Добыча нефти и газа. Технология крс нефть


Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин

Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок.

·        Виды капитальных ремонтов скважин.

·        Исследование скважин. Виды исследований. Гидродинамические исследования. Геофизические исследования. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны.

·        Подготовительные работы к капитальному ремонту скважин.

·        Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. Ремонтно-изоляционные работы. Устранение негерметичности обсадной колонны. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. Ремонт скважин, оборудованных Перевод на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин на использование по другому назначению. Зарезка новых стволов. Работы по интенсификации добычи нефти. Кислотные обработки. Гидроразрыв пластов. Консервация и расконсервация скважин. Ликвидация скважин. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли насосно-компрессорных труб, насосных штанг и посторонних предметов: метчики, колокола, труболовки, овершоты, комбинирован­ные ловители, пауки и др. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения. Извлечение прихваченных труб с помощью гидравлического домкрата.

·        Установка цементных мостов и испытание их на герметичность. Испытание эксплуатационных колонн на герметичность.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

o   Единицами ремонтных работ различного назначе­ния являются:

·        капитальный ремонт скважины;

·        текущий ремонт скважины;

·        скважино-операция по повышению нефтеотдачи плас­тов.

o   Капитальным ремонтом скважин (КРС)называ­ется комплекс работ, связанных с восстановлением рабо­тоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

o   Текущим ремонтом скважин (ТРС)называется комплекс работ, направленных на восстановление рабо­тоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бри­гадой ТРС.

o   Скважино-операцией ремонтных работ по по­вышению нефтеотдачи пластовявляется комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном уча­стке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных на­правлений(ремонт, скважино-операция) является комп­лекс подготовительных, основных и заключительных ра­бот, проведенных бригадой текущего, капитального ремон­та скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотрен­ных планом и принимаемых по акту.

·        Если после окончания работ скважина не отрабо­тала 48 ч гарантированного срока или не вышла на уста­новленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

o   Ремонтные работы в скважинах в отрасли прово­дятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

o      с помощью специально спускаемой колонны труб;

o      путем закачивания по НКТ или межтрубному про­странству;

o      на кабеле или на канате.

oilloot.ru

Изоляционно-восстановительные работы при КРС

Изоляционно-восстановительные работы при капитальном ремонте скважин производят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатацион­ному объекту.

По отношению к нефтяным горизонтам воды подразделяются на:

1) верхние,

2) нижние,

3) контурные,

4) подошвенные,

5) промежуточные,

6) тектонические,

7) смешанные

Цели и задачи ремонтно-изоляционные работы.

Назначение изоляционных работ

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении сква­жин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступаю­щей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут ье только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ—изоляция существую­щего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной колонны-летучки.

Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свой­ства, пластические массы и некоторые другие вещества. Изоляционные работы с применением различных видов цемента называются цементированием.

Применение тампонажного цемента со свойствами, близкими. к свойствам цемента, который употребляется при цементировании эксплуатационной колонны, имеет следующие преимущества:

а) цемент, затвердевший в трещинах цементного кольца, об­разует с ним однородное по физико-химическим свойствам тело, которое хорошо сопротивляется внешнему давлению, влиянию за­бойной температуры и коррозийному действию среды; б) цемент­ный раствор не проникает в поры пласта, а образует на поверх­ности пористой среды непроницаемую цементную корку. Эта корка надежно предотвращает проникновение жидкости в породу или из породы в скважину на участке цементирования. В то же время -она препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования.

Цементный раствор из стандартного тампонажного цемента не способен проникать в мельчайшие трещины. Однако есть осно­вания полагать, что разрушение цементного кольца во всех слу­чаях происходит с образованием каверн и трещин, которые могут заполниться цементным раствором обычной дисперсности

 Водонапорный режим эксплуатации сопровождается прогрессирующим обводнением пластов и скважин. Кроме того, скважины обводняются и посторонними водами из ниже- или вышележащих горизонтов. Поступление воды в скважины может происходить через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, через дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, нарушении цементного кольца в заколонном пространстве, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения  скважины или при текущем и капитальном ремонтах.

     Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т.е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной  (максимальной) выборки запасов нефти.

     С учетом характера несоответствия конструкции скважины существующим условиям ее эксплуатации и требованиям рациональной выборки продуктивных пластов РИР делятся на две группы:

-       технологические,

-       аварийно-восстановительные.

     К технологическим относятся работы, обусловленные требованиями технологии разработки продуктивных пластов и месторождения в целом:

1)    РИР по отключению отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтедобывающих скважинах независимо от их местоположения по мощности и характера обводнения, регулированию закачки воды по мощности заводняемых пластов в водонагнетательных скважинах.

