Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава II.
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕРОПРИЯТИЙ
ПО РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,
ОСУЩЕСТВЛЯЕМЫХ УПНП И КРС
Номенклатура и общая технология работ УПНП и КРС
Спецификой деятельности предприятий по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, определяющей особенности планирования, руководства, контроля, технического совершенствования и других производственных аспектов, является чрезвычайное разнообразие работ, проводимых в скважинах.
Сочетания многочисленных видов и подвидов осложнений, требующих ремонта и воздействия, с особенностями конкретных скважин создают сотни отличных друг от друга технологических схем.
Всего за период 1971 — 1975 гг. цехами УПНП и КРС (с 1973 г.— Лениногорского УПНП и КРС) произведено 6040 скважино-ремонтов: 3167 (52,4%) — в эксплуатационных, 2617 (43,3%) — в нагнетательных и 256 (4,3%) — в поглотительных скважинах'.
Основным направлением работ в эксплуатационных скважинах являются изоляционные ремонты, среди которых наиболее распространены:
а) изоляция вод, проникающих в скважину в связи с негерметичностью элементов ее крепления (колонна, ее башмак, цементное кольцо);
б) отключение перфорированных обводненных пластов или пропластков внутри объекта эксплуатации;
в) герметизация эксплуатационной колонны для устранения утечки продукции скважины за колонну или попадания в продукцию сероводорода;
г) вторичное цементирование эксплуатационной колонны или кондуктора в незацементированном интервале для изоляции продуктивного горизонта, ликвидации перетоков между водоносными горизонтами за колонной, выхода флюидов за колонной на поверхность;
д) отключение одного объекта эксплуатации (горизонта) с переходом на другой горизонт;
е) работы по ликвидации скважины.
1 Незначительное число ремонтов, выполняемых в контрольных скважинах, отнесено к первой группе
16
Если продуктивные пласты в интервале эксплуатационного фильтра не содержат свободной воды, обводнение скважины происходит преимущественно по кольцевому пространству нижней, подошвенной и закачиваемой водами или через нарушения в эксплуатационной колонне — водой верхних горизонтов.
Для изоляции верхних вод, проникающих через дефекты в колонне, в зависимости от особенностей скважины, применяют ряд методов: докрепление эксплуатационной колонны свинчиванием, отвинчивание и замену нарушенной части колонны, тампонаж с закачкой изолирующих материалов через ствол скважины (в нарушение или специально создаваемые отверстия), поинтер-вальную опрессовку колонны тампонажным раствором, цементирование с устья по кольцевому пространству между колонной и кондуктором, герметизацию колонны сваркой.
Те же методы применяют при герметизации эксплуатационной колонны для устранения утечки продукции скважины за колонну или проникновения в продукцию сероводорода.
Нижние воды изолируют последовательной закачкой через фильтр цементных суспензий на углеводородной основе, гипана и цементного раствора или закачкой через специальные отверстия в зоне водоносного пласта раствора синтетической смолы и цементного раствора.
Притоки по кольцевому пространству подошвенной >воды ограничивают закачкой через эксплуатационный фильтр гипана с цементным раствором (или без него), а также созданием блокад (экранов), закачивая через специальные отверстия в зоне водонефтяного контакта (ВНК) последовательно вязкую нефть (или микроэмульсию), гипан и цементный раствор.
Верхние или промежуточные перфорированные пласты (про-пластки), обводнившиеся закачиваемой водой, отключают, устанавливая в интервале отключаемого пласта патрубки-летучки или закачивают через фильтр обводненного пласта последовательно раствор синтетической смолы и цементный раствор.
Нижние обводненные пласты в зависимости от особенностей разреза и условий эксплуатации изолируют, устанавливая цементные мосты под давлением или предварительно закачивая в отключаемый пласт фильтрующиеся тампонирующие материалы (смолу, гипан) с последующим цементированием.
Интервал цементирования эксплуатационной колонны наращивают, закачивая цемент через ствол скважины, используя для этого имеющееся нарушение или специально созданные отверстия в колонне, а также обратным цементированием с устья в кольцевое пространство между колонной и кондуктором.
Доля изоляционных ремонтов за пятилетие (2049 скважино-ремонтов) составила 64,7% всего объема работ по эксплуатационному фонду скважин.
