки (см. «Результаты ОПИ по внедрению компоновки 1ПРОК-ПГЭ (КПЭ-115 с ЭЦН) при проведении технологии циклического перепуска газа на Тальниковом месторождении ТПП «Урайнефтегаз»).

2ПРОК-УОИВ-1

В малодебитных скважинах нередко встречается нарушение герметичности эксплуата ционной колонны, в связи с этим рекомендуется к внедрению двухпакерная компоновка 2ПРОК-УОИВ-1 (см. «Двухпакерная компоновка 2ПРОК-УОИВ-1»). Эта компоновка предназначена для скважин, эксплуатируемых УСШН, с целью уменьшения обводненности добываемой продукции с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности на 350 атм. Применение 2ПРОК-УОИВ-1, в частности позволяет:

• вывести добывающую скважину из простоя или бездействия;

• за счет гидрофобизации ПЗП добиться максимально возможной выработки запасов;

• снизить текущую обводненность продукции скважин и получить прирост добычи нефти;

• исключить контакт жидкости глушения с ПЗП при проведении ремонтных работ по смене ГНО;

• быстро, надежно и без больших финансовых затрат изолировать интервал негерметичности или водопритока;

• исключить проведение дорогостоящих РИР;

• в процессе эксплуатации вести контроль над работой насоса и забойного давления по динамическому уровню.

В состав двухпакерной компоновки 2ПРОК-УОИВ-1 входит нижний пакер типа ПРО-ЯМО2 осевой установки, выше расположен уравнительный механический клапан, который предназначен для того, чтобы произвести безопасный и надежный срыв и подъем компоновки после того, как она отработает. Выше расположен клапан КПГ, который служит для промывки насоса, а также СШН с газосепаратором.

В настоящее время двухпакерные компоновки для изоляции негерметичности эксплуатационных колонн внедряюся на многих нефтедобывающих предприятиях, на июнь 2010 года внедрено более 700 комплектов. Об эффективности внедрения компоновок свидетельствуют положительные отзывы компаний. В частности, двухпакерные компоновки с 2006 года внедряются на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», для которых характерна большая изношенность эксплуатационных колонн, высокая вязкость нефти, значительное содержание в ней растворенного газа, большой объем газовой шапки, низкая проницаемость, многослойность и неоднородность нефтенасыщенных пластов, что обуславливает неэффективность РИР по традиционным технологиям. По состоянию на июнь 2010 года в скважинах «Удмуртнефти» было внедрено около 300 компоновок, посредством чего удалось решить проблему прорыва газа, обеспечить надежную изоляцию эксплуатационной колонны от газоперетоков на Киенгопском месторождении, и максимально сократить время простоя скважин при ТКРС. Среди преимуществ двухпакерных компоновок представители «Удмуртнефти» отметили возможность установки эксплуатационной колонны ниже насосного оборудования за один спуск, возможность в любой момент извлечь компоновку из скважины для перевода на другой режим работы, а также высокую надежность уплотнительного узла посадочного инструмента, который позволяет после спуска в скважину и последующей пакеровки проводить отпрессовку пакера по межтрубному пространству.

Якорная компоновка

При эксплуатации малодебитных скважин с УСШН или УШВН рекомендуется к внедрению якорная компоновка ЯК-ПРО-ДПВ-1 (см. «Якорная компоновка ЯК-ПРО-ДПВ-1»). Ее применение позволяет зафиксировать нижнюю часть насоса и повысить коэффициент его подачи

Кпод.нас. = К1 • К2 • К3 • К4,

где К1 — коэффициент наполнения насоса; К2 — коэффициент, характеризующий потерю хода плунжера насоса; К3 — коэффициент, характеризующий утечки скважинной продукции; К4 — коэффициент объемного изменения скважинной продукции.

Значения К1 и К2 напрямую зависят от величины силы трения, между трубой и штангой. После внедрения якоря ЯТ или ЯТ-О производится натяжение и выпрямление колонны НКТ, в связи с чем уменьшается трение между трубой и штангой, увеличиваются К1 и К2, что приводит к повышению производительности насосной установки.

Якорь-трубодержатель ЯТ-О предназначен для создания опоры на стенку эксплуатационной колонны при работе с насосным и другим подземным оборудованием (см. «Якорь-трубодержатель механический двустороннего действия осевой установки ЯТ-О»). Его внедрение позволяет увеличить производительность СШН и сократить число обрывов штанг. ЯТ-О устанавливается ниже насоса и удерживает его цилиндр от двухсторонних осевых перемещений в процессе эксплуатации.

