Причины и динамика ремонта скважин

Наиболее важные факторы, влияющие на характер и скорость коррозии нефтепромыслового оборудования:

- состав и свойства нефти и извлекаемой вместе с ней пластовой воды, содержание газов H2S, CO2, O2;

- состав и свойства нефтяного газа и содержание в нем воды и коррозионно-активных примесей (H2S, CO2 и др.);

- соотношение фаз нефти и воды, газа и воды и характер распределения фаз между собой;

- состав и физико-химические свойства защитных пленок органического и неорганического происхождения на поверхности металла (смолы, парафины, сульфиды железа, карбонаты Ca, Mg, Fe);

- наличие и природа абразивных частиц [8].

К эксплуатационным параметрам относятся:

- тип скважины и способ добычи нефти;

- давление на забое и устье скважины и распределение его по стволу;

- гидродинамические параметры движения газонефтеводяного потока.

Рассмотрим условия работы скважин, вышедших в ремонт по причине износа, разрушения коррозионного.

Всего по данной причине было выполнено 74 ремонта - 34,1 % от эксплуатационных отказов. Наибольшее количество ремонтов (93,24 % от количества ремонтов по причине и 18,75 % от фонда) выполнено на залежах 302-303, 4 ремонта (5,4 % от причины и 5,2 % от фонда) - на залежи 1 и 1 ремонт на залежи 201.

На скважинах, эксплуатируемых установками ШГН, выполнено 63 ремонта, на скважинах с ЭЦН - 11 ремонтов. Но по отношению к соответствующему фонду, процент выхода в ремонт УЭЦН выше и составляет 32,4 % (ШГН - 14,2 %).

Более половины скважин - 48 или 65 % от причины ремонта - отработало менее 500 суток. Из них на 17 скважинах (23 %) наработка составила от 300 до 400 суток, а на 14 (20 %) - 220-300 суток. Преждевременному ремонту подверглись 5 скважин (6,7 % от причины).

В преждевременный ремонт вышло 8 скважин, из них 1 скважина эксплуатировалась ШГН и 7 скважин - УЭЦН.

Максимальное количество ремонтов произведено на скважинах с рН от 8 до 8,5 - 34 ремонта или почти 46 % от причины ремонта. С рН от 7,5 до 8 выполнено 28 (37,8 %) ремонтов.

Больше всего ремонтов произведено на скважинах с давлением на приеме 30-40 атм. - 21 ремонт (28,4 %) и 20-30 атм. - 17 ремонтов (23 %).

С увеличением диаметра насосов растет и количество ремонтов.

В зависимости от соотношения числа качаний N к длине хода L количество ремонтов растет с увеличением отношения N/L.

Максимальное количество ремонтов (40,5 % от причины и 19,4 % от фонда) выполнено на скважинах с депрессией до 10 атм.

Таким образом, наибольшее количество ремонтов по причине износ, разрушение коррозионное было выполнено на скважинах 302-303 залежи и работающих со следующими параметрами:

- способ эксплуатации - УЭЦН: 11 скважин или 64,7 % по отношению к фонду, причем на 7 скважинах - ПВР;

- обводненность 50-70 % - 21 ремонт (28,4 %) или 42 % от фонда скважин с обводненностью 50-70 %;

- глубина спуска ГНО до 500 м - 48 ремонтов (65 %);

- рН 8-8,5 - 34 ремонта (46 %), рН 7,5-8 - 28 ремонтов (38 %);

- отработавшие менее 400 суток - 36 ремонтов (48,6 %);

- диаметр насосов 44 мм - 26 ремонтов (35 %) или 21,14 % от фонда скважин работающим с таким же диаметром насосов;

- отношение N/L от 2 до 3 - 20 ремонтов;

- давление на приеме насоса от 30 до 40 атм. - 21 ремонт (28,4 %);

- депрессия на пласт до 10 атм - 30 ремонтов (40,5 %) или 19,4 % от фонда;

Всего по данной категории было выполнено 230 ремонтов или 26,2 % от общего количества ремонтов.

Из 37 ремонтов по причине износа насоса и его узлов только в двух случаях произошел преждевременный ремонт. На остальных скважинах оборудование отработало гарантийный срок.

Причины наибольшего количества ремонтов скважин приведены на рисунке 2.22. Больше всего ремонтов - 47,4 % от причины - было выполнено по причине негерметичности НКТ, 27 % - из-за отказа штанг (46 обрывов и 16 отворотов).

Каждый год больше всего ремонтов в данной категории происходит по причине негерметичности НКТ.

В 2009 году по этой причине было выполнено 34 ремонта (10,8 % от общего количества ремонтов), в 2008г. количество ремонтов увеличилось до 39 (147,1 % от всех ремонтов) и несколько снизилось в 2007г. (36 ремонтов или 12,5 % от всех ремонтов). По сравнению с 2008г. снизилось количество ремонтов и по причине отворота штанг (2007 г - 4 ремонта, 2008 г - 7, 2009 г - 5).

Однако с каждым годом происходит увеличение доли ремонтов по причине обрыва штанг - с 4,5 % от всех ремонтов 2007 года до 6,6 % от ремонтов в 2009г (2007г. - 14 ремонтов, 2008г. - 13 ремонтов, 2009г. - 19 ремонтов).

Рассмотрим условия работы скважин, вызвавших наибольшее количество ремонтов по причине отказа оборудования.

По причине негерметичности НКТ больше всего ремонтов - 84 (77 % от причины) - было выполнено на 302-303 и 21 ремонт (19,3 %) - на 1 залежах.

По данной причине было выведено в ремонт 97 скважин (89 % от причины и 22 % от фонда), эксплуатирующийся штанговыми глубинными насосами, 7 (6,4 % от причины и 41 % от фонда)- электроцентробежными насосами и одна - прочими способами.

57 скважин (52,3 %) отработали менее 400 суток, а еще 16 скважин отработали менее 500 суток.

В преждевременный ремонт вышло 4 скважины с УШГН и 3 - с УЭЦН.

Почти половина (51 или 46,8 %) вышедших в ремонт скважин работает с глубиной спуска ГНО до 500 метров.

Количество ремонтов возрастает с уменьшением длины хода ТПШ и увеличением числа качаний.

В 43 (39,5 %) скважинах рН среды составляет 7,5-8, а на 41 (37,6 %) скважине - 8-8,5. 17 ремонтов произошло на скважинах с рН от 7 до 7,5.