Около 10% работ в эксплуатационных скважинахприходит-ся на ликвидацию аварий (ослшгентй] ДГОГ-ЯЕдадаш сква-
Зак 735 "" "• 17
жин. Наиболее сложным из ремонтов этого типа является извлечение электроцентробежного насоса (ЭЦН), прихваченного в колонне, либо упавшего в скважину с трубами и кабелем. Для извлечения прихваченного ЭЦН наибольшее распространение получил способ торпедирования труб непосредственно над насосной установкой с последующей ловлей оставшегося оборудования инструментом на бурильных трубах. При извлечении упавшего ЭЦН в зависимости от положения кабеля, определяемого обследованием печатями, либо ловят трубы вместе с кабелем комбинированной труболовкой с кожухом, либо последовательно извлекают куски кабеля и освободившиеся от кабеля трубы.
Из других видов работ по ликвидации аварий распространены: извлечение упавшего штангового глубинного насоса (ШГН) с трубами и штангами, извлечение колонн насосно-компрессорныхтруб геофизических приборов с кабелем, прихваченных пакеров или оборудования для одновременной раздельной эксплуатации, чистка забоя, исправление смятия эксплуатационной колонны.
Обработки призабойной зоны составляют около 5% всех работ по эксплуатационному фонду скважин. Их выполняют закачкой глинокислоты, соляной кислоты, растворителя (дистиллята), растворов поверхностно-активных веществ (ОП-10), гид-_ропескоструйной перфорацией, а также термическими методами: использованием реакции магния с соляной кислотой, термитными нагревателями, термогазохимическим способом воздействия.
Среди прочих работ в эксплуатационных скважинах проводят профилактику (ревизию) оборудования одновременной раздельной эксплуатации пластов (ОРЭ), дострелы, исследование технического состояния скважин, райбирование колонны, углубление забоя, испытание экспериментального оборудования, ремонт устья и др.
Работы в нагнетательных скважинах. В 1971—1975 гг. было проведено 435 изоляционных ремонтов в нагнетательном фонде скважин (16,6% всех работ по фонду).
Ремонтно-изоляционные работы в нагнетательном фонде скважин направлены на вывод скважин из бездействия, ограничение непроизводительной закачки воды и охрану недр.
Герметизацию колонн проводят не только методами, применяемыми для эксплуатации скважин, но и спуском, цементированием колонн меньшего диаметра (предохранительных колонн) и изоляцией зоны нарушения пакерующими устройствами.
Отключение нижних пластов, ликвидацию утечки нагнетаемой воды по кольцевому пространству, доподъем цемента за колонной осуществляют закачкой цементных растворов, методами, сходными с технологическими схемами, применяемыми для эксплуатационных скважин.
Ремонты по ликвидации аварий в нагнетательном фонде скважин сравнительно редки (2,9% всех работ по фонду) и являются менее трудоемкими; сюда включены извлечение упавшие
18
насосно-компрессорных труб, прихваченного пакера, геофизических приборов с кабелем или без него, очистку забоя от посторонних предметов.
Обработки призабойных зон (ОПЗ) составили 43,7% всех работ по нагнетательному фонду скважин. По объему применения получили наибольшее развитие следующие методы ОПЗ:
солянокислотная обработка;
глинокислотная обработка (композиция на основе плавиковой и соляной кислот);
гидропоршневание;
сернокислотная обработка;
закачка последовательно растворителя (дистиллят), раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ) и соляной кислоты;
гидропескоструйная перфорация (ГПП);
гидрокислотный разрыв пласта;
обработка раствором ПАВ (ОП-10, превоцелл);
гидравлический разрыв пласта (ГРП);
продолжительная закачка воды под высоким давлением;
гидрокислотное поршневание;
термические методы (контейнерная термохимическая обработка, внутрипластовая термохимическая обработка, использование термитных нагревателей и термогазохимическое воздействие) .
За пятилетие бригадами УПНП и КРС освоено под нагнетание (преимущественно очаговое) 405 эксплуатационных или вновь пробуренных скважин.
При освоении широко применяли закачку оторочек для повышения вытеснения нефти' закачано 51,4 тыс. т концентрированной серной кислоты, 600 т тринатрийфосфата, 1600 м3 раствора ПАВ (ОФС-16).