Гравитационный газосепаратор

Гравитационный газосепаратор предназначен для внедрения совместно с УСШН и УЭВН в КПО. Он используется на скважинах с высоким газовым фактором, а также работающих с низким динамическим уровнем, в составе многопакерных компоновок. Данное устройство помогает увеличить коэффициент заполнения, а следовательно, и коэффициент подачи насоса.

Гравитационный газосепаратор состоит из верхней муфты с радиально расположенными каналами с клапанами в верхней части (в составе устройства 8 клапанных пар). Далее расположен переводник под насос. Между второй и третьей секциями находится центратор с радиально расположенными отверстиями для прохода газа (см. «Газосепаратор гравитационный ГСГ-118-32/44»).

Инструмент натяжения ИН-73 с подвесным переводником ППН-73х73 предназначен для установки скважинного оборудования и натяжения колонны НКТ при монтаже планшайбы (см. «Инструмент натяжения ИН- 73 с подвесным переводником ППН-73х73»). ИН-73 позволяет произвести натяжение колонны НКТ после установки ЯТ-О в скважине на 1-2 т, зафиксировать колонну НКТ на ППН-73х73 и выполнить гидравлическое разъединение инструмента. ИН-73 может использоваться многократно.

1ПРОК-ИВЭ-1

В скважинах малодебитного фонда с интервалом негерметичности рекомендуется к внедрению пакерная компоновка 1ПРОК-ИВЭ-1, предназначенная для изоляции верхнего водопритока. Эта компоновка позволяет за одну СПО изолировать интервал негерметичности, произвести герметизацию ЭК и запустить скважину в работу, исключив многократные проведения дорогостоящих РИР традиционными методами (см. «Однопакерная компоновка для эксплуатации скважин погружным насосом с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности 1ПРОК-ИВЭ-1»). Клапан обратный трехпозиционный КОТ-93 в составе компоновки позволяет в случае необходимости производить прямую промывку полости насоса путем создания давления от 90 до 150 атм (9-15 МПа). Сбивной клапан служит для сброса давления при снятии пакера.

ЭЦН с пакером П-ЭГМ для изоляции водопритока был испытан в скважинах «ТНК-Нижневартовск»). В результате испытаний к 1 февраля 2010 года удалось значительно снизить уровень обводненности и добиться увеличения дебита в среднем на 7,6 т/сутки (см. «Результаты испытания ЭЦН с пакером П-ЭГМ для изоляции водопритока на скважинах «ТНК-Нижневартовск»).

Миннуллин Б.М., инженер-технолог

Открыть или Скачать (zip)

npf-paker.ru

АТОЛЛ.Ремонты скважин | ОТ-ОЙЛ

Программное приложение «АТОЛЛ.Ремонты скважин» обеспечивает информационное сопровождение процесса управления услугами нефтесервиса: текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.

Приложение нацелено на повышение эффективности работы сотрудников нефтяных компаний при решении задач в процессе ремонта скважин и в организации взаимодействия со специалистами сервисных компаний.

Ключевые решаемые задачи:

• Планирование ремонтных работ на скважинах
• Учет ремонтных работ на скважинах
• Контроль ремонтных работ на скважинах
• Анализ результатов ремонтных работ на скважинах
• Расчет нормативов времени на выполнение ремонтных операций
• Формирование документов по планируемым и проведенным ремонтным работам
• Учет результатов исследования скважин, выполненных в ходе ремонтных работ
• Учет оснащения ремонтных подразделений оборудованием
• Организация электронного документооборота и хранение документов в системе

ФУНКЦИОНАЛЬНОСТЬ ПРИЛОЖЕНИЯ

Функциональные модули приложения:

Ведение графиков ремонтов ТКРС, ГРП, ЗБС; графиков движения ремонтных бригад; наряд-заказов и пооперационных планов работ

Ведение и мониторинг сводки ТКРС, ГРП, ЗБС и др видов работ, в том числе, изменение конструкции скважин и используемого оборудования и материалов.

Учет заявок сервисных бригад, мониторинг простоев бригад

Учет технологических НКТ.

Формирование актов выполненных работ, электронный документооборот между участниками процесса нефтесервиса

Функции супервайзинга работ выполняются в приложении «АТОЛЛ.Супервайзинг».

Функции ведения и контроля за используемыми жидкостями глушения ведутся в приложении «АТОЛЛ.Защита Скважин».

