Результатов работ по капитальному ремонту скважин

Состояние фонда скважин Мастахского газоконденсатного месторождения на 01.01.2009 приведено в таблице 10.1.

Таблица 10.1 – Состояние фонда скважин на 01.01.2009

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
по действующему проектному документу	фактически
Фонд добывающих скважин	Пробурено
Переведены из поисково-оценочных и разведочных
Возвращены с других горизонтов
Всего,
в том числе:
действующие	4 (№ 11, 105, 65, 110)	3 (№ 65, 110, 105)
бездействующие	1 (№ 30)	2 (№ 30, 11)
в освоении после бурения	-	-
в консервации	4 (№ 55, 62, 77, 98)	3 (№ 55, 62, 77)
в ожидании ликвидации	5 (№ 24, 71, 111, 103, 109)	6 (№ 24, 71, 98, 111, 103, 109)
переведены на другие горизонты	-	-
ликвидированные
Фонд наблюдательных скважин	Всего,
в том числе:
наблюдательные	4 (№ 66, 68, 104, 106)	4 (№ 66, 68, 104, 106)
пьезометрические	-	-
Общий фонд скважин	Пробурено,
в том числе:
поисково-оценочные и разведочные
эксплуатационные
специальные	-	-
Возвращены с других горизонтов	-	-
Ликвидированы
Всего на балансе предприятия

За рассматриваемый период времени (2008 год) основные показатели состояния фонда скважин не изменились по сравнению с аналогичным предыдущим временным периодом (2007 год), за исключением того обстоятельства, что скважины № 55, 62, 77 были переведены из категории ожидающих ликвидации в категорию скважин, находящихся в консервации, что свидетельствует о намерениях недропользователя провести в 2009 году геофизические и другие работы для уточнения фактических характеристик этих скважин с последующим (возможным) переводом в категорию действующих.

Как видно из таблиц 10.1 и 10.2, различие в проектных и фактических показателях в категориях действующих и бездействующих скважин вызвано задержкой выхода из капитального ремонта скважины № 11, работы по которой продолжались в 2009 году. Одной из основных причин такой задержки следует считать аварийные отказы тампонажной техники в связи с низкими температурами окружающей среды.

Отклонения в показателях по категориям скважин, находящихся в консервации и ожидании ликвидации, обусловлены формальной причиной – скважина № 98 не переведена в консервацию из категории ожидающих ликвидации.

Результаты работ по капитальному ремонту скважин Мастахского ГКМ в 2008 году приведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 – Результаты работ по капитальному ремонту скважин в 2008 году

Наименование	Объем работ, количество скважино-операций	Результативность, % успеха
Всего по объекту разработки,		-
в том числе:
замена (ремонт) фонтанных арматур	4 (№ 11, 30, 65, 68)
растепление скважины	1 (№ 11)	по скважине № 11 работы продолжаются
прочие,
в том числе:
геофизические исследования	2 (№ 30, 68)

Из таблицы видно, что всего на месторождении было проведено четыре капитальных ремонта по скважинам № 11, 30, 65 и 68.

По указанным скважинам проведено семь скважино-операций, в том числе четыре - по замене фонтанных арматур, одна - по растеплению гидратной пробки и две - по проведению комплекса геофизических исследований.

Со времени выдачи последнего проектного документа [2] в 2005 году отмечается увеличение объемов работ, связанных с восстановлением фонда добывающих скважин и повышением уровня надежности и безопасности при эксплуатации газопромыслового оборудования. При этом следует отметить ветхость имеющейся тампонажной техники и оборудования, отсутствие новой специализированной техники (колтюбинговых установок и другой техники) и современного оборудования для контроля над ведением технологических процессов.

При таком техническом оснащении бригад капремонта выполнение простейших операций по капитальному ремонту скважин (глушение, кислотные обработки и другие) становятся трудновыполнимыми и аварийно опасными, а работы по гидроразрыву пластов невозможными. Успешность проведения капитальных ремонтов в таких условиях достигается за счет высокого профессионализма инженерно-технических работников и рабочих, а также внедрения новых технологий (глушение скважин VIP УТЖ и другие). Так как эти ресурсы практически исчерпаны, то для восстановления эксплуатационного фонда скважин и поддержания действующих скважин в рабочем состоянии необходимо рассмотреть вопрос по выделению материальных средств на приобретение современной тампонажной техники и оборудования.

Все основные рекомендации по предупреждению и устранению осложнений при эксплуатации скважин, изложенные в предыдущем проектном документе, подтверждаются (с незначительными дополнениями) и перечисляются ниже.

1 Определять (оценивать) техническое состояние скважин.

Рекомендация выполняется, проводятся геофизические исследования скважин на предмет их возвращения в эксплуатационный фонд (№ 30, 68). Из ожидающих ликвидации три скважины (№ 55, 62, 77) в 2008 году переведены из категории ожидающих ликвидации в категорию скважин, находящихся в консервации, для проведения работ по оценке их технического состояния.

2 Установить влияние применяемой технологии добычи углеводородов на техническое состояние скважин.