Наибольшее количество скважин вышедших в ремонт по причине негерметичности НКТ работают со следующими параметрами:

- обводненность - 50-70 % - 40 ремонтов (36,7 % от причины и 80 % от фонда);

- глубина спуска ГНО до 500 м - 51 ремонт (46,8 % от причины);

- рН среды от 7,5 до 8,5;

- длина хода L = 0,9-1,5, число качаний N = более 3.

Утечки в НКТ зависят также от кривизны ствола скважины.

По причине обрывов всего выведено в ремонт 46 скважин. На залежах 302-303 в ремонт вышли 25 скважин, на 201 - 6, на залежи 1 - 14, на 701- 1 и на 904 - 2 скважины (девон).

К основным факторам, оказывающим влияние на износ штанговых колонн, относятся следующие:

- марка стали;

- срок эксплуатации;

- наработка (количество отработанных циклов);

- режим эксплуатации (типоразмер насоса, глубина спуска, компоновка штанговой колонны, число качаний и длина хода, динамический уровень);

- физико-химические свойства добываемой продукции (вязкость, обводненность, плотность, содержание АСПВ, коррозионная активность и т.д.);

- геометрия (кривизна) скважины.

Для определения степени влияния основных факторов, осложняющих эксплуатацию штанговых колонн, необходима их индивидуальная оценка. По ряду объективных причин на сегодняшний день не представляется возможным выполнить анализ следующих показателей:

- срок эксплуатации;

- наработка (количество отработанных циклов);

- режим эксплуатации, при котором работали штанги.

Далее более подробно рассмотрим распределение «обрывного» фонда в зависимости от основных факторов, влияющих на надежность работы штанговой колонны.

Нужно так же отметить, что на 11 скважинах (24 % от всех обрывов) штанги работали с превышением приведенного напряжения Gпр более 5% над «критическим» значением, которое в зависимости от типоразмера насоса составляет: для Н-32 - Gпр = 40 Н/мм2; для Н-38 и Н-44 - Gпр = 46 Н/мм2; для Н-57 - Gпр = 50 Н/мм2 (по Одингу).

Количество скважин обрывного фонда с насосами Н-32, где превышение приведенных напряжений более 5 %, составило 5 скв (10,8 % от всех обрывов или 21,7 % скважин обрывного фонда с насосами Н-32). Из 2-х скважин с диаметром насоса 38 мм на одной было превышение приведенного напряжения более 5 %. Количество скважин, эксплуатируемых насосами Н-44, где превышение Gпр больше 5 % составило 4 скв (8,7 % от обрывов или 22 % от обрывного фонда с Н-44). 1 скважина работала с превышением Gпр более 5 % с насосом Н-57, что составляет 2,2 % от всех обрывов и 33,3 % от обрывного фонда с Н-57.

Основным фактором, характеризующим режим откачки, является число качаний СК. Распределение обрывного фонда по числу качаний и длине хода ТПШ представлено на рисунках 2.27 и 2.28.

Основное количество ремонтов произошло на скважинах эксплуатируемых с длиной хода ТПШ от 2,1 до 2,5 м. С увеличением числа качаний количество обрывов так же увеличивается.

40 % обрывов приходится на скважины, работающие с обводненностью продукции 50-70 %.

14 ремонтов по причине обрыва произведено на скважинах с рН от 7 до 7,5 (30,4 % от причины ремонта и 17,7 % от фонда). 18 ремонтах на скважинах с рН 8-8,5 (39 % от причины и 12 % от фонда). На семи скважина рН составило 7,5-8 и еще на семи рН - менее 7.

Аналогично рассмотрим фонд скважин, на которых был проведен ПРС по причине отворота штанг.

Всего из-за отворотов вышло в ремонт 16 скважин, из них 4 скважины - из-за отворота плунжера. На 4 скважинах произошел отворот 19 мм штанг (1 колонна штанг без сребков-центраторов), на 7 - 22 мм штанг (4 колонны без с/ц).

Только 4 подвески штанг были оборудованы штанговращателями.

Количество отворотов растет с увеличением диаметра насосов. На скважинах, эксплуатируемых насосами Н-44, произошло 50 % всех отворотов.

По 37,5 % отворотов произошло на скважинах с обводненностью менее 30 и от 70 до 90 %.

Обобщая вышеизложенное, можно сделать выводы:

- наибольшая частота обрывов наблюдается на штангах диаметром 19 мм (3/4), оборудованных скребками-центраторами;

- больше всего обрывов и превышение приведенных напряжений более 5 % приходится на скважины, оборудованные насосами Н-44 и Н-57;

- 40 % скважин вышедших в ремонт по причине обрывов обводненность составляет 50-70 %. В этом интервале может образовываться стойкая эмульсия, приводящая к увеличению нагрузок на колонну штанг;

- наибольшее количество ремонтов по причине обрыва выполнено на скважинах с рН = 7-7,5 и 8-8,5;

- большая часть обрывов происходит в нижней трети колонны штанг.

Кроме того нужно отметить, что все обрывы произошли на штангах 2 категории («отремонтированные отечественные»), причем 67,4 % скважин отработали менее 400 суток. Наработку по штангам установить нет возможности ввиду недостаточного контроля над передвижением штанг в условиях НГДУ.

В 2007г. ПВР был произведен на 46 скважинах (14,6 % от всех ремонтов в 2007г.): 22 - с УЭЦН (68,7 % от ремонтов скважин ЭЦН в 2007г.), 24 - с УШГН (10,8 % от ремонтов скважин УШГН в 2007 г.).

В 2008г. из 26 преждевременных ремонтов (9,4 % от ремонтов в 2008 г) 15 проведено на скважинах с УЭЦН (60 % от ремонтов скважин с УЭЦН в 2008 г.) и 11 - на скважинах с УШГН (4,9 %).

В 2009г. было выполнено 20 ПВР (7 % от ремонтов в 2009 г.): 6 ремонтов на скважинах с УЭЦН (35,3 % от всех ремонтов скважин с УЭЦН в 2009г.) и 14 - на скважинах с УШГН (5,7 %).

