Причины и динамика ремонтов скважин

Больше половины фонда скважин (55,4 %) работают при депрессии на пласт  до 20 атмосфер (155 скважин с депрессией до 10 атм. и 112 скважин – 10-20 атм.). С  депрессией более 70 атм. эксплуатируется 20 скважин (рис. 2.4).

Рис. 2.4 Распределение фонда скважин в зависимости от депрессии на пласт

Лабораторией были проведены  анализы 2405 проб на содержание ионов  водорода, отобранных на 454 скважинах. В наибольшем количестве скважин  содержание рН составляет 7,5-8 (158 или 35,4 % скважин) и 8-8,5 (148 или 33,2 % скважин) (рис. 2.5). В 79 скважинах содержание рН составило 7-7,5, в 54 скважинах (12,1 %) – менее 7, а в 7 скважинах – более 8,5.

Рис. 2.5 Распределение фонда скважин в зависимости от рН среды

Основное количество скважин эксплуатируется с глубиной спуска ГНО от 300 до 1100 м, причем большее количество – 162 скважины (33,7 % фонда) - с глубиной подвески от 500 до 700 м, 135 скважин (28,1 %) – 300-500 м и, а 89 скважин (18,5 %) с глубиной от 900 до 1100 м (табл. 2.6).

Рис. 2.6 Распределение фонда скважин в зависимости от глубины спуска глубинно-насосного оборудования

Наибольшее количество скважин  эксплуатируется с помощью станков-качалок  типа СК6-2,1-2500 – 106 скважин (23,7 %) (рис. 2.7). 109 ШГН имеет приводом СК5-3-2500 и СКН5-3015. В последние годы внедряются длинноходовые цепные приводы – ПЦ 60-18-3,0-0,5/2,5. В ЦДНиГ-4 43 скважины оборудованы такими приводами. 69 скважин оборудованы СК8-3,5-4000 и 43 – станками румынского производства UP-9T-2500-3500.

Рис. 2.7 Распределение фонда скважин  в зависимости от привода ШГН

142 скважины (32 %) работают с числом  качаний 3-3,5 мин⁻¹, 109 (24,6 %)– 2-2,5 мин⁻¹, 91(20,5 %) – 3,5-4 мин⁻¹, 63 (13,5 %) – до 2,5 мин⁻¹ (рис. 2.8).

Рис. 2.8 Распределение фонда скважин в зависимости от числа качаний N

С длиной хода 0,9-1,5 м эксплуатируется 146 скважин (33 %), 1,5-2 м – 119 скважин (26,8 %), 2,1-2,5 м – 134 скважины(30 %) и более 3 м – 44скважины (рис. 2.9).

Рис. 2.9 Распределение фонда скважин в зависимости от длины хода привода ШГН

Наибольшее количество скважин  – 379 (75,8 %) работает с пластовым давлением 60-80 атм, 73 скважины с давлением 80-100 атм (табл. 2.10).

Рис. 2.10 Распределение фонда скважин в зависимости от пластового давления и средние дебиты жидкости и нефти

75,8 % скважин работает с пластовым  давлением 60-80 атм. На 73 скважинах  (14,5 %) пластовое давление составляет 80-100 атм.

Почти весь фонд работает с давлением  на забое до 80 атм (рис. 2.11). 178 скважин – 35,6 % - работают с забойным давлением от 60 до 80 атм, 142 скважины (28,4 %) – с давлением 40-60 атм и на 170 скважинах (34 %) забойное давление не превышает 40 атм.

Рис. 2.11 Распределение фонда скважин в зависимости от забойного давления и средние дебиты жидкости и нефти

Таким образом, основная часть фонда приходится на залежь 302-303. На 1.01.2010г. более 95 % фонда скважин ЦДНиГ-4 разрабатывается механизированным способом. На долю электроценробежных насосов приходится всего 7,1 % механизированного фонда, а с помощью глубинных штанговых насосов эксплуатируется 92,9 % фонда скважин.

Большая часть фонда скважин  работает со следующими параметрами:

• глубина спуска ГНО - от 300 до 700 м;
• депрессией на пласт до 20 атм;
• обводненность более 50 %.
• рН среды от 7 до8,5 (щелочная среда). 
  

2.3. Анализ причин подземного ремонта скважин по ЦДНиГ-4

Всего в период с 1.01.2007 г. по 1.01.2010 г. по ЦДНиГ-4 было выполнено 878 подземных  ремонтов. 691 ремонт был выполнен на скважинах оборудованных штанговыми глубинными насосами, 74 - на скважинах  с электроцентробежными насосами, и 113 ремонтов на скважинах с прочими способами эксплуатации.

