УДК 622.276.7
© Коллектив авторов,1998
А.А.Нежельский (ОАО НПО «Бурение»), В.В.Горбунов (НГТ-И), В.П.Усков («Кубаньгазпром»), В.Н.Ященко (НГДУ «Черноморнефть»)
A.A.Nejelskiy (Joint-Stock Association Scientific-Industrial Enterprise "Bureniye"), V.V.Gorbunov (NGT-I), V.P.Uskov ("Kubangasprom"), V.N.Aschenko (Oil Producing Association "Chernomorneft")
Состояние работ в области ремонта скважин на некоторых предприятиях Кубани
Current status of work-over operations in some enterprises of Kuban region
Presented is distribution of the main types of work-over operations and parameters of the most time and costs consuming work-overs in Ahtirskiy, Slavianskiy, Hadijenskiy regions, three shops of "Kubangasprom" and OPA "Chernomorneft". Measures are offered for decreasing the number and labour consumption of work-overs.
целью оценки состояния работ в области текущего и капитального ремонтов скважин нами были проанализированы фактические данные по Ахтырскому, Славянскому, Хадыженскому (включая Горячий Ключ) районам, по трем цехам предприятия «Кубаньгазпром» и НГДУ «Черноморнефть» за 1996 г. Распределение фонда скважин по указанным районам и предприятиям приведено в табл.1. По Ахтырскому и Хадыженскому филиалам более 86% скважин эксплуатируется с применением скважинных штанговых насосов (СШН) и на них приходится более 60% добычи нефти, поэтому особое значение имеет качественный текущий ремонт скважин.
В табл.2 приведено распределение работ по основным видам ремонтов, а в Таблица 1
табл.3 - показатели по наиболее трудоемким ремонтам и их стоимость. Большой объем прочих ремонтов объясняется недостаточной классификацией и учетом ремонтов, когда к прочим ремонтам относят достаточно большой перечень работ (обследование скважин, смену штоков, ревизию и др.).
Как видно из табл.2 и 3, наибольший объем работ занимают:
■ ликвидация негерметичности 26 и 40% соответственно по «Краснодарнеф-тегазу» и НГДУ «Черноморнефть»;
■ водоизоляция и переход на другой горизонт соответственно 20,6 и 17% по «Кубаньгазпрому».
Далее идут чистка и промывка пробок, ликвидация обрывов труб, водоизоляция, смена насоса, переход на другой горизонт и ликвидация скважин. Затраты на указан-
ные работы: по «Краснодарнефтегазу» составили 24,66 млрд.руб.; по «Кубаньгазпрому» - более 23 млрд.руб.; по НГДУ «Черноморнефть» - более 9,8 млрд.руб.
Негерметичность НКТ связана как с износом резьбовых соединений из-за длительной эксплуатации и коррозии, так и с протиранием труб штангами, причем, чем глубже и искривленней скважина, тем больше частота протирания труб. Это также связано со сроком их эксплуатации. Требуется обновить значительную часть НКТ. Сравнение с предыдущими годами показывает рост объемов работ, связанных с негерметичностью НКТ, что также указывает на влияние срока эксплуатации труб.
Анализ этих работ показал, что проблема отбраковки НКТ на скважине не решена, много холостых рейсов, свя-
Средний су- Обводнен- Число
Район (предприятие) Число скважин точный дебит ность, % нагнет а -
всех фонтани- жидкости од-
добыва- рующих с СШН простаивающих ной скважины,
ющих т (газа, м3)
Ахтырский («Краснодарнефтегаз») 557 55 502 (88%) 45 3,0 73
Славянский («Краснодарнефтегаз») 1455 1348/92% 45 15(1%) 140 1,8 (300-3000) 35-65 23
Хадыженский, включая Горячий 883 84 (Горячий - 759 40* 1,84 60-70 84
Ключ («Краснодарнефтегаз») Ключ) (86%)
НГДУ «Черноморнефть» 700 20 20 441 160 4,3 85 -
«Кубаньгазпром» 581 560 560 - 21 (5500) ДО 20 6
*) - на балансе НГДУ.
9/1998 51
Таблица 2
Вид ремонта | Районы | | Предприятия |
| Ахтырский, Хадыженский | Славянский | | «Кубаньгазпром» | НГДУ«Черноморнефтъ»
Число ремонтов/ время, бригада/ч Затраты времени, % Число ремонтов/ время, бршда/ч Затраты времени, % Число ремонтов/ время, бригада/ч Затраты времени, % Число ремонтов/ время, бригада/ч Затраты времени, %
Ликвидация негерметичности НКТ 688/24882 26,0 4/800 1,9 430/18748 40,0
Смена насоса 394/98432 10,0 1/178 0,95 - 410/13750 29,6
Чистка песчаной пробки 361/17849 18,3 - - - - - -
Промывка пробки 668/2888 3,0 - - 7/615 1,4 100/4360 9,4
Ликвидация обрывов НКГ 5/2228 2,8 - - 8/8764 21,0 6/1500 3,3
Ликвидация отложений парафина 239/76492 7,83 - - - - - -
Ликвидация обрывов и отворотов штанги 93/30962 3,2 - - - - 31/1389 3,0
Прочие виды КРС (смена штока, ревизия) 140/70192 7,2 - - 11/2528 6,0 20/926 2,0
Ликвидация негерметичносга эксплуатационных колонн 5/14922 1,53 12/7200 38,0 7/3377 8,1 3/750 1,5
Ликвидация межпластовых перетоков - 7/2500 13,2 - - 3/750 1,5
Водоизоляция 1/117 0,1 111/7990 42,2 14/8584 20,6 - -
Переход на другой горизонт 19/3514 3,6 6/1050 5,5 13/7083 17,0 8/2000 4,3
Зарезка второго ствола 6/7957 8,15 - - - - - -
Прочие виды КРС (полный ремонт, поиск негерметичных участков) 135/91822 9,4 13/3667 ликвид.скв. 10/6227 8,8 14,9 9/2250 4,5
Итого 2161/97666 137/18918 87/41645 1019/46423
занных с выявлением негерметичных труб.