Наибольшее количество скважин вышло в ПВР по причинам: различные отложения в насосе - 12 %, износ, разрушение механическое - 10,9 % от общего количества ПВР, обводнение - 9,8 %, износ, разрушение коррозионное и отложение солей в ГНО - по 8,7 %, негерметичность НКТ - 7,6 % от ПВР.

Всего за 3 года было выполнено 878 ремонтов. 80,3 % от всех ремонтов произведено на скважинах 302-303 залежи. Наибольшее количество ремонтов было выполнено по геолого-техническим причинам - 34 % от общего количества ремонтов, по причине отказов оборудования - 26,2 % и по причине эксплуатационных отказов - 24,7 %.

Наибольшее количество работ по геолого-техническим причинам связано с обработкой призабойной зоны скважин и повышением нефтеотдачи пластов - 77% от причины и 26,5 % от общего количества ремонтов.

По категории «отказы оборудования» наибольшее количество ремонтов выполнено по причине негерметичности НКТ (47 % от причины) и обрыв и отворот штанг (27 %).

По эксплуатационным отказам больше всего ремонтов связано с износом, разрушением коррозионным - 34 % от причины и с солеотложениями на глубинном оборудовании - 30 %.

За 3 года общий фонд увеличился на 74 скважины, а частота ремонтов уменьшилась на 22,1 % по сравнению с 2007г. и на 6 % по сравнению с 2008г.

Увеличение удельного количества ремонтов произошло только по причинам изменения условий разработки и по прочим причинам (по сравнению с 2008г), однако доля этих ремонтов в общем количестве остается невысокой.

По эксплуатационным отказам произошло снижение как общего количества ремонтов по данной категории, так и количества ремонтов по основным причинам.

С каждым годом происходит увеличение количества ремонтов по геолого-техническим причинам, связанных с обработкой призабойной зоны скважин и повышением нефтеотдачи пластов (с 21,7 % от всех ремонтов в 2007г. до 32,4 % от ремонтов 2009 года)

В 2009г. увеличилось количество ремонтов по категории «Изменение условий разработки» на 7,7 % по сравнению с 2007г. и на 133,3 % по сравнению с 2008г. (за счет увеличения работ по оптимизации скважины)

Доля ремонтов по категории «Отказы оборудования» в общем количестве ремонтов увеличилась на 4 % по сравнению с 2007г. По данной категории с каждым годом растет число ремонтов по причине обрывов штанг.

В 2 раза (с 14,6 % до 7 % от всех ремонтов) снизилась доля преждевременных ремонтов.

2.4 Особенности эксплуатации скважин с осложненными условиями

Эксплуатация наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки - вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При смещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера.

При прочих равных условиях на значение возникающих сил трения в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница жестокостей цилиндра и плунжера, что при одинаковых диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше жесткости вставного. Рост сил трения с изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в насосах вставного исполнения.

Эксплуатация обводненных скважин.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин является обводнение продукции. Анализ результатов исследований большого числа скважин показал, что в обводненной колонне ниже приема насоса находится столб воды, оставшейся после глушения или скапливающейся в процессе эксплуатации. Независимо от содержания воды, средняя плотность смеси в интервале забой - прием насоса чаще всего приближается к плотности пластовой воды.

Для выноса воды из-под насоса применяют хвостовики. Применение хвостовиков из НКТ диаметром 48 мм в обводненных скважинах производительностью 10 - 40 м3/сут позволяет уменьшить противодавление на пласт на 0,25 - 0,35 МПа на каждые 100 м длины хвостовика.

Применение хвостовиков из НКТ диаметром 60 и 73 мм неэкономично.

Применение хвостовиков в скважинах с обводненностью более 60 % не эффективно.

В скважинах осложненных АСПО во избежание запарафинивания хвостовиков следует использовать трубы с покрытием.

С целью снижения забойного давления можно увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности привода скважинного насоса (станка-качалки).

При обводненности выше 50 % в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде». Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг.

От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике. Практика эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике возникают при обводненности 40 - 80 %.

Интенсивность образования эмульсий зависит от способа эксплуатации скважин. При добыче нефти УСШН на интенсивность эмульгирования продукции влияют: частота качаний и длина хода плунжера, размеры всасывающего и нагнетательного клапанов насоса, размер муфтовых соединений штанг, наличие скребков-центраторов, глубина погружения насоса под уровень жидкости. На эмульгирование существенное влияние оказывают отложения на стенках НКТ, уменьшающие их сечение, в результате чего возрастают скорости потока, усиливающие диспергирование воды в нефти [9].

УЭЦН не предназначены для откачки вязких сред. С ростом вязкости откачиваемой среды характеристики работы УЭЦН ухудшаются. УЭЦН могут работать при величинах эффективной вязкости перекачиваемой среды не более 350мПа*с (при этом подача насоса падает до 0,7 от подачи на воде, а потребляемая мощность возрастает в 1,7 раза). Осложнения при эксплуатации скважин с повышенной вязкостью продукции УЭЦН могут быть уменьшены применением химических реагентов -- деэмульгаторов. Однако при вязкости продукции более 300 ? 350мПа с кардинальным, технически и экономически оправданным решением следует признать перевод скважины на эксплуатацию другими типами насосных установок. В зависимости от дебита это могут быть УСШН или УЭВН [10].

При эксплуатации скважин, продукция которых склонна к образованию эмульсий и пенных систем, применяют в основном те же приемы и технологические схемы добычи, что и при откачке высоковязких нефтей: используют специальные насосы, увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки. Практика борьбы с образованием эмульсий в ОАО «Татнефть» в основном сводится к следующим мерам:

- применение тихоходных режимов откачки;

- применение насосов увеличенного диаметра с увеличенным всасывающим клапаном;

- понижение вязкости продукции путем применения деэмульгаторов, вводимых через устьевые или забойные дозаторы;

- применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса («делителей фаз»).

Присутствие деэмульгатора обуславливает коалесценсию эмульгированных капель пластовой воды и разрушение водонефтяной эмульсии. В результате понижается вязкость добываемой продукции за счет расслоения жидкости на нефть и воду. Появление свободной воды в скважине ведет к коррозии глубинного оборудования. Поэтому применяемые реагенты должны совмещать свойства деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. Отечественные деэмульгаторы типа Реапон, ДИН, применяемые на промыслах Татарстана, - это реагенты двойного действия, импортные - Дисолван, Сепарол, - ингибированные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы подаются на прием насоса при помощи глубинных дозаторов типа ГГД, ДСИ, и в затрубное пространство устьевыми дозаторами УДС.