Закачку оторочек концентрированной серной кислоты проводят по двум основным технологическим схемам: непрерывным процессом с использованием передвижной герметизированной установки и прерывистой закачкой по мере подвоза на скважину очередного объема кислоты.
Раствор тринатрийфосфата готовят на глиноузле. После частичного дробления камень гидратированного тринатрийфосфа-га подают в гидромешалку, где он растворяется при подогреве от паровых передвижных установок (ППУ), затем раствор откачивают в систему отстойников. При достижении (согласно анализам проб) удовлетворительной концентрации тринатрийфосфата и величины концентрации взвешенных частиц (КВЧ) раствор везут на скважину и закачивают в пласт.
Ежегодно в небольшом числе нагнетательных скважин проводят регулирование профилей приемистости закачкой глинистых растворов, латекса ДВХБ-70, гипана в комплексе с магнием и соляной кислотой и суспензий мела — с концентрированной серной кислотой.
19
Из других работ наиболее распространены
1) оборудование скважин для перевода их на нагнетание под высоким давлением, на закачку сточных вод, для проведения раздельной закачки, а также ревизия этого оборудования,
2) очистка или углубление забоя неаварийного характера,
3) исследование технического состояния скважин,
4) строительство дожимных установок при переводе скважин под высоким давлением нагнетания
Динамика объемов различных видов работ показана в табл 2
Таблица 2
Виды ремонтов Годы
1971 19 2 1973 1974 1975 1971-19"
Эксплуатационный фонд скважин 650 780 437 571 729 3167
Изоляционные работы 345 434 314 413 543 2049
изоляция водопритоков (включая
отключение обводнившихся пла
стов); 257 321 225 242 242 1287
герметизация колонн устранение
перетоков доподъем цемента за
колонной ликвидация скважин, 71 83 71 123 221 569
возвратные работы и поинтерваль-
ные испытания пластов 17 30 18 48 80 193
Ликвидация аварий 85 80 42 54 64 325
Обработка призабойной зоны 30 64 20 18 21 153
Прочие ремонты 190 202 61 86 101 640
Нагнетательный фонд скважин 607 649 388 442 531 2617
Изоляционные работы 61 97 69 83 125 435
герметизация колонн, 43 62 40 38 55 238
изоляция перфорированных пла
стов и ликвидация утечки воды
по заколонному пространству, 13 29 17 15 25 99
доподьем цемента за .колонной,
устранение перетоков ликвида-
ция скважин 5 4 9 26 42 86
возвратные работы и поинтерваль
ные испытания пластов — 2 3 4 3 12
Ликвидация аварий 23 16 10 11 16 76
Обработка призабойных зон 295 288 160 182 219 1144
Освоение скважин под нагнетание
(в том числе с закачкой оторочек
для повышения нефтевытеснения) 78 106 59 83 79 405
Регулирование профиля приемистости 33 31 17 21 21 123
Прочие ремонты 117 111 73 62 71 434
Поглотительный фонд скважин 93 69 45 36 13 256
Всего скважино-ремонтов 1350 1498 870 1049 1273 6040
Примечание В 1973 г от Лениногорского УПНП и КРС отделилось Аль-метьевокое УПНП и КРС в 1974 г в состав Лениногорского УПНП и КРС вошел Азнакаевский цех КРС
20
Помимо перечисленных, в 1972—1975 гг. управлением выполнен значительный объем работ по разбуриванию, исследованию обводнения и эксплуатационных характеристик залежей битумов, а также по испытанию различных скважинных методов извлечения этого углеводородного сырья
Значительная часть технологических схем была разработана или усовершенствована службами УПНП и КРС Некоторые из них рассмотрены в последующих главах настоящей работы
Подробный перечень производимых работ представлен в приложении 3.