2)    РИР по отключению отдельных пластов. Необходимость проведения РИР данного вида возникает в нефтяных добывающих и водонагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов обуславливает разновременность их выработки и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных пластов.

 К аварийно-восстановительным относятся РИР, обусловленные аварийными ситуациями в процессе эксплуатации и ремонта скважин, недостатками в конструкции.

1)    РИР по исправлению некачественного цементного кольца. Необходимость проведения этого вида работ обусловлена несоответствием качества тампонирования обсадной колонны условиям эксплуатации и является следствием как получения некачественного цементного кольца при проведении тампонирования, так и разрушения кольца в процессе эксплуатации скважины.

2)    РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн. Необходимость проведения обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны.

3)    РИР по наращиванию цементного кольца за обсадной колонной и кондуктором. Необходимость их применения в первую очередь диктуется требованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращением перетока пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность. В ряде случаев эти работы проводят одновременно с ликвидацией нарушений обсадной колонны.

4)     РИР по креплению слабоцементировочных пород в призабойной зоне пласта. Необходимость проведения обусловлена разрушением  призабойной зоны пласта и нарушением нормального режима эксплуатации.

5)     К наиболее ответственным и важным РИР относятся работы по ликвидации скважин.

     Если работы по ликвидации скважин произведены некачественно, со временем возникает серьезная опасность сообщения пластов, практически со всеми вышележащими пластами, в том числе, с городскими водозаборными скважинами.

Условия проведения РИР при ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов.

При не герметичности цементного кольца возможны следующие ос­ложнения :

- перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

- обводнение продуктивных пластов;

- прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

     Эффективность изоляционных работ во многом зависит от инфор­мации о причине и местоположении источника перетока, а технологи­ческие схемы и приемы при цементировании под давлением во всех слу­чаях практически одинаковы и могут отличаться по выбору зоны вво­да тампонажного состава в заколонное пространство.

I. Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, по­дошвенные и промежуточные (рис.4).

1.1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположен­ных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефте­носные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, ча­ще глинистыми, разделами. При бурении скважины непроницаемые пере­мычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока. Если кольцевое пространство в зоне плотного раздела зацементировано некачественно, то при освое­нии или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

1.2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и за­нимает его нижнюю часть.

Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и ха­рактеризуются слоистым строением с включением различных по мощнос­ти алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут вклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в ус­ловиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементи­рованы участки заколонного пространства против плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационны­ми отверстиями.

1.3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.

1.4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид ослож­нения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации в настоящем РД не рассматривается.

 2. Каналами перетока могут служить дефекты в цементном коль­це или зона контакта последнего с обсадной колонной или плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно и протяженность каналов перетока, изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характе­ризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких кана­лах близки к ламинарной зоне. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов её разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.

Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.

          3. При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

               3.1. Расстояние  от перфорационных отверстий в колонне до плотных разделов по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор, ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагне­тании  интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего. При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или пере­крыть её незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраня­ется при использовании цементных растворов с пониженной водоотда­чей.

            3.2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми по­перечными размерами. Это накладывает жесткие требования на прони­кающую способность тампонажных растворов.

            3.3. Мощность непроницаемых разделов (см. рис. 4) также раз­лична. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изо­лирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

             3.4. С момента приготовления до окончания процесса цементи­рования под давлением проходит значительное время, часть которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспече­нию стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.

4. В качестве тампонирующих материалов следует применять со­ставы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной об­работке.

4.1. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендует­ся использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от известных: не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов, соответственно до 50 и 70 °С, а затвердевший камень об­ладает улучшенными физико-механическими показателями.

4.2. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии использовать гидроактиватор и применять добавки, облагораживающие смесь: окэил, KCGB, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью це­ментного раствора при приготовлении суспензии целесообразно ис­пользовать осреднительную емкость.

4.3. В качестве составов смесей с высокой проникающей способ­ностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы - отверждаемые глинистые раствор (ОГР), водные растворы фенолформальдегидных смол, водонерастворимые ГГШ, а также гелеобразующие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее желательно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако ^пользование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода филь­трующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так одновременно южно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае сле­зет использовать специальные перфорационные отверстия в колонне выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.

5. Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.

6. При любом способе цементирования, если не достигнуто тре­буемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем операцию повторить.

7. После разбуривания цементного моста, к которому приступа­ют после 24 ч ОЗЦ, качество изоляционных работ проверяют геофизи­ческими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жид­кости.