Для снижения интенсивности (а в ряде случаев - предотвращения) образования в НКТ стойких высоковязких эмульсий представляется перспективным применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса. Размещаемое под насосом устройство имеет разнесенные по вертикали приемы для воды и нефти и переключатель потоков жидкости, обеспечивающие НКТ «четочный» режим течения продукции, т.е. режим, при котором нефть и вода некоторое время движутся порциями, не смешиваясь друг с другом. Такие режимы подъема обводненной продукции благоприятны и с точки зрения защиты скважинного оборудования от коррозии, поскольку поверхности оборудования, контактирующие с поднимаемой продукцией, периодически смачиваются нефтью [11].

Эксплуатация скважин в условиях, осложненных солеотложениями.

Появление воды в продукции скважин может в ряде случаев привести к отложению неорганических солей в скважинах. Наиболее характерным осложнением при этом является выпадение гипса, барита и кальцита.

В практике известны механические и химические методы удаления отложений неорганических солей. Механический метод весьма трудоемок, что ограничивает его применение на практике. Более предпочтительным является химический метод. Наиболее эффективным и технологичным для удаления отложений гипса является 20 - 25 % раствор едкого натрия. В качестве реагента для удаления кальцита может быть рекомендован 15 - 20 % раствор ингибированной соляной кислоты.

Наиболее эффективен и прост в исполнении способ предотвращения солеотложений с использованием ингибиторов. На промыслах ОАО «Татнефть» получил распространение метод периодической закачки ингибитора в затрубное пространство скважины, который направлен на предотвращение отложения солей на трубах, штангах и штанговом насосе. При этом после первой закачки ингибитора скважину выдерживают в течение 8 - 24 часов, после чего запускают в работу. Берут пробу откачиваемой из скважины воды на анализ. Если в ней содержится соль или ингибитор в количестве не менее 1 г/м3, то обработку скважины повторяют. В дальнейшем анализ воды на содержание соли проводят два раза в месяц. В зависимости от интенсивности отложения солей, характеристик скважины и объема добываемой жидкости периодическую подачу ингибитора в межтрубное пространство повторяют 2 - 6 месяцев.

Против отложений карбоната и сульфата на промыслах ОАО «Татнефть» кальция рекомендуется применение обработок призабойной зоны ингибиторами СНПХ-5301, СНПХ-5312, СНПХ-5312с, СНПХ-5312т, СНПХ-5313, ИСБ-1, НТФ, Инкредол. Однако необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов солеотложения на коллекторские свойства продуктивных пластов исследовано пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности.

Перспективным средством защиты от отложения солей в ЭЦН является применение рабочих колёс электроцентробежных насосов из угленаполненного полиамида, которые имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает гидродинамические характеристики насоса. В ОАО «Татнефть» успешно внедрены более 600 насосов с такими колёсами [9].

Эксплуатация скважин в условиях повышенного выноса механических примесей.

Наличие в продукции скважин мех. примесей усиливает износ рабочих органов ЭЦН и плунжерной пары СШН, сокращает срок их службы. Работа изношенного насоса ЭЦН сопровождается повышенным уровнем вибрации и может привести к серьезной аварии ? «полету» скважинного оборудования на забой скважины.

Для повышения надежности и ресурса работы в скважинах, продукция которых содержит мех. примеси в концентрации свыше 0,1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Моосу, необходимо применять насосы в износостойком исполнении.

В УЭЦН износостойкого исполнения рабочие колеса изготовлены из полиамидной смолы, в корпусе насоса установлены промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения при той же длине имеет меньше ступеней и соответственно напор. В современных конструкциях применяются более износостойкие материалы: осевые опоры изготавливают из карбида кремния, силицированного графита или твердого сплава; радиальные подшипники из абразивностойкого материала «КАРСТ». В скважинах с повышенным выносом мех. примесей целесообразно также применение ЭЦН с рабочими органами двухопорной конструкции, имеющими меньшие перетечки. Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц в продукции свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать так называемые «активные» опоры, представляющие из себя ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ».

Наряду с применением насосов в износостойком исполнении, необходимо принимать возможные меры по снижению выноса песка в скважину. Это известные технологии укрепления призабойной зоны пласта, применение противопесочных забойных фильтров (например типа ФПП-146/168, выпускаемого ДОАО Машиностроительный завод «Нефтемаш», п. Черноморский, Краснодарского края), а в случаях неоднородного по прочности (по толщине) пласта - разработанную в ТатНИПИнефть технологию вскрытия слабосцементированного неоднородного пласта (РД 39-147585-004-86).

Если высокое содержание мех. примесей сочетается с повышенной вязкостью продукции, может оказаться целесообразным перевод скважины на эксплуатацию установками винтовых насосов с погружным электродвигателем, например, типа УЭВН5, выпускаемые АО «Ливгидромаш» [9].

2.5 Анализ динамики МРП

Проанализируем изменение среднего межремонтного периода работы скважин, т.е. отношение отработанного времени к количеству скважин, в зависимости от категории ремонтов.

Общий межремонтный период по всему фонду скважин за рассматриваемый период увеличился почти на 14 % - с 542 до 617 по сравнению с 2007г (табл. 2.10 и рис. 2.30). В 2008 году этот показатель составлял 625 суток - на 15,3 % больше, чем в 2007г. и на 1,3 % выше МРП скважин в 2009г.

По скважинам, вышедшим в ремонт по причине эксплуатационных отказов, средний МРП уменьшился на 11,1 % по сравнению с 2007г., но в сравнении с 2008г. увеличился на 15 суток (3 %). Средний межремонтный период работы скважин, вышедших в ремонт по основным причинам эксплуатационных отказов, так же уменьшился: по причине солеотложения - на 2,4 %; по износу, разрушению коррозионному - на 13,9 %.

Средний МРП скважин, ремонтировавшихся по причине изменения условий разработки в 2008 г. уменьшился на 15 %, а в 2009 г увеличился на 13,5 %, но по сравнению с 2007г. снижение составляет 3,6 %.