Распределение ремонтов по залежам  показано на рисунке 2.12. Наибольшее количество ремонтов – 705 (80,3 %) - было выполнено на 302-303 залежах.

Рис. 2.12 Распределение ремонтов по залежам

По геолого-техническим причинам было выполнено 299 ремонтов или 34 % от общего количества ремонтов, по причине отказов оборудования – 230 ремонтов (26,20 %). По причине эксплуатационных отказов сделано 217 ремонтов (24,7 %), по причине изменения условий разработки – 61 (6,95 %) и по прочим причинам – 71 ремонт (8,1 %) (рис. 2.13).

Рис. 2.13 Распределение количества ремонтов в зависимости от причины

Распределение ремонтов по годам в  зависимости от причины показаны в таблице 2.3 и на рисунке 2.14.

В 2007 году было проведено 314 ТРС. Из них 221 ремонт (70,4 %) – ШГН, 32 (10,2 %) – ЭЦН,61 (19,4 %) - прочие способы.

В 2008 году выполнено 277 ремонтов: ШГН  – 223 ремонта (80,5 %), ЭЦН – 25 ремонтов (9%), прочие способы – 29 ремонтов (10,5 %).

В 2009 году проведено 287 ремонтов скважин, из которых 247 (86 %) эксплуатируются ШГН, 17 (5,9 %) – ЭЦН, 23 (8 %) – прочими способами.

Таблица 2.3

Динамика ремонтов по годам в  зависимости от причины

Наименование	Количество ремонтов						Изменение удельн. кол-ва, % к 2007г/ к 2008г. рем./удельное кол-во
	2007г		2008г		2009г
	шт	% к фонду	шт	% к фонду	шт	% к фонду
Эксп. отказы	89	20,9	73	16,1	55	11,0	−47,4/−31,7
Отказы обор.	74	17,4	79	17,4	77	15,4	−11,5/−11,5
Геол.-техн. прич.	98	23,0	100	22,1	101	20,2	−12,2/−8,6
ИУР	22	5,2	11	2,4	28	5,6	+7,7/+133,3
Прочие	31	7,3	14	3,1	26	5,2	−28,8/+67,7
Всего ремонтов	314	73,7	277	61,1	287	57,4	−22,1/−6
Фонд скв., шт	426		453		500		+17,4

Рис. 2.14 Динамика распределения ремонтов по годам в зависимости от причины

Анализируя рисунок 2.14 и таблицу 2.3 видно, что, несмотря на увеличение количества ремонтов в 2009 г по сравнению с 2008 г, частота ремонтов уменьшается. Если в 2007 г было отремонтировано 73,7 % фонда скважин, то в 2009 г в ремонт вышло 57,4 % от общего фонда. Это связано как с сокращением числа ремонтов по различным категориям, так и с увеличением фонда скважин.

Уменьшились выходы скважин в ремонт по причине эксплуатационных отказов: с 89 (20,9 % от фонда) ремонтов в 2007 г до 55 (11 % от фонда) – в 2009 г. Удельное количество ремонтов по причине отказов оборудования уменьшилось на 11,5 %. Снизилось удельное количество ремонтов по геолого-техническим причинам на 12,2 % по сравнению с 2007г. и на 8,6 % по сравнению с 2008г.

В 2009г. произошло  увеличение количества ремонтов по причинам «ИУР» и «Прочие причины». Однако их доля в общем количестве ремонтов остается невысокой.

Ремонтные работы, объединенные в категорию «прочие причины», и их количество приведены в таблице 2.4. Больше всего работ по данной категории выполнено в связи с исследованием объектов разработки – 15 ремонтов (21,1 %) и спуск насоса после КРС – 10 ремонтов (14 %).

Таблица 2.4

Прочие причины

Причина ремонта	Кол-во рем., шт	% к общ. кол-ву рем., шт	Кол-во рем. в завис. от причины, %
Внедрение нового оборудования	5	0,57	7,04
Исследование обьектов разработки	15	1,71	21,13
Исследование экспл.колонны	4	0,46	5,63
Извлечение подземного оборудования	9	1,03	12,68
Другие нарушения колонны	2	0,23	2,82
Другие работы	4	0,46	5,63
Нeвозможно ликвидировать  аварию	4	0,46	5,63
Нeгepмeтичн. уcтьeвoй аpмaтуpы	5	0,57	7,04
Нeгерметичность экспл. колонны	4	0,46	5,63
Пеpевод в дpугую категоpию	2	0,23	2,82
Перевод в пьезометр	4	0,46	5,63
Подготов.-заключительные работы к КРС	1	0,11	1,41
Свабирование	1	0,11	1,41
Спуск насоса после КРС	10	1,14	14,08
Технические причины	1	0,11	1,41
Всего	71	8,09	100,00

Число ремонтов по категории «прочие  причины» в 2009г. по сравнению с 2008г. возросло за счет увеличения количества работ по исследованию объектов разработки.