• Форма ДН - 52 квартальная - оперативная информация о капитальном ремонте скважин по выбранной организационной единице за конкретный квартал
• Ремонты за Период по Исполнителям - данные по выполненным ремонтам на скважинах за отчетный период, по исполнителям ремонтов и основным параметрам скважин до ремонта (назначению, способу эксплуатации и глубине спуска подземного оборудования до ремонта)
• Распределение Ремонтов по Глубине Спуска Оборудования - годовые данные по видам выполненных ремонтов на скважинах за заданное количество лет, в зависимости от глубины спуска подземного оборудования, и основные показатели ремонтов: количество ремонтов; суммарная норма времени на выполнение ремонтов; суммарная продолжительность ремонтов; суммарная стоимость ремонтов; средняя продолжительность одного ремонта; средняя стоимость одного ремонта
• Количество и Сменность Бригад ПКРС - информация по количеству и сменности бригад ПРС и КРС, а также по количеству выполненных ремонтов ПРС и КРС за отчетный период и с начала года
• Выполнение Нормативного Задания по Ремонтам - данные о выполнении нормативного задания бригадами ПРС и КРС за отчетный период: суммарная норма времени на выполнение ремонтов; суммарная фактическая продолжительность ремонтов; суммарная фактическая продолжительность операций с разбивкой по типам операций; процент выполнения нормативного задания для каждой бригады ПРС или КРС; средняя продолжительность одного ремонта для каждой бригады ПРС или КРС
• Расшифровка Непроизводительного Времени Бригад по Ремонтам - данные по продолжительности непроизводительных операций, выполненных ремонтными бригадами за отчетный период
• Расшифровка Причин Простоев по Законченным Ремонтам - данные для ремонтного предприятия по наименованиям причин простоев ремонтных бригад за отчетный период; продолжительности простоев по видам и процентное отношение к продолжительности ремонтов
• Баланс Рабочего Времени по Законченным Ремонтам - данные по продолжительности производительных, непроизводительных ремонтных операций и простоев ремонтных бригад, а также их процентному отношению к фактически затраченному времени на выполнение ремонтных работ на скважинах
• Расшифровка Подземных Ремонтов по Признакам - информация по количеству выполненных ремонтными организациями работ на скважинах в зависимости от признака ремонта. Данные формируются по законченным работам, дата окончания которых находится в отчетном периоде
• Реестр Выполненных Работ по Ремонтному Предприятию - информация о последних проведенных ремонтных работах на скважинах, дата окончания которых принадлежит отчетному периоду
• Отступления от Плана Служб за Период - информация по количеству ремонтов, запланированных и выполненных за отчетный период
• Законченные Ремонты за Период - данные по выполненным ремонтам на скважинах за отчетный период по исполнителям ремонтов и основным параметрам скважин до ремонта (назначению, способу эксплуатации и глубине спуска подземного оборудования до ремонта)
• Объем ГИС за Период - информация за отчетный период времени по проведенным геофизическим исследованиям в ходе ремонта скважин по видам работ
• Основные Показатели по Законченным Ремонтным Работам - данные по количеству выполненных ремонтов за отчетный период, средней продолжительности и стоимости ремонтов в зависимости от способа эксплуатации скважин
• Сводные Показатели по Ремонтам - годовые данные по видам выполненных ремонтов на скважинах за заданное количество лет и основные показатели ремонтов: количество ремонтов; суммарная норма времени на выполнение ремонтов; суммарная продолжительность ремонтов; суммарная стоимость ремонтов
• Расшифровка Ремонтов по Видам - данные по количеству выполненных ремонтов на скважинах по видам ремонтов в зависимости от способа эксплуатации. Данные формируются по законченным работам, дата окончания которых находится в отчетном периоде
• Затраты Времени и Средств по Видам Законченных Ремонтов - данные по количеству выполненных ремонтов за отчетный период, средней продолжительности и стоимости ремонтов в зависимости от вида выполненного ремонта. Также в отчете формируются данные по общим затратам средств и времени на выполнение для каждого вида ремонтов и итоговые показатели
• Часто Ремонтируемый Фонд - данные по скважинам, на которых было проведено за текущий год определенное количество ремонтных работ

Программное приложение «АТОЛЛ.Ремонты скважин» функционирует в «РН-Юганскнефтегаз» НК ОАО «Роснефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», в НК «Газпром нефть».

ot-oil.com

Эксплуатация осложненного фонда скважин: закономерности, проблемы

Вопрос: Алексей Александрович, что именно Вы вкладываете в понятие «инновации в нефтедобыче»?