Таким образом, в динамике за 3 года произошло увеличение как общего среднего межремонтного периода работы скважин по сравнению с 2007г., так и скважин, вышедших в ремонт из-за отказа оборудования и по причине ОПЗ и ПНП. По скважинам, вышедшим в ремонт по остальным причинам, средний показатель МРП снизился. Самый низкий средний МРП на скважинах, которые ремонтировались по категории «Эксплуатационные отказы»: 455 суток на скважинах, где причиной ремонта было отложение солей и 471 сутки - по причине износа, разрушения коррозионного.

2.6 Анализ эффективности применяемых методов предупреждения осложнений на промысловых объектах ЦДНиГ-4

В ЦДНиГ-4 проводится постоянная работа по разработке и внедрению мероприятий, направленных на предупреждение возможных осложнений и увеличению межремонтного периода работы скважин.

За последние 3 года, за счет ввода из бездействия и бурения, действующий фонд увеличился на 74 скважины. На 44 скважинах штанговые глубинные насосы оборудованы длинноходовыми цепными приводами. Тихоходные цепные приводы позволяют снизить динамические нагрузки на штанги и привод, повысить долговечность работы оборудования, достигнуть минимальных энергетических показателей при эксплуатации скважин с высоковязкими нефтями. При этом достигается высокий коэффициент наполнения насоса, снижаются потери на трение в насосном подъёмнике. За рассматриваемый период в ремонт, не связанный с ГТМ, ежегодно выходило не больше 10 % фонда скважин, оборудованных цепными приводами.

На сегодняшний день 22 % фонда скважин оборудованы контроллерами системы «Lufkin Automation», что позволяет контролировать режим работы оборудования и своевременно принимать меры по устранению возникших осложнений.

Как уже отмечалось выше (см. разд. 1.3), фильтрация жидкости в трещинно-пористой среде приводит к быстрой обводненности добывающих скважин. По этой причине более половины ремонтов по причине ОПЗ и НПН связаны с водоизоляционными работами. В результате удалось снизить обводненность в целом по промысловому объекту на 5 %.

Обводненность является причиной отложения солей, коррозионного разрушения оборудования, образования эмульсии. На эти причины приходится наибольшее удельное количество ремонтов.

В результате анализа причин образования солей с привлечением специалистов были проведены экспериментальные и лабораторные исследования по подбору ингибиторов солеотложения и коррозии для разрабатываемых залежей. Наилучшие результаты были получены при применении ингибиторов СНПХ-5313 и СНПХ-1004. Кроме того СНПХ-1004 позволяет бороться с первоисточником образования солей - коррозией. Способ подачи ингибитора на прием насоса:

- разовая заливка в затрубное пространство;

- разовая закачка в пласт;

- глубинный дозатор;

- устьевой дозатор.

В ЦДНиГ-4 на скважинах с солеотложениями начали внедрять «хвостовики», т.к. разбор состояния ГНО после подъема на скважинах с хвостовиками показал, что в большинстве из них были обнаружены отложения солей (до 5-8 мм.) и коррозия. Отложение солей происходит внутри хвостовика, в основном не доходя до приема насоса, что тоже является одним из способов предупреждения солеотложения. В нескольких скважинах встречается совместное применение глубинного дозатора и хвостовика.

Для определения эффективности внедрения хвостовиков был проведен анализ параметров работы скважин до и после внедрения. Анализировались только скважины, на которых при внедрении хвостовика производилась замена насоса на равный типоразмер без проведения ОПЗ (19 скважин). Сейчас разрабатывается совместно с лабораторией ТТДН конструкция хвостовика со штуцерами для создания местного сопротивления и активного отложения солей в подштуцерном пространстве.

При подсчете среднего значения МРП до и после обработки учитывались скважины, на которых проводился повторный ремонт (количество дано в скобках). Остальные скважины находятся в работе.

На скважинах, склонных к образованию эмульсий производится периодическая заливка в затрубное пространство деэмульгатора МЛ-81Б, на 12 скважинах был спущен глубинный дозатор. На 8 из них средний МРП увеличился в 1,45 раза, 4 скважины - в работе. На пяти скважинах, выходивших в ремонт по причине образования эмульсии - отвороты, обрывы штанг - были внедрены делители фаз ВУ-11-89, предназначенные для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ при эксплуатации нефтяных скважин с обводненной продукцией путем организации поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса.

2.7 Выводы и рекомендации по увеличению МРП на скважинах ЦДНиГ-4

Основной причиной большинства ремонтов является высокая обводненность скважин. Обводнение, в свою очередь является причиной выпадения солей, образования эмульсии, коррозии оборудования и др. причин, занимающих наибольшую долю в общем количестве ремонтов. Быстрая обводняемость скважин приводит к увеличению ремонтов, связанных с водоизоляционными работами.

Анализируя условия работы скважин, можно выделить параметры, при которых произошло наибольшее количество ремонтов:

- обводненность 50-70 %;

- глубина спуска ГНО - до 500 м;

- депрессия на пласт до 10 атм;

- длина хода ТПШ до 1,5 м;

- число качаний более 3кач/мин;

- рН среды от 7,5 до 8,5.

При проведении ремонтов нужно обращать внимание на скважины, работающие с приведенными параметрами и для предупреждения возможных осложнений разрабатывать мероприятия индивидуально для каждой скважины.

Предупреждение осложнений требует меньших затрат - как экономических, так и физических - чем их ликвидация, но на работу скважинного оборудования влияют многие факторы и чаще всего невозможно предвидеть, какой из них окажется преобладающим. Поэтому мероприятия для предупреждения возможных осложнений должны носить комплексный характер.

Например, практика применения глубинных дозаторов, заправленных СНПХ-1004, на скважинах ЦДНиГ-4 показала высокую эффективность этого способа для предупреждения и коррозии и отложения солей. Также нужно продолжить внедрение хвостовиков. При относительно небольшой стоимости (23060 руб.) их применение дает значительное увеличение межремонтного периода. Сейчас совместно с лабораторией ТТДН НГДУ «ЛН» разрабатывается конструкция хвостовика со штуцерами для создания местного сопротивления и активного отложения солей в под штуцерном пространстве.

Своевременно принятые меры могут предотвратить выход скважины в ремонт, поэтому большое значение приобретает контроль над режимом работы скважинного оборудования. Для этого, в перспективе, весь фонд должен быть оснащен приборами автоматического контроля.