8. В комплексе геофизических исследований включение записи кривой А1Щ обязательно, так как сравнение её с записью до изоляци­онных работ дает ценную информацию.

9. Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.

10. Вызов притока - основной при контроле за качеством изо­ляции каналов перетока, которое считается удовлетворительным, ес­ли после создания депрессии в колонне приток постороннего флюида не превышает нормативного значения.

Величину депрессии, а также допускаемый объем притока уста­навливают местные геолого-технические службы в зависимости от ус­ловий скважины и способа эксплуатации.

oilloot.ru

Ремонтировать нельзя ликвидировать. Капитальная запятая в капитальном ремонте скважин - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

To make big repair of well. Where is it necessary to put comma?

Specialists of oil-and-gas companies answered questions put by the magazine editors on acute and bad problem of wells shutdown in Russia.

Многочисленные публикации в печатных и электронных СМИ, обсуждения на конференциях говорят об актуальности проблем, связанных с капитальным ремонтом скважин.

В связи с истощением существующих месторождений и неизбежным, в недалекой перспективе, снижением добычи неф­ти проблема непомерно большого фонда бездействующих скважин будет привлекать все большее внимание. Возврат в производство простаивающих скважин имеет большое значение для получения дополнительной неф­ти, а значит, дополнительных поступлений в федеральный и местный бюджеты, создание новых рабочих мест, оживление экономической жизни отдельных местностей, размещение заказов для отечественной промышленности и т. д.Действительно, ситуация с фондом нефтяных скважин на декабрь 2009 г. выглядит удручающе (табл.).Практически получается, что почти каждая шестая скважина в стране не работает. А в ТНК-ВР чуть ли не каждая третья. Лучше всех дело обстоит в «Сургутнефтегазе». Созданные три управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин делают свое дело: процент неработающих скважин здесь минимальный.

Фонд нефтяных скважин декабрь 2009 г. (количество)

Складывается впечатление, что большое количество неработающих скважин не очень волнует руководство отрасли и нефтяных компаний. Среди причин такого отношения можно предположить следующие: возможные приросты добычи не столь велики, чтобы заинтересовать крупные нефтяные компании; необходимы немалые затраты на КРС; существуют большие риски, связанные с тем, что расходы не окупятся; крупные компании больше внимания уделяют совершенствованию методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) на добывающем фонде скважин. Однако месторождения постепенно обводняются, новые, подобные Западно-Сибирскому региону, не появляются, передислокация в отдаленные необжитые, необустроенные регионы требует больших финансовых вложений, поэтому жизнь все более будет подталкивать к капитальному ремонту фонда бездействующих скважин. Возможно, этому будут также способствовать цены на нефть на мировом рынке, инновационные технологии в геофизике, геонавигации, появление новой техники и оборудования, позволяющие снизить расходы на КРС; возможно, к решению этой проблемы будет подключен малый и средний бизнес, для которого работа с этим фондом будет рентабельна. Мы решили узнать мнение специалистов по этой проблеме.

Вопросы «БиН»

  1. Что, на ваш взгляд, нужно предпринять, чтобы фонд бездействующих скважин в стране сократился?
  2. Смогут ли, на ваш взгляд, предприятия малого и среднего бизнеса способствовать сокращению фонда недействующих скважин? Каковы условия доступа этих фирм к простаивающим скважинам: бесплатная передача, продажа с аукциона, с какой-то долей государства, нефтяных компаний или без этого? Каковы могли бы быть юридические, земельные, экономические процедуры этого процесса?
  3. Какова экономика КРС? Насколько выгоднее ремонтировать старые, чем бурить новые скважины?
  4. Какой процент работ по КРС делают зарубежные подрядчики? Насколько они эффективны, экономичны?
  5. Каково соотношение цены и качества отечественного и импортного оборудования для КРС?
  6. Какой процент неработающих скважин потерян безвозвратно, то есть инвестиции заведомо не окупятся? Как с ними поступать в этом случае: консервировать, ликвидировать?
  7. Какие виды КРС являются предпочтительными при одинаковых горно-геологических и гидродинамических условиях? Какие из них являются наиболее затратными и наиболее эффективными?