Динамика трудоемкости ремонтных работ
Работы, выполняемые в скважинах бригадами по капитальному ремонту и воздействию на пласт, разнообразны по техно логии и резко различаются между собой по трудоемкости Поэтому планирование и оценку деятельности управлений по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин следует проводить при обязательном учете динамики номенклатуры работ
В работе [21] было показано, что в условиях текущей стадии разработки Ромашкинского месторождения происходит закономерное возрастание трудоемкости работ в скважинах, которое может быть выражено коэффициентом, определяющимся увеличением трудоемкости'
а) единицы капитального ремонта за счет возрастания доли ремонтов с высокой трудоемкостью (а\),
б) проведения определенных видов капитального ремонта за счет усложнения условий разработки площадей (а2),
в) капитальных ремонтов за счет проведения дополнительных мероприятий по повышению качества и эффективности работ
(аз)
Изучение работ, проведенных УПНП и КРС, указывает на справедливость этих наблюдений
Изменение количества изоляционных работ, являющихся одними из наиболее трудоемких, показано в табл 3
Таблица j
Годы
Показатети
19 1 19"2 194 1974 197о
Общий объем работ скважино ремонты Число изоляционных ремонтов Доля изоляционных работ, % 1350 416 30,8 1498 538 35,9 870 392 45,0 1049 499 47,6 1273 673 52,8
21
Исходя из текущей величины средней продолжительности одного скважинсьремонта (~250 ч) интересно проследить, $ак изменялся удельный вес видов работ, требующих более высоких затрат ремонтного времени. К таким работам с повышенной трудоемкостью могут быть отнесены ремонты по изоляции вод, герметизации колонн, ликвидации аварий в эксплуатационных скважинах, перекрытие верхних горизонтов (наращивание интервала цементирования), изоляция пластов и затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах. Доля этих работ характеризуется данными табл. 4. В этой и последующих таблицах раздела динамика трудоемкости рассмотрена на примере цехов, постоянно находившихся в составе Лениногорского УПНП и КРС и обслуживающих НГДУ Лениногорскнефть, Иркеннефть и Актюба-нефть.
Таблица 4
Годы
Виды работ
1971 1972 1973 1974 1975
Общий объем работ, сква-
жино-ремонты 738 837 870 836 1069
Объем видов работ повы-
шенной трудоемкости
(>250 ч), скважино-ре-монты 259 313 392 416 557
Доля видов работ повы-
шенной трудоемкости, % 35,0 37,4 45,0 49,7 52,1
В табл. 5 приведено изменение объемов и удельного веса работ с наиболее высокой трудоемкостью. Средняя продолжительность скважино-ремонтов этого вида колеблется от 350 до 550 ч (извлечение ЭЦН) и более.
Для расчета фактического коэффициента увеличения трудоемкости работ за счет роста доли ремонтов с высокой трудоемкостью все виды проведенных работ разделены на 4 группы.
Первая группа включает работы, отраженные в табл. 5, и характеризуется усредненной величиной продолжительности ремонта для рассматриваемого периода 390 ч.
Во вторую группу с усредненной величиной продолжительности ремонта 280 ч включено забойное цементирование в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, работы по ликвидации аварий, кроме извлечения прихваченных или упавших установок ЭЦН, и некоторые другие ремонты.
Третья группа (средняя продолжительность ремонта 210 ч) включает освоение скважин под нагнетание (в том числе с закачкой оторочек для повышения нефтевытеснения), возврат-
22
Таблица 5
Виды работ Годы
1971 1972 197! 1974 1975
Изоляция нижних, подошвенных и
закачиваемых вод (исключая за
бойное цементирование) 63 96 124 134 142
Изоляция нарушений колонны (вклю-
чая изоляцию верхних вод) 73 85 107 120 153
Перекрытие верхних горизонтов (на-
ращивание цементного кольца) 1 11 24 58 79
Извлечение упавшей или прихвачен-
ной установки ЭЦН 7 8 10 22 21
Всего ремонтов 738 837 870 936 1069
Всего ремонтов высокой трудоемко-
сти 144 200 265 334 395
Доля работ высокой трудоемкости, % 19,5 23,9 30,5 35,7 37,0
ные работы, работы по ликвидации скважин, прочие изоляционные ремонты.
Четвертая группа включает обработки призабойных зон эксплуатационных, нагнетательных и поглотительных скважин, регулирование профилей приемистости и прочие «еизоля-ционные работы во всех категориях скважин. Усредненная величина продолжительности ремонта по этой группе — 160 ч.