Анализ ремонтов, связанных с ГТМ показал, что часто ремонты проводятся на работающем фонде, что так же сокращает МРП скважин. Поэтому нужно совершенствовать систему формирования объемов проведения ГТМ и планировать мероприятия по мере выхода скважины в ремонт.

Для предупреждения преждевременных ремонтов немаловажное значение имеет контроль над проведением подземных ремонтов: выбор жидкости глушения, соблюдение технологии отдельных операций, промывка, освоение скважины и т.д. Для предотвращения ПВР по причине засорения следует периодически, при очередном ПРС, производить очистку ствола скважин промывкой, а в необходимых случаях в комбинации с обработкой стенок колонны специальными скребками.

В последние годы фонд скважин ЦДНиГ-4 постоянно увеличивается за счет бурения новых скважин. Поэтому особого внимания требует вопрос выбора технологического режима работы скважины с учетом его дальнейшего изменения. При дальнейшей эксплуатации скважин увеличение параметров откачки следует производить в первую очередь за счёт увеличения длины хода ТПШ. В связи с этим, при сборке насосов в СЦ рекомендуется комплектовать цилиндры удлинителями для возможности установки длины хода ТПШ 3м. Подгонку производить таким образом, чтобы плунжер при работе частично выходил из цилиндра или, как минимум, совпадал с концами цилиндра, чтобы избежать отложений и образования выработки на поверхности цилиндра. Это делается в целях снижения нагрузок во время работы насоса и, особенно, в целях предупреждения повышенного трения в паре «плунжер-цилиндр» при смене параметров работы СК, а именно - увеличения длины хода ТПШ, что может привести к обрыву, отвороту штанг или заклиниванию плунжера.

Анализ методов, применяющихся в ЦДНиГ-4, показал их высокую эффективность. В результате проведенных мероприятий удалось снизить частоту ремонтов по причине солеотложения и коррозии оборудования. Увеличился МРП скважин, на которых происходили ремонты, связанные с образованием эмульсии. Но рост обводненности фонда скважин предполагает и дальнейшее увеличение количества ремонтов по рассмотренным причинам. Поэтому, в целях предупреждения возможных осложнений и, соответственно, увеличения межремонтного периода работы скважин, в зависимости от причин отказов, рекомендуются следующие мероприятия:

1) На скважинах, связанных с отказами штанговой колонны:

- технологическим службам ЦДНГ производить перерасчёт прочностных характеристик штанговой колонны при любых изменениях параметров работы оборудования и режимов работы скважины;

- применительно ко всем скважинам, где заведомо прогнозируется (или предполагается) изменения факторов, связанных с увеличением нагрузок в ТПШ (снижение Рпл и, соответственно, Рзаб и Нд, увеличение обводнённости, отложение АСПО, увеличения давления на линии и т. п.), в расчётах приведённых напряжений следует предусматривать коэффициент запаса прочности. Не допускать работу колонны штанг на граничных условиях приведённых напряжений;

- ЦПРС запретить приём и спуск штанг при отсутствии паспорта на колонну штанг или неполном заполнении;

- доукомплектовать ключи с гидроприводом пультами управления, позволяющими задавать и контролировать регламентируемый момент свинчивания штанг и НКТ (в настоящее время СПО ведутся с неопределённым и неконтролируемым моментом затяжки, что приводит к отворотам или деформации резьбы) ;

- при использовании ручных штанговых ключей, по рекомендации АНИ длина рукоятки ручного ключа (применительно к наиболее распространённому типоразмеру штанг диаметром 7/8) должна составлять 520мм. (+/- 40мм.), что при довороте, после упора в бурт, обеспечивает крутящий момент, равный 700Н/м (70кг/м) при 3-4 приёмах резкого доворота. При этом следует иметь в виду, что резьба должна быть идеально чистой и смазанной;

- доукомплектовать штанговые колонны со скребками-центраторами штанговращателями;

- при высоких динамических уровнях в целях снижения нагрузок и экономии штанг шире применять внедрение дифференцированных подвесок;

- рекомендуемый режим откачки: минимальное число качаний при максимальной длине хода ТПШ;

- погрузочно-разгрузочные работы пакетов штанг производить только с применением специальной траверсы и промышленных полотенец;

- защитные колпачки с резьбовой части штанг снимать только после того, как штанга подвешена на элеватор, т. е. находиться в вертикальном положении;

2) На скважинах, склонных к образованию солей:

- проводить селективную изоляцию обводненных пропластков и снижать отбор жидкости;

- производить периодические заливки ингибитора солеотложений в скважину (СНПХ-5313);

- внедрять глубинные дозаторы с СНПХ-1004 (предотвращение солеотложения и коррозии) (но нужен химический анализ осадков, взятых непосредственно с места производства работ, для того чтобы знать какой ингибитор использовать);

- производить ежемесячный контроль выноса реагента с глубинных дозаторов.

- при проведении ПРС производить исследования э/к на герметичность и заколонную циркуляцию на тех скважинах, где часто производятся ремонты, связанные с солеотложениями;

- использования оборудования с малой шероховатостью и малой адгезией т.е. НКТ с покрытием: стекло, смола эпоксидная;

- при глушении и промывке скважин использовать облагороженную жидкость. Большая часть отложений солей это сульфид железа который образуется в результате взаимодействия оксида железа и сероводорода. Скорость роста отложений в присутствии сульфида железа существенно выше, чем при их отсутствии. Частицы сульфидов железа являются центром, на котором происходит зарождение и дальнейший рост кристаллов солей. Предотвращение образования сульфида железа может быть достигнуто уменьшением оксида железа или его нейтрализацией. Это может быть достигнуто в результате добавления СНПХ-5313 в жидкость глушения;

3) Для предотвращения коррозии:

- проводить селективную изоляцию обводненных пропластков и снижать отбор жидкости;

- внедрять глубинные дозаторы с СНПХ-1004 (предотвращение солеотложения и коррозии) ;

- производить ежемесячный контроль выноса реагента с глубинных дозаторов.

- применять УЭЦН и УШГН в антикоррозионном исполнении или с протекторной защитой.

- внедрить алюминевые протектора на НКТ.