Алексей Чудновский: Все нововведения, внедрение которых снижает себестоимость добычи нефти и делает работу нерентабельных скважин рентабельной.
На наш взгляд, инновационная сервисная компания, предлагающая такого рода инновации, должна взять на себя все риски по их внедрению и ответственность перед заказчиком за конечный результат. Для этого сервисным компаниям нужны площадки, на которых они смогут в рамках долгосрочных отношений с заказчиком испытывать свои технологии.

Реплика:

А.Ч.: Новизну можно определить как «эффективное внедрение» – этого звена почти всегда не хватает в производственной цепочке. Но хотел бы подчеркнуть, что это не лоббистская, а рыночно-инновационная функция. Так, большинство тендеров проводятся на стандартные и значительные по объему услуги, а НИОКР чаще всего отражают лишь традиционные направления разработок нефтяной компании. Все это делает очень сложным, а порой практически невозможным, внедрение инноваций в достаточном объеме.

Вопрос: Предполагает ли деятельность вашей компании превращение разработки в рыночный продукт?

А.Ч.: Безусловно, это одно из важнейших направлений. Мы доводим разработки до конечного продукта благодаря тому, что задаем им правильные ориентиры. При такой схеме работы данный процесс идет гораздо более эффективно, нежели при взаимодействии разработчика с заказчиком напрямую.

Вопрос: Руководству нефтяных компаний порой сложно отойти от практики самостоятельного внедрения новых технологий. Какой должна быть мотивация, чтобы заказчик обратился именно к Вам?

А.Ч.: Прежде всего следует исходить из того, что любая инновация, независимо от того, кто ее внедряет, должна дать экономический эффект. Объем инноваций, внедряемых в той или иной нефтяной компании, соответствует бюджету, который выделяется на эти цели. Это ограничение уже само по себе делает целесообразным сотрудничество с компанией, которая может за свои деньги заниматься внедрением.

Реплика:

А.Ч.: Дело в том, что внедренческая работа представляет собой отдельный самостоятельный бизнес. А по мере сужения специализации эффективность обычно растет. Ни для нефтяной компании, ни для завода-производителя внедренческий бизнес не является основным. Причем интересно, что чем больше компания, тем меньше шансов у нее быть эффективной в вопросах внедрения. Мы готовы продемонстрировать это на практике. И еще. Скорость принятия решений и мотивация у внедренческих компаний выше. Это приводит на практике к сокращению сроков внедрения или доводке оборудования и технологий до нужных кондиций.

glavteh.ru

Вывод из бездействия – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

«Газпром нефть» разрабатывает автоматизированную систему многокритериального анализа неработающего фонда скважин.

Пик неблагополучия российской «нефтянки» по количеству неработающих скважин пришелся на конец 90-х годов — тогда бездействовало порядка 20% всего фонда. Для решения проблемы правительство России установило жесткие нормативы, по которым в категории бездействующих могли находиться не более 10% скважин любого нефтедобывающего предприятия. Это дало результат — количество неэксплуатирующихся скважин в начале XXI века стало снижаться, однако полностью выправить ситуацию не удалось. С проблемой бездействующего фонда и сегодня сталкиваются все нефтедобывающие компании страны. По сути, большинство из них постоянно балансирует на грани 10%-ного нормативного барьера. По разным оценкам, сегодня в России бездействуют 25–26 тыс. скважин.

ПОКАЗАТЕЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Процесс формирования бездействующего фонда многоступенчат, и основных причин остановки скважин несколько. В первую очередь, это естественная выработка запасов. Еще один существенный фактор — технологический, например, высокая обводненность, авария. Кроме того, нередки остановки из-за плохой экономики, когда доход от реализации добываемого количества нефти при действующей рыночной цене не покрывает затрат на эксплуатацию скважины. Именно бездействующие скважины, которые потенциально способны давать нефть, — первоочередная забота нефтедобывающих предприятий, которые строят тактику своей работы с эксплуатационным фондом с учетом 10%-ного ограничительного норматива и для которых сокращение бездействующего фонда — один из важных показателей эффективности работы. По оценке директора дирекции по геологии и разработке «Газпром нефти» Виктора Савельева, проблема должна решаться в ходе комплексного анализа состояния эксплуатационного фонда и выведения скважин из бездействия с помощью геолого-технических мероприятий, с применением инновационных разработок.

В добывающих предприятиях «Газпром нефти» основное количество бездействующих скважин приходится на месторождения «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковскнефти». Объясняется это, в первую очередь, большим количеством месторождений на последней стадии эксплуатации, находящихся на балансе предприятий. Именно поэтому работа по созданию автоматизированной системы многокритериального анализа неработающего фонда скважин началась именно с активов компании на Ямале.