Для расчета сопоставим работы 1971 и 1975 гг. с приведением сложившегося распределения работ различной трудоемкости к тысяче скважино-ремонтов:
#1000
1000? Q
где Т — ремонтное время по группе, ч; t — средняя продолжительность ремонта по группе, ч; ^юоо — приведенное число ремонтов в группе; q — фактическое число ремонтов в группе; Q — фактическое число ремонтов по всем группам Данные расчета сведены в табл. 6
Таблица 6
0, ч Q (1000), q (1000) т Гг.п
Гр\ппы 1971 г 1975 г
1971 г 1975 г 1971 г 197S г (1000) (1000)
I 144 395 195 369 76050 143910
11 130 131 176 123 49280 34440
III 72 196 98 183 20580 38430
IV 392 347 531 325 84960 52000
I— IV 738 1069 1000 1000 230 870 268 780
23
Отношение приведенных величин TI-IV 1975 и 1971 гг., равное 1,16, является показателем повышения трудоемкости ремонтов за пятилетку, произошедшего только за счет возрастания доли ремонтов с высокой трудоемкостью (ai).
В работе [21] подробно рассмотрены основные аспекты роста трудоемкости отдельных видов работ, вызванных изменением условий разработки, расширением механизированного фонда скважин, старением скважин, применением средств интенсификации заводнения, повышением требований в области охраны недр и др.
Методика расчета этой составляющей коэффициента увеличения трудоемкости по некоторым позициям представлена в табл. 7.
Таблица 7
Доля
ремонтов Дополни-
Допол- с допол- тельное
Мероприятия по разработке, нитель- нительны- ремонтное
обусловливающие повышение трудоемкости Дополнительные операции ное время ми мероприятиями время на 1000 сква-
ремонтных работ на ре- от всех жино-
монт, ремонтов, ремонтов,
ч доли ч
единицы
Повышение давления Подъем, спуск, посадка,
нагнетания опрессовка пакера,
глушение, промывка
скважины 20 0,03 , 600
Расширение утилизации Подъем спуск, посадка
сточных вод при за- пакера закачка раст-
воднении вора ингибитора глу-
шение промывка сква-
жины 20 0,07 1400
Расширение механизи- Увеличение времени на
рованного фонда подъем, спуск лифта
скважин и глушение скважины 4 0,02 80
Расширение контроля в Проведение попутных
области охраны недр геофизических иссле-
и мероприятий по до- дований с подготовкой
разведке в пробурен- скважины и ожидани-
ном фонде скважин ем результатов иссле-
дования 16 1,00 16000
Итого 18080
Для перспективного планирования доля ремонтов с дополнительными операциями от всего объема работ у находится из выражения
Т ==
(?)
24
где YC— доля скважин, планируемых для проведения мероприятий по интенсификации (механизация отбора, повышение давления нагнетания, закачка сточной воды и др.), от всего фонда скважин; YH — номенклатурная доля ремонтов скважин от всего планового количества скважино-ремонтов.
Увеличение доли скважин, в которые закачивают сточную воду, от всех ремонтируемых УПНП и КРС нагнетательных скважин составляет около 3% в год (и 15% за 5 лет), что с учетом номенклатурной доли нагнетательных скважин дает для 1975 г. v = 0,07 [21].
Увеличение трудоемкости работ, расширение контроля в области охраны недр и мероприятий по доразведке в пробуренном фонде скважин оценено сопоставлением затрат на геофизические работы по цехам УПНП и КРС, обслуживающим НГДУ Лениногорсюнефть, Иркеннефть и Актюбанефть за 1971 и 1975гг. (см. ниже),
Годы...........................1471 1975
Число ремонтов..................... 738 1069
Затраты на промыслово-геофизические исследования при ремонте, тыс. руб.
всего.........................353,4 956,5
на 1 ремонт...................... 0,47 0,89
Для расчета дополнительные затраты в сумме 0,4 тыс. руб., приходящиеся в среднем на один ремонт, определены самостоятельным вызовом геофизической партии, удлиняющим ремонт (с учетом подготовки скважины к исследованию, выравнивания температуры в стволе и ожидания интерпретации) в среднем на 16 ч.
Определим суммарную составляющую коэффициента увеличения трудоемкости (для позиций, указанных в табл. 7):
230870+ 18080 , „_ ui ~ 230870 ! 'U/'
Величина а2 является заниженной, поскольку не обсчитаны другие позиции увеличения трудоемкости, связанные с усложнением условий проведения ремонтов: снижение забойных давлений с увеличением перепада на изолирующую преграду, необходимость предварительного цементирования эксплуатационного фильтра при изоляции подошвенных вод через специальные отверстия (в связи с подъемом ВНК к фильтру установка пакера между фильтром и специальными отверстиями затруднена) и т. д.