- производить контроль за рН средой при проведении ПРС, связанных с закачкой в пласт кислоты;

4) На скважинах, склонных к выносу твердых частиц из породы-коллектора или имеющих ремонты по причине засорения насосов:

- применять шламоуловители, фильтры ФЛ-60 для УШГН и песчаный фильтр;

- применять хвостовик от плавающего мусора;

- отбирать пробы для проведения анализа качества и количества веществ, влияющих на засорение;

- применять насосы в износостойком исполнении;

- при промывке скважин контролировать вынос КВЧ;

5) На скважинах, склонных к образованию эмульсии:

- внедрять глубинные дозаторы с МЛ-81-б или деэмульгаторы Дисолван, Сепарол;

- производить периодические заливки МЛ-81-б;

- внедрять делители фаз;

- применять насосы увеличенного диаметра с увеличенным всасывающим клапаном;

- преимущественный режим откачки: максимальная длина хода ТПШ при минимальном числе качаний;

6) Для снижения количества ремонтов по причине негерметичности НКТ:

- для предотвращения истирания НКТ муфтами колонны штанг применять подвески штанг с центраторами;

- при свинчивании труб использовать герметизирующую смазку;

7) Для уменьшения механического износа на искривленных скважинах применять подвески штанг с центраторами.

3. Расчетный раздел

3.1 Проверочный расчет нагрузок, действующих на штанговую колонну при изменении параметров работы привода ШГН

На скважине 17986 были запланированы мероприятия по увеличению параметров откачки. Так как станок-качалка работает с максимально возможной для данного типа длиной хода, то решено было увеличить число качаний балансира.

1) Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

При работе ШСНУ колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер, кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

К постоянным или статическим нагрузкам принято относить собственный вес колонны штанг Ршт и в воздухе, Ршт и гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх рж.

Статические нагрузки определяются по следующим формулам ([13], стр. 203):

Рж = рж•Fпл

Р?шт = Карх•Ршт

где qшт i - вес 1м штанг i-й ступени в воздухе, Н/м (q1 = 23,5 Н/м, q2 = 31,4 Н/м);

еi - доля длины штанг в общей длине штанговой колонны Lн (е1= 0,55, е2 = 0,45);

Kарх - коэффициент плавучести штанг.

Инерционная нагрузка: Рин в = Рин н = 1•0,2282•(1 ? 2•0,163/(0,783•2,3))•23,06/2 = 0,491кН

Рассчитаем динамические нагрузки при ходе вверх и вниз используя поправочные коэффициенты Кдин.в и Кдин.н, определённые на основании статистической обработки фактических нагрузок в точке подвеса штанг ([13], стр. 204):

Рдин.в =Кдин.в•(Рвиб.в+Рин.в)

Рдин.н =Кдин.н•(Рвиб.н+Рин.н)

где Кдин.в = 0,89 и Кдин.н =0,84 (определяем в зависимости от диаметра плунжера.

Определим нагрузки с учетом механического и гидродинамического трения.

Сила механического трения определяется по формуле:

Ртр.мех = Сшт•бmax•(Рж+Р?шт)

3) Расчет напряжений в штангах

Усилия и напряжения, действующие в произвольном поперечном сечении штанговой колонны, циклически изменяются.

3.2 Выбор и расчет метода предупреждения осложнений при эксплуатации скважин

Одним из осложнений при эксплуатации фонда скважин является отложение солей на глубинно-насосном оборудовании. Отложения солей, в основном, сульфида железа в насосах ШГН приводят к отсутствию подачи на скважинах, возможно заклинивание плунжера (может быть прихват плунжера), что в дальнейшем, зачастую, приводит к обрыву штанг. ПРС по причине солеотложений составляют значительное количество ремонтов проводимых в ЦДНиГ-4. На сегодняшний день нет универсального способа предотвращения данных ремонтов, применимого для любой скважины. Самым распространенным методом предупреждения отложения солей является химический метод.

Доставка ингибитора может осуществляется несколькими методами:

- устьевым дозатором;

- глубинным дозатором;

- закачка ингибитора в призабойную зону при ПРС;

- разовые затрубные заливки.

Наибольшее распространение доставки реагента к приему насоса получил глубинный дозатор. Предлагаемое устройство, препятствующее образованию солей, представляет из себя контейнер и форсунку для выхода реагента. Принцип работы основан на дозировании необходимого количества реагента путем создания насосом перепада давления. От других дозаторов данный дозатор отличается простотой конструкции, дешевизной и применимостью на любых скважинах, оборудованных ШГН [15].

Для заправки глубинного дозатора используем СНПХ-1004. Ингибитор СНПХ-1004 имеет в сравнении с СНПХ-5313 меньшую плотность, вследствие чего возрастает вероятность его выноса на прием насоса.

Т.к. образование осадков сульфида железа FeS обусловлено кроме смешения вод разного состава коррозионным процессом металла в присутствии сероводорода в потоке жидкости, то применение ингибитора СНПХ-1004 позволяет бороться с первоисточником образования соли - коррозией.

Другим осложнением высокообводненного фонда скважин является образование в их стволе стойких высоковязких эмульсий. Интенсивное перемешивание обводненной продукции в подземном оборудовании и ее эмульгирование является причиной увеличения вязкости в десятки раз. Наиболее напряженные условия для оборудования создаются при обводненности продукции в интервале 45 - 75 процентов. По мере роста вязкости эмульсии происходит значительный рост амплитуды нагрузок на штанги, что увеличивает их обрывность и на привод, что увеличивает пиковые значения тока на статоре электродвигателя и потребление электроэнергии.

Одним из методов, препятствующих образованию эмульсии, является применение входного устройства ВУ-11-89., которое не позволяет жидкости не перемешиваясь подняться на некоторую высоту. Эмульсия начинает образовываться в верхней части колонны труб. Это снижает ее отрицательное влияние на работу оборудования. Устройства ВУ оснащаются якорем нефти и газа, что исключает попадание в насос газированной нефти вместе с водой через прием для воды, а также еще более уменьшает насыщенность газом пластовой воды. В связи с этим для нормальной работы насоса, прием которого оборудован ВУ, достаточным является погружение насоса под динамический уровень на 150 м [11].

Для этих же целей - предупреждение образования эмульсии - служит и глубитнный дозатор, заправленный деэмульгатором («Дин», МЛ-81Б).

Расчет необходимого количества реагента

Количество реагента зависит от следующих параметров:

- дебита скважины

- удельного расхода реагента

Диаметр отверстия форсунки определяется расчетным путем и зависит от:

- вязкости используемого реагента;

- удельного расхода реагента;

- перепада давления, создаваемого насосом;

- длины проходного канала форсунки;

- дебита жидкости.