Главными причинами образования пробок являются вынос песка из продуктивных пластов, сложенных слабосце-ментированными песчаниками, осаждение песка, нарушения пласта в приза-бойной зоне скважины или целостности эксплуатационной колонны. Наблюдается зависимость частоты образования пробок от увеличения обводненности.
Образование пробок иногда является одной из причин перехода на другой горизонт.
ТаблицаЗ
Чистка пробок осуществляется разбури-ванием и промывкой, если плотная пробка, и желонками, которые в основном являются канатными и трубными с клапаном. Производительность этих работ весьма низкая. В то же время известны более производительные трубные желонки фирмы «КЭВИНЗ», наиболее производительна -турбожелонка. У нас таких нет.
Низкая производительность метода промывки пробок обусловлена несовершенством разрушающего пробку инструмента (наконечников). Более эффекти-
вен вращающийся промывочный скребок. Таких у нас тоже нет.
К пробкообразующим месторождениям относятся Холмское, Украинское, Аби-но-Украинское, Ахтырско-Бунгундыр-ское, Хадыженское и Анастасиевско-Троицкое. При КРС применяются следующие методы ремонта.
1. Прострел, создание цементного экрана, разбуривание цементного стакана, перфорация, закачка Акора для изоляции вод.
2. Установка пакера, доворот колонн, прокачка герметиков, установка пластырей
Трудоемкость, бригада/ч (% общей трудоемкости) Стоимость работ, млн.руб. Трудоемкость, бригада/ч (% общей трудоемкости) Стоимость работ, млн.руб. Трудоемкость, бригада/ч (% общей трудоемкости) Стоимость работ, млн.руб.
Вид работ по предприятиям
«Краснодарнефтегазу^НГТ-И) «Кубаньгазпрому» НГДУ «Черноморнефтъ»
Ликвидация негермешчности 24882 (26,0) 4230 800(1,9) 160 18748 (40,0) 3439,9
НКГ Чистка песчаной пробки 17849(18,3) 3034
Промывка пробки 2888 (3,0) 490 615(1,4) 123 4360 (9,4) 800
Смена насоса 9843 (10,0) 1670 - - 13750 (29,6) 2516,2
Водоизоляция 8107(8,0) 1378 8584 (20,6) 4292 2250 (4,5) 413
Переход на другой горизонт 3514 (3,6) 880 7083(17,0) 3541 - -
КРС по скважинам: нефтяным 22262 (22,7) 5520 5750(12,4) 2663
газовым 18740(98,0) 7458 29978 (70,0) 14889 - -
Итого 103483 24660 41645 23105 42628 9832,1
52 9/1998
для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн.
Негерметичность эксплуатационных колонн связана с негерметичностью их резьбовых соединений и повреждением колонн.
3. Проверка колонной головки, доворот колонн, закачка в межколонное пространство соляро-бентонитовой смеси, цементирование под давлением через перфорационное отверстие в эксплуатационной колонне при наличии межколонных проявлений.
Межколонные проявления и перетоки в основном связаны с плохим качеством цементирования и отсутствием центраторов.
4. Зарезка второго ствола, осуществляемая с применением отклонителей фрезе-ров-райберов и вырезающих устройств. Для бурения скважины применяют винтовые забойные двигатели.
Для проведения ремонтов в основном используются подъемники и агрегаты устаревших конструкций: ЛПТ-8, УПТ-32, УПТ1-50; Азинмаш-43А; ЦА-320; АН-700; А-50М (небольшое число),
СМН-10. Механизированные трубные ключи: АПР-2ВБ, КМУ-504 АШК;
КШЭ, по своим характеристикам и удобству в работе уступают гидроприводным ключам фирм США («Фарр», «Ойлкан-три», «Боуэн»). Большинство подъемников (кроме подъемника А-50М) не приспособлено для работы с гидроприводным инструментом.
В остальном применяется известный набор элеваторов (ЭХЛ; ЭТА), трубных и штанговых ключей, ловильного инстру-мента(труболовки, метчики, колокола, от-клонители) вертлюги ВП и ВЭ, малогабаритные привенторы.
Штанговые ключи АШК переделаны местными специалистами, но качество их ремонта и переделки оставляют желать лучшего. Ключи часто выходят из строя, особенно ненадежны электродвигатели этих и трубных ключей (в основном из-за перегрузок).
Таким образом, для снижения числа и трудоемкости ремонтных работ необходимо осуществить следующие мероприятия.
1. Разработать и внедрить более совершенные и эффективные технологии обнаружения мест негерметичности в НКТ и эксплуатационных колоннах, методы защиты продуктивного пласта от пластовой и закачиваемой вод.
2. Разработать и внедрить более долговечные штанговые протекторы с низким коэффициентом трения.
3. Усовершенствовать процессы и технические средства для чистки и промывки глино-песчаных пробок.
4. Обновить парк НКТ, штанг, подъемников, агрегатов и инструмента. Осуществить переход на инструмент с гидроприводом.
5. Разработать и внедрить передвижные установки для испытания НКТ на прочность и герметичность в условиях скважины.
6. Применять индикаторы крутящего момента для механизированных ключей:
АПР, КМУ, АШК.
7. Разработать метод и технологии ограничения поступления песка в скважину и укрепления призабойной зоны пласта.
9/1998 53
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.