5.7. Анализ ремонтов скважин

За 2012 год на фаменском объекте было проведено 13 ремонтов на добывающих скважинах (табл. 5.10.).

Таблица 5.10.

Текущие ремонты скважин на Гагаринском месторождении

№ скв.	Дата ремонта	Тип скважи-ны	Причина ремонта	Объем работ
416	28.01.2012	добыв.	АСПО	спуск ЭЦН с опрессовкой с геоф/прибором на кабеле
421	23.03.2012	нагнет.	восстановление приемистости	подъем пакера, СКГ, СКО, спуск пакера
405	22.04.2012	добыв.	нет подачи	проталкивание пробки в НКТ, прогрев затруба с помощью КОПС, расхаживание
416	14.05.2012	добыв.	АСПО	смена НКТ, спуск с геоф/прибором
426	17.05.2012	нагнет.	восстановление приемистости	СКГ, СКО, смена НКТ - новые
405	21.05.2012	добыв.	авария	подъем НКТ отворотом. спуск ерша, труболовки, подъем ЭЦН, шаблонирование эк, завоз НКТ - новые, спуск ЭЦН.
426	13.06.2012	нагнет.	ЛПП	подъем пакера, СКГ, спуск пакера с опрессовочным узлом, опрессовка
405	21.05.2012	добыв.	авария	подъем НКТ отворотом, спуск ерша, труболовки, подъем ЭЦН, шаблонирование эк, завоз НКТ - новые, спуск ЭЦН.
426	13.06.2012	нагнет.	ЛПП	подъем пакера, СКГ, спуск пакера с опрессовочным узлом, опрессовка
224	26.06.2012	добыв.	АСПО	смена ЭЦН, смена НКТ - новые
411	21.07.2012	нагнет.	ЛПП	перепосадка , подъем пакера, ГИС (профилемер), спуск пакера
72	28.07.2012	добыв.	АСПО	подъем с очисткой от парафина, смена НКТ, спуск ЭЦН
426	01.10.2012	нагнет.	ЛПП	подъем пакера, СКГ, спуск двухпакерной компоновки

Основной проблемой при эксплуатации добывающих скважин являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Если не предупреждать образование АСПО, то со временем сечение НКТ сужается до такого диаметра, что мощности насоса недостаточно для подъема жидкости до устья скважины. В таком случае АСПО устраняется механическим способом или пропаркой труб.

Основная проблема при эксплуатации нагнетательных скважин – это образование песчаных пробок. Для предотвращения этого нежелательного явления необходимо доводить закачиваемый в пласт агент до нужной кондиции по количеству взвешенных частиц (КВЧ). В случае образования песчаной пробки необходимо промывать забой скважины.

5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Мероприятия по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

Для предупреждения и ликвидации АСПО на Гагаринском месторождении применяют химический и физический методы воздействия, представленные в табл. 5.11. На месторождении проводятся промывки горячей нефтью, закачивают в скважины химические реагенты (СНПХ и РТФ-1) через устьевой дозатор. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве. Эффективность применения реагентов определяется в лабораторных испытаниях и должна быть не менее 70 %. В случае, если эффективность реагента не достаточна, рекомендуется к использованию для депарафинизации НКТ погружные электронагреватели.

Таблица 5.11.

Регламентные работы на скважинах объекта Фм за 2012 год

№	Тип обработки	Кол-во скважин	Вид реагента
1	обработка горячей нефтью без реагента	6 (№№ 162, 406, 412, 415, 416, 427)	-
2	заправка химреагента для устьевого дозатора	1 (№ 162)	СНПХ-7941
3	обработка углеводородным растворителем	11 (№№ 224, 404, 405, 406, 409, 415, 416, 420, 423, 425, 427)	ФЛЭК-Р-020
4	дозированная подача химреагента	5 (№№ 409, 415, 416, 418, 9070)	СНПХ-7963

Влияние газа

Газовый фактор на объекте Фм составляет 180 м³/т. С целью исключения вредного воздействия газа на эксплуатацию скважин в качестве дополнительного глубинного оборудования используются газовые сепараторы. Они установлены почти во всех скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН. Применение центробежных сепараторов в скважинах с УЭЦН является надежным средством защиты от вредного влияния свободного газа и может обеспечить удовлетворительную работу скважины в течение длительного времени при объемном газосодержании равном 0,5 доли ед..

Необходимо при этом предусмотреть принудительный сброс газа в затрубное пространство. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в зоне приема насоса. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Решает эту проблему применение автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, принудительно отсасывающих газ.

В малодебитных скважинах монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания от 0,1 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. При этом происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси, что положительно влияет на работу насоса.

Механические примеси

На вновь вводимых из бурения скважинах и скважинах с пробуренными боковыми стволами в добываемой жидкости может быть повышенное содержание механических примесей. Это осложнит работу насосного оборудования, приведя к быстрому износу. В зависимости от интенсивности, процентного содержания, размеров частиц и дебита скважины подбирается дополнительное оборудование, которое монтируется под насосом - газопесочные якоря и фильтры различных конструкций.

Коррозионный износ

Разрушающие свойства коррозионно-агрессивных элементов в большей степени проявляются при увеличении содержания пластовой воды в продукции скважин, что приводит к интенсивному износу промыслового оборудования. Для предупреждения отказа ГНО, исключению потерь нефти и загрязнения окружающей среды необходимо:

- в процессе эксплуатации скважин вести постоянный контроль за исправностью и герметичностью оборудования и коммуникаций;

- при возникновении проблемы необходимо применять оборудование в износостойком и коррозионностойком исполнении;

- использовать ингибиторы коррозии;

- для защиты глубинного оборудования нагнетательных скважин рекомендуется установить пакеры на всех нагнетательных скважинах;

- применение магнитоактиваторов (МАС) снижает скорость коррозии в 2,5 и более раз. Последние устанавливаются не приеме УШСН и УЭЦН, а в фонтанном лифте - на башмаке НКТ.

Глушение скважин

Глушение скважин включает комплекс работ по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонта. Применение пластовых вод, а также водных растворов минеральных солей для глушения скважин при подземном ремонте, вторичном вскрытии пласта, при продавке химреагентов приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП). В итоге возрастает время на освоение скважины и время выхода ее на режим. Результат - значительные потери нефти.

Гидрофобизаторы являются поверхностно-активными веществами, добавка которых в жидкости глушения скважин на солевой основе позволяет сохранить исходные коллекторские свойства ПЗП и исключить затраты, связанные с продолжительным освоением, снижением продуктивности скважин в послеремонтный период и выводом скважин на режим после смены подземного оборудования или обработки ПЗП.

Модифицированные жидкости совместимы с органическими растворителями, используемыми для удаления АСПО, минеральными кислотами и составами на их основе.

Проникновение модифицированной жидкости в принимающие участки порового пространства предотвращает взаимодействие этих участков с водой и образование пленок воды на породе. Происходит гидрофобизация поверхности, за счет чего увеличивается фазовая проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение производительности скважин в послеремонтный период. Кроме этого, применение концентрата гидрофобизатора в составе жидкостей глушения при ремонтных работах на скважинах сокращает в несколько раз сроки выхода скважин на режим после ремонта, что позволяет снизить потери нефти в послеремонтный период.