Таким образом, диаметр отверстия форсунки должен составлять 3 мм.

Расчет на вынос мехпримесей из патрубка - фильтра.

Для того чтобы форсунка дозатора не забивалась мехпримесями нужно, чтобы объем жидкости из патрубка фильтра откачивался за одно качание. Для расчета возьмем минимальную длину хода СК - 0,9 м. Найдем объем жидкости, откачиваемой за одно качание: q = 0,785•D2пл•L = 0,785•0,0442•0,9 = 1,37•10?3 м3/кач

Таким образом, параметры глубинного дозатора: 3 контейнера из НКТ с внутренним диаметром 62 мм длиной 8 м каждый; диаметр форсунки - 3 мм; длина патрубка-фильтра не более 0,9 м. Количество СНПХ-1004 - 62 кг.

Для контроля работы глубинного дозатора производится отбор проб на вынос СНПХ (после ПРС в течение 2-х месяцев, а потом раз в квартал). Если по результатам проб два раза подряд отсутствует вынос ингибитора, то скважина включается в график разовых обработок от солей. Так же в график включаются скважины, в которых возможны отложения солей, но по тем или иным причинам не был внедрен глубинный дозатор.

При периодической подаче ингибитора в затрубное пространство или закачке в призабойную зону пласта, а также при непрерывном дозировании плотность ингибитора должна быть больше плотности скважинной жидкости. Этому условию отвечает СНПХ-5313, предназначенный для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната кальция и сульфида железа. Плотность ингибитора - 1250 кг/м3.

Периодическая закачка ингибитора в призабойную зону пласта

Давление при закачке раствора ингибитора не должно превышать допустимое давление на эксплуатационную колону.

Закачать в скважину по затрубному пространству последовательно водный раствор ингибитора и продавочную жидкость в объеме, необходимом для ввода ингибитора в пористую среду призабойной зоны пласта.

Выдержать скважину в течение 8-24 часов для более полной адсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта, пустить скважину в эксплуатацию.

Систематически осуществлять контроль за содержанием ингибитора в попутно добываемой воде.

Повторную закачку ингибитора в призабойную зону пласта осуществлять при снижении содержания ингибитора в добываемой воде ниже эффективной концентрации ингибитора. С увеличением времени обработки это значение корректируется с учетом данных на конкретном объекте.

Рассчитаем количество реагента, которое потребуется для защиты оборудования от солеотложения по 5 выбранным под закачку скважинам.

В летнее время рекомендуется применять 5-15 % растворы ингибитора, приготовленные на пресной воде, в зимнее время товарную форму ингибитора [16].

Таким образом, по расчетным данным при внедрении глубинного дозатора с СНПХ-1004 на 14 скважинах средний МРП увеличится на 141 сутки или 153 %. При внедрении глубинного дозатора с деэмульгатором МЛ-81Б на 5 скважинах МРП увеличится в среднем на134 суток (180 %). При закачке СНПХ-5313 в пласт на 5 выбранных скважинах МРП по расчету увеличится на 220 суток или 250 %. Установка одного устьевого дозатора увеличит МРП в среднем в 1,5 раза.

3.3 Расчет технологической эффективности предлагаемых мероприятий

Дополнительная добыча нефти обусловлена двумя факторами: прирост дебита нефти и увеличение межремонтного периода работы скважины.

Таким образом, при внедрении глубинных дозаторов с СНПХ-1004 на 14 скважинах позволит предположительно увеличить МРП в 1,52 раза и добыть дополнительно - за счет сокращения времени простоя в ремонте - 62,8 м3 нефти или 69,3 т нефти.

На скважинах с глубинным дозатором, заправленным МЛ-81Б, МРП по расчету увеличится в 1,8 раза. За счет сокращения времени простоя дополнительная добыча составит 98,3 м3 или108,5 т нефти.

На запланированных 5 скважинах под закачку средний МРП по расчету увеличится в 2,5 раза, дополнительная добыча нефти составит 6,33 м3 или почти 7 т. На скважине с установленным устьевым дозатором МРП предположительно увеличится в 1,5 раза, дополнительная добыча нефти - 1,9 м3 (2,1 т).

Таким образом, средний МРП 25 скважин до мероприятий составлял 193,7 суток. После выполнения мероприятий расчетное среднее МРП составило 358,7 суток, т.е. увеличилось в 1,85 раза или на 85 %. Всего рассмотренные мероприятия за счет сокращения ремонтов и, соответственно, времени простоя, позволят добыть дополнительно 186,9 т нефти.

4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее внедренных мероприятий

В 2009 году пробуренный фонд скважин НГДУ «Лениногорскнефть» составил 8165 скважин, в т.ч. 4031 добывающих скважин приходится на эксплуатационный фонд. По сравнению с началом года действующий фонд добывающих скважин вырос на 57 скважин. Из бездействующего фонда введена в эксплуатацию 221 скважина и на 1.01.09 бездействующий фонд скважин составляет 536 скважин или 13,3% от эксплуатационного фонда.

Средний дебит нефти по новым скважинам составляет 5,9 т/сут, в том числе скважин, оборудованных ЦП-60, введенных из бурения, составил 5,4 т/сут. Средний срок ввода скважин из бурения в эксплуатацию составил 5,9 суток.

В целях сохранения коллекторских свойств пластов на 449 скважинах было проведено глушение методом прямой промывки и 358 ремонтов без глушения.

В результате улучшения качества ремонтов и диагностики глубинно-насосного оборудования значительно снизилось количество преждевременных ремонтов. Если в 2007 году их было 182, то в 2008 году - 134. Причины выхода скважин в преждевременный ремонт: негерметичность НКТ, обрывы, отложение АСПО, ВНЭ и.т.д. Для борьбы с перечисленными причинами было внедрено 128 глубинных дозатора, на 98 скважинах были проведены профилактические промывки скважин с использованием «тройника». На скважинах, оборудованных УЭЦН и УШГН, были продолжены работы по внедрению шламоуловителей.

Часто ремонтируемый фонд скважин, (на которых проведено 3 и более ремонтов) в сравнении с соответствующим периодом прошлого года также уменьшился на 7 скважин (21 ремонт). Межремонтный период работы скважин вырос с 661 до 761суток.