Рекомендация не выполнена по причине ее повышенной сложности для выполнения собственными силами и может быть выполнена с привлечением профильных научных организаций по указанной теме.

3 Разработать технологические регламенты на каждый технологический процесс.

Рекомендация не выполнена; как и предыдущая, эта рекомендация может быть выполнена с привлечением профильных научных организаций.

4 Оптимизировать режимы работы скважин с учетом минимизации вредного влияния процессов растепления многолетнемерзлых пород и их обратного промерзания.

Рекомендация не выполнена. Для выполнения этой рекомендации также могут быть привлечены профильные научные организации.

5 Осуществить допуск колонн НКТ в скважине № 105 при проведении на этой скважине планового капитального ремонта.

Рекомендация в стадии выполнения (скважина не выводилась в капитальный ремонт).

6 Разработать (приобрести) технологию удаления жидкости с забоев скважин при помощи ввода на забой скважины неионогенных поверхностно-активных веществ.

Рекомендация не выполнена.

7 Установить межремонтные периоды для оборудования скважин и другого газопромыслового оборудования; своевременно, в соответствии с утвержденными межремонтными периодами, производить ревизии колонн НКТ и эксплуатационных колонн, другого газопромыслового оборудования.

Рекомендация не выполнена и подтверждается с учетом дополнения – плановые межремонтные периоды следует устанавливать с учетом фактически достигнутых (более чем 10 лет) по усмотрению руководства ОАО «Якутгазпром».

8 Для глушения скважин применять пеноэмульсионные (либо другие) системы для предупреждения осложнений при их освоении, а также для сохранения предремонтных дебитов скважин.

Рекомендация выполнена. Применяется система на основе углеводородной жидкости (VIP УТЖ).

9 Создать базу данных по всем скважинам в соответствии с приложением Г Методики [12].

При этом следует отметить, что процесс создания такой базы весьма трудоемкий и проблемный. По причине недостаточности исходных данных рекомендация не выполнена.

10 Произвести обоснование плановых межремонтных периодов колонн НКТ с использованием гравиметрического метода. Гравиметрический метод основан на определении линейной скорости коррозии по поверхности образца-свидетеля, изготовляемого из аналогичных НКТ материалов и помещаемых в технологический поток на устьях скважин посредством определения (замера) потери веса этими образцами за три или шесть месяцев [13].

Рекомендация не выполнена.

11 Фонтанные арматуры и выходы технологических трубопроводов на эстакады следует теплоизолировать (негорючими материалами) и поддерживать теплоизоляцию в технически исправном состоянии. Рекомендация не выполнена.

12 В зимних условиях (при аномально низких температурах окружающей среды) передозировки метанола от 30 до 50 % относительно теоретически необходимых считать обоснованными. Рекомендация выполняется.

Техническое состояние шлейфов, коллекторов и другого промыслового технологического оборудования не определялось.

Установка низкотемпературной сепарации состоит из трех технологических линий производительностью 1 млн м³ газа в сутки каждая. В настоящее время в работе находится одна технологическая линия, которая вполне обеспечивает работу трех действующих скважин Мастахского ГКМ, а также сможет обеспечить работу планируемых к вводу скважин в категорию действующих.

Рекуперативный теплообменник одной из технологических линий демонтирован и включен в технологическую схему работы установки регенерации метанола. Вторая технологическая линия, в условиях длительной эксплуатации установки и дефицита запасных частей, также может быть частично разукомплектована.

За период разработки Мастахского ГКМ аварийных отказов трубопроводов и другого промыслового оборудования по причинам неконтролируемых процессов внутренней и внешней коррозии не отмечалось; тем не менее, все газопромысловое оборудование подлежит электрохимической защите, а отказ от её применения может считаться правомерным при условии проведения технико-экономического обоснования с учетом коррозионной активности грунтов и сроков службы объектов, при обеспечении безопасной эксплуатации и исключении экологического ущерба [14], при условии согласования этого обоснования с контролирующими организациями.

Также подлежит обоснованию и утверждению в установленном порядке отказ от мероприятий по противодействию внутренней углекислотной коррозии металлов, из которых выполнены трубопроводы и технологическое оборудование.

Предыдущими проектными документами [2, 15] не рассматривались вопросы, связанные с интенсификацией притока флюидов, а также не анализировалась эффективность ранее проводимых работ в этой сфере.

В настоящее время недропользователь придает особую важность и требовательность вопросам интенсификации притока флюидов, а также выражает готовность нести оправданные финансовые затраты для эффективного применения методов по интенсификации притока флюидов.

Формат регламента данной работы и недостаточность исходной информации не позволяют более подробно рассмотреть эти вопросы, так как они не обозначены в предыдущих проектных документах [2, 15]. В настоящее время эти вопросы рассматриваются ОАО «СевКавНИПИгаз» в соответствии с запросами недропользователя.

Для предупреждения возникновения аварийных остановок скважин и с целью оптимизации количества подаваемого метанола на скважины рекомендуется применять только метанол с учетом Методики [16] и в соответствии с Инструкцией [17].

Дата добавления: 2015-07-25