Подобно определению а2, может быть рассчитана и третья составляющая коэффициента (а3), оценивающая увеличение трудоемкости работ от проведения дополнительных мероприятий при ремонте, способствующих повышению его качества и эффективности. Такими мероприятиями являются, в частности: приме-
25
нение, помимо опрессовки, контроля проведенной изоляции снижением и прослеживанием уровня, снятием профиля притока; дополнительная закачка цементной суспензии после раствора синтетической смолы, гипана; увеличение времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и т. д.
Даже без обсчета влияния этих факторов приведенные данные позволяют утверждать, что увеличение трудоемкости работ по УПНП и КРС в девятой пятилетке может быть охарактеризовано величиной коэффициента
Некоторые итоги деятельности Лениногорского УПНП и КРС
Основные показатели работы УПНП и КРС приведены в табл. 8.
Для наглядности анализа динамики показателей производительности труда в табл. 9 приведены данные по цехам, обслуживающим НГДУ Лениногорскнефть, Иркеннефть и Актюба-нефть.
Авторами проведена оценка степени влияния на показатели выработки в скважино-ремонтах 1975 г. (в сравнении с 1971 г.) следующих факторов:
увеличения ремонтных мощностей (число вахт);
увеличения трудоемкости работ;
развития практики деления ремонта на условные ремонтные
- ,, число ремонтов ч
объемы (% =--------------------- );
v s число скважин '
проведения мероприятий по повышению производительности труда (совершенствование технологии и организации производства).
Исходные данные для расчета приведены в табл. 10.
Методика расчета сводится к следующему.
Для анализируемого и базового периодов определяют Qi/kgl, Qz/kg, —число ремонтов, приведенное к условиям kg=l. Затем находят Qi/kgla-—число ремонтов, которое выполнили бы п\ вахт в базовом периоде при степени трудоемкости ремонтов анализируемого периода. Рассчитывают Q\lkSla:n\ — производительность в ремонтах на вахту для базового периода при kg=l и коэффициенте трудоемкости а. Определяют число ремонтов в анализируемом периоде при производительности на
вахту Qi/kg ап\ и числе вахт и2- Отсюда т-^-------тг~^,------
Kg, Kg^an^
число ремонтов qx, выполненных в анализируемом периоде в результате мероприятий по повышению производительности труда (при kg=\).
26
Таблица 8
Показатели Годы
1971 1972 1973 1974 1975 1971 — 1975
Число ремонтов 1350 1498 1228 1049 1 273 6398
(870) (6 040)
Число вахт КРС 163,9 178,0 150,6 130,0 148,0
Производительность труда на вахту в год
(рем/вахт) 8,24 8,42 8,15 8,07 8,6
Средняя продолжительность 1 ремонта, ч 234 247 259 245 246
Средняя стоимость 1 ремонта, руб. 7294 8146 9180 8871 8830
Успешность работ по изоляции вод и отклю-
чению обводнившихся пластов, % 68,7 73,4 73,7 79,9 81,0
Дополнительная (восстановленная) добыча
нефти по эксплуатационным скважинам, тыс. т* 908,6 938,6 • 860,7 794,7 718,1 4220,7
Сокращение отбора воды, тыс т* 206,4 805,9 518,9 304,2 415,2 2250,5
Дополнительный (восстановленный) объем производительной закачки, тыс. м3* 7639,3 11753,9 4430,2 4906,4 6103,4 34833,2
Сокращение непроизводительной закачки, тыс. м3* 1428,5 1 939,5 976,7 941,5 428 5714,2
Суммарный объем компенсации потерь до-
бычи нефти за счет проведенных меро-
приятий с учетом сохранения эффекта в последующие за ремонтным годы, тыс. т 2447,0 4433 5956 7190 11592 31618
* Эффект в год проведения работ.