БАЗА ДЛЯ АНАЛИЗА

Партнером «Газпромнефть-НТЦ» в разработке программного обеспечения системы анализа по месторождениям «Газпромнефть-ННГ» стала компания «Дельта Ойл Проект», а платформой — хорошо зарекомендовавшая себя программа «ДЕЛЬТА», которая используется специалистами НТЦ для оперативного мониторинга разработки месторождений и расчета геолого-технических мероприятий. Основные задачи, которые поз волит решить применение программного комплекса, — анализ состояния бездействующего фонда скважин, оценка имеющихся данных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, учет работы окружающих скважин. За счет оценки состояния скважин месторождения можно будет выбирать именно ту, проведение геолого-технических мероприятий на которой наиболее эффективно. Кроме того, использование автоматизированной системы анализа позволит планировать операции текущего и капитального ремонта выбранной для введения в работу скважины и контролировать эффективность всего комплекса ГТМ.

При создании программного комплекса многокритериального анализа «Газпромнефть-НТЦ» сформирует собственную базу данных по всем скважинам эксплуатационного фонда компании, как работающим, так и бездействующим. Главное преимущество применения новой системы по сравнению с применяемыми сегодня приемами оценки — в автоматизации всех процессов анализа огромного массива информации. Возможность возвращения скважины в строй зависит от многих факторов, главные из которых — цена на нефть, стоимость геолого-технических мероприятий по «реанимации», затраты на создание или восстановление инфраструктуры. По оценке ведущего специалиста блока технологий НТЦ Владислава Юрина, квалифицированный сотрудник из списка 15–20 скважин в течение рабочего дня может предварительно выбрать 5–7 скважин-кандидатов, где возможно проведение геолого-технических мероприятий. Применение автоматизированной системы анализа увеличит производительность труда специалиста примерно в пять раз.

Что касается работы непосредственно в ДЗО, то сегодня проведение мероприятий по текущему и капитальному ремонту скважин, зарезке боковых стволов, гидроразрыву пласта планируется исходя из ситуационного анализа. Главный геолог «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» Олег Лознюк отметил, что создание автоматизированной системы позволит нефтедобывающим предприятиям на основании полной и постоянно обновляемой базы данных по бездействующему фонду принимать более обоснованные решения о возвращении в эксплуатацию тех скважин, работа которых экономически оправдана. По оценке главного геолога «Муравленковскнефти» Марса Альмухаметова, новая система поможет комплексно анализировать состояние конкретной скважины перед принятием решения о ее вводе после периода бездействия. Главный специалист блока проектирования и разработки НТЦ Владимир Штанько, в свою очередь, уточнил, что оперативность и полнота данных о техническом состоянии скважин позволит уже на стадии подготовки проектной технологической документации на разработку месторождений принимать решения о возможности и целесообразности использования неработающего фонда в процессе дальнейшей эксплуатации нефтяных залежей.

СИСТЕМНЫЙ ЭФФЕКТ

Разработка автоматизированной системы анализа неработающего фонда продолжается, сейчас тестирование проходят ее отдельные блоки. Апробировать программный комплекс планируется на активах «Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковскнефти» — Вынгапуровском, Муравленковском и Сугмутском месторождениях. Пробная эксплуатация системы должна начаться уже в сентябре-октябре нынешнего года, а запуск и передача программного продукта непосредственным пользователям — ООО «Газпромнефть-ННГ» и филиалу «Муравленковскнефть» — планируется в конце ноября. В дальнейшем по мере апробирования и финальной отладки программного комплекса к работе автоматизирован ной системы будут подключать активы и других нефтедобывающих предприятий «Газпром нефти».

В полной мере технологические преимущества и экономический эффект от использования системы можно будет оценить только после полноценного запуска в эксплуатацию. Однако уже сейчас понятно, что комплексное применение автоматизированной системы, позволяющей актуализировать информацию о бездействующем фонде скважин, вместе с использованием новых технологий при выполнении геолого-технических мероприятий даст системный эффект.

www.gazprom-neft.ru

Смотрите также

• 
  Гидроизоляция скважины от грунтовых вод
• 
  Ручное бурение скважин на воду зимой
• 
  Особенности бурения горизонтальных скважин
• 
  Бурение скважин в заокском районе
• 
  Коэффициент продуктивности скважины
• 
  Как правильно выбрать гидроаккумулятор для скважины
• 
  Долото для бурения скважин фото
• 
  Кабель для эцн нефтяных скважин
• 
  Как ликвидировать скважину на даче
• 
  Бурение скважин в алексине
• 
  Бурение на воду чеховский район