Основные причины ремонтов по категории «изменение условий разработки» (ИУР)приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Изменение условий разработки

Причина ремонта	Кол-во рем., шт	% к общ. кол-ву рем., шт	Кол-во рем. в завис. от причины, %
Снижeниe динaмичecкoгo уpoвня	12	1,37	19,67
Оптимизaция рaбoты сквaжины	49	5,58	80,33
Всего	61	6,95	100,00

Увеличение количества ремонтов в 2009 г произошло в связи с  увеличением работ по оптимизации работы скважин. В 2007г. из 22 проведенных ремонтов 13 связаны со снижением динамического уровня и 9 – с оптимизацией работы скважин. В 2008г. по причине ИУР ремонтировалось 11скважин (9 – оптимизация и 2 – снижение уровня). В 2009г. проведено 27 ремонтов по оптимизации работы скважин и на одной скважине – ремонт в связи со снижением динамического уровня.

Виды работ, связанные с геолого-техническими причинами приведены в таблице 2.6. Основные работы связаны с обработкой призабойной зоны и повышением нефтеотдачи пластов (77,9 %) и внедрением насосного способа (21,4 %).

Таблица 2.6

Геолого-технические причины

Причина ремонта	Кол-во рем., шт	% к общ. кол-ву рем., шт	Кол-во рем. в завис. от причины, %
Внедpение обоpуд-я для  ОРЭ 2-х пластов	2	0,23	0,67
Внедрение насосного  способа	64	7,29	21,40
ОПЗ и ПНП	233	26,54	77,93
Всего	299	34,05	100,00

На рисунке 2.15 видно, что доля работ, связанная с обработкой призабойной зоны скважин и повышением нефтеотдачи пластов, по отношению к общему количеству ремонтов с каждым годом увеличивается.

Рис. 2.15 Динамика распределения ремонтов по геолого-техническим причинам в зависимости от общего количества ремонтов

Значительная доля работ по причине  ОПЗ и ПНП вызвана увеличением  обводненности скважин и связана  с изоляционными работами. Следствием этих работ является уменьшение количества ремонтов по причине эксплуатационных отказов.

Рассмотрим более подробно причины, вызвавшие эксплуатационные отказы и отказы оборудования, т.к., несмотря на уменьшение частоты ремонтов, их доля в общем количестве ремонтов остается самой значительной. 

Основные причины эксплуатационных отказов приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Эксплуатационные отказы

Причина ремонта	кол-во рем., шт	% к общ. кол-ву рем., шт	Кол-во рем. в завис. от причины, %
Забита система клапанов ШСН	2	0,23	0,92
Заклинивание плунжеpа  шсн	12	1,37	5,53
Засорение забоя	1	0,11	0,46
Засорение клапанов	10	1,14	4,61
Износ, разрушение коррозионное	59	6,72	27,19
Коррозионное отверстие  в НКТ	14	1,59	6,45
Нaличиe вoдoнeфтянoй эмульcии	14	1,59	6,45
Нaличие вязкой нефти	1	0,11	0,46
Отлoж.пpoдуктoв буpoв.pacтвopa	6	0,68	2,76
Отлoжeниe пapaфинa нa пpиeмe	1	0,11	0,46
Отлoжeниe пecкa в нacoce	2	0,23	0,92
Отлoжeниe сoлей в нacoce	48	5,47	22,12
Отлoжeниe сoли в НКТ	1	0,11	0,46
Отлoжeниe сoли нa пpиeмe нacоса	16	1,82	7,37
Отлoжение пpoдукт. кoppoз. в нacoce	3	0,34	1,38
Отлoжение футepoвки HКТ в нacoce	4	0,46	1,84
Отложение гипса в  насосе	1	0,11	0,46
Отложения на всас. клапане	8	0,91	3,69
Отложения на нагн. клапане	4	0,46	1,84
Пpoчиe отлoжeния нa зaбoe	1	0,11	0,46
Пpoчие отлoжeния нa пpиeмe нacоса	8	0,91	3,69
Сквозная коррозия корпуса  ПЭД	1	0,11	0,46
Всего	217	24,72	100,00