Таблица 9
Годы
Показатели
1971 1972 197J 1974 1975
Число ремонтов 738 837 870 936 1069
Число вахт 88,1 96 5 109,3 117 4 126,6
Число ремонтов на вахту в год 8,37 8,67 7,95 7 ',97 8,44
Доля видов работ повышенной тру-
доемкости (данные табл. 4), % 35,0 37,4 45,0 49,7 52.1
Доля работ высокой трудоемкости
(данные табл. 5), % 19,5 23,9 30,5 35,7 37,0
Доля изоляционных работ (данные
табл. 3), % 30,8 35,9 45,0 47,6 52,9
Таблица 10
Гочы
Показатели Символ
1971 1975
Число ремонтов Qi, Q, 738 1069
Число вахт пъ п^ 88,1 126,6
Коэффициент увеличения трудоемкости работ I j ?5^ (1 ,00) (1,00) 1,24 1,30
Отношение количества ремонтов к
числу скважин *" kg* 1,18 1,35
Итоговое выражение, определяющее qx при сложившемся kg , имеет вид
%%?-• (8)
v „2
Подставляя в (8) данные табл. 10, для а =1,24 находим
= 1069
=9Q Ремонтов.
Для а=1,30, qx=l35 ремонтов.
Таким образом, за счет мероприятий по совершенствованию техники, технологии и организации производства, осуществленных в Лениногорском УПНП и КРС после 1971 г., только в 1975 г. проведено дополнительно от 90 до 135 ремонтов.
Приведенную методику подсчета можно использовать и для планирования объема скважино-ремонтов предприятию, если имеется возможность выдерживать планируемую величину а. В этом случае предприятию планируется и величина kg .
28
Однако, как указывалось (см. гл. I), отсутствие достаточной информации по скважинам при планировании приводит зачастую к завышению фактической величины а по сравнению с номенклатурным планом, что приводит к увеличению kg_ .
В частности, в 1975 г. УПНП и КРС перевыполнены плановые задания по всем наиболее ответственным и трудоемким видам работ.
Изоляционные работы в целом, %................. 104,2
в том числе
изоляция вод.......................... 118,6
герметизация колонн..................... . 104,2
наращивание интервала цементирования за колонной...... 112,0
Ликвидация аварий (осложнений) с нефтепромысловым оборудованием, %............................. 147,3
В то же время малотрудоемкие работы оказались недовыполнены (87,8%).
Если анализ деятельности предприятия в области увеличения производительности труда невозможен без оценки динамики трудоемкости проводимых работ, то изменение различных показателей эффективности (табл. 8) следует рассматривать с учетом особенностей, отмеченных в работе [6], в которой установлено, что на текущей стадии разработки месторождений Татарии происходит закономерное снижение величины эффективности изоляционных работ, приходящейся на один успешный ремонт. Это объясняется следующими причинами:
1) обводняются, а следовательно, выходят из разработки сначала более проницаемые и продуктивные пласты, поэтому продуктивность скважин, поступающих в ремонт, будет уменьшаться;
2) уменьшается доля видов изоляционных работ, имеющих наибольшую эффективность (ремонтов по отключению нижних пластов); это происходит как вследствие увеличения доли других видов изоляционных работ, так и за счет уменьшения общего количества эксплуатирующихся пластов;
3) сокращается доля ремонтов, непосредственно направленных на увеличение (восстановление) добычи нефти по скважинам («продуктивных» ремонтов). Это связано с увеличением работ по охране недр, доразведке малоперспективных горизонтов разреза IB пробуренном фонде скважин и т. д.
По-видимому, эти особенности в значительной мере могут быть отнесены и к неизоляционным работам
В табл. 11 приведена динамика объема и доли «непродуктивных» видов изоляционных работ, проведенных Лениногор-ским УПНП и КРС.
Работа предприятия над повышением качества и эффективности ремонтов контролируется коэффициентом успешности. Этот показатель по изоляции вод и ограничению водопритоков
29
Таблица 11
Объем работ по вигам Годы
1971 1972 1973 1974 1975
Ликвидация скважин 33 9 3 19 56
Опробование верхних горизонтов с целью
доразведки (после опробования объект
не эксплуатируется) — — — 33 57
Перекрытие верхних горизонтов (доподъ-
ем цемента за колонной) и прочие изо-
ляционные работы в области охраны
недр 3 36 43 83 92
Всего „непродуктивных" изоляционных
работ 36 45 46 135 205
Доля „непродуктивных" изоляционных
работ %:
от изоляционных ремонтов 8,65 8,36 И 73 22,04 30 46
от всего объема работ 2,66 3,00 5,28 12,86 16,10
был повышен в УПНП и КРС в 1975 г. по сравнению с 1971 г. на 12,3% (см. табл. 8), а по сравнению с 1970 г. (59%) —на 22%.
На главную страницу