МОНИТОРИНГ ОПРЕДЕЛИТ СУДЬБУ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

В.Б. ОБИДНОВ к.т.н., заместитель генерального директора по производству ОАО НПО «Бурение» [email protected]
  1. Очевидно, что весь фонд бездействующих скважин должен быть тщательно промониторен и определены экономическая целесообразность ремонта или консервации, экологической и противофонтанной безопасности, перспективы использования в будущем по назначению. Другими словами, все бездействующие скважины должны быть описаны с выдачей компетентными органами и специалистами заключений по перспективе каждой. Амплитуда причин нахождения в простое столь значительна, что не позволяет однозначно подходить к каждой скважине. Что может быть единым в подходе, так это цена вопроса. Причем неважно – затраты по выводу из бездействия, затраты по сохранению «статус кво» или затраты по ликвидации конкретной скважины. При единой «физике» состава необходимых работ затраты на них не обязательно будут константой. Так как решать одинаковые задачи могут различные исполнители с различными способностями и возможностями.
  2. Оценивая возможности малого и среднего бизнеса в решении обозначенной проблемы, можно без каких бы то ни было «натяжек» сказать однозначно «да».
  3. Но при этом, как уже отмечено в первом ответе, весь простаивающий фонд должен быть разложен «по полочкам». Т. е. технические, финансовые, узкоспециальные возможности представителей бизнеса, специализирующихся на данной деятельности, должны быть востребованы и реализованы на сопоставимых задачах. И это будет более эффективно, нежели вовлекать крупные корпорации в решение далеко не типовых задач. Позволю себе высказать следующее: экономическая целесообразность (речь идет о высокопрофессиональном подходе) не должна исключать и корректировку юридической составляющей данной проблемы.
  4. Ответ на данный вопрос лежит в поле двух первых. Добавлю к сказанному. Ремонтировать или нет, консервировать, ликвидировать или менять назначение скважины – ответственность, интерес, целесообразность тех или иных работ – это компетенция собственника скважины. С учетом этого возможность смены такового исключать не следует.
  5. На данный вопрос может быть получен ответ у заказчика или независимого эксперта.
  6. Ответ аналогичен предыдущему.
  7. После проведения глубокого мониторинга бездействующего фонда появится возможность спрогнозировать статистику вопроса.Наиболее эффективными и предпочтительными, по-видимому, следует считать те работы по КРС, где не происходит глушения скважины, состав и обьем работ не выводят скважину надолго в непродуктивный период: интенсификационные работы, работы с колтюбинговыми установками, связанные с промывкой песчаных пробок, отложений парафина, водоограничивающие операции. Т. е. речь идет о профилактической работе на скважинном фонде. И это должно происходить, по-видимому, в соответствии с наработанной информацией о состоянии фонда – по выработанному графику. Наиболее затратными являются аварийно-восстановительные работы, так как они продолжительны, а ожидание на выходе качественного продукта (добывающей скважины) является малоперспективным.

НЕЛЬЗЯ БЫТЬ РАВНОДУШНЫМИ КОЛОНИЗАТОРАМИ В СВОЕЙ СТРАНЕ

Ф.А. АГЗАМОВ д.т.н., профессор кафедры бурения Уфимский государственный нефтяной университет [email protected]Не считаю себя экспертом по проблеме капитального ремонта скважин, но некоторые соображения хотелось бы высказать. Возможно, они не будут вписываться в традиционные понятия, поэтому считайте это взглядом со стороны.
  1. Первое. Законодательно увеличить плату с компаний за бездействующие скважины, что обяжет их заниматься ремонтом скважин, продажей или их ликвидацией. Сейчас компании не хотят заниматься ни тем, ни другим, ожидая благоприятной цены на нефть. Возможно и стимулирование крупных компаний при проведении КРС, например, налоговыми льготами, однако существует опасность использования льготного статуса, очень характерная для нашей страны…Второе. Надо повышать качество заканчивания скважин на этапе строительства, с тем чтобы повысить наработку скважин на отказ, т. е. продлить срок работы скважин до капитального ремонта и тем самым уменьшить количество скважин, требующих ремонта. При этом особое внимание следует обратить на эффективность работ, проводимых внутри обсадной колонны после крепления скважин. Это может относиться к опрессовке, перфорации, гидроразрыву пластов и др. Нельзя считать нормальным, когда сразу после перфорации скважина начинает давать обводненную продукцию. Самое простое, что делают при этом промысловики, это обвиняют буровиков в некачественном креплении скважин. Однако никто не сопоставляет мощность и плотность зарядов со свойствами цементного камня на момент перфорации, мало учитывается расстояние до водоносных горизонтов и т. д. В основу положено максимальное количество получаемой неф­ти за счет более глубокой перфорации, большей плотности зарядов, без учета влияния этих факторов на состояние качества крепи. При проведении ГРП после перфорации механизм воздействия на крепь скважины аналогичен, и последствия те же. Как часто учитывается состояние крепи при проведении ГРП? Очень редко.В результате всех этих действий, очень похожих на действия колонизаторов в своих колониях (после нас хоть потоп, надо быстрее взять прибыль), скважины быстро выходят из строя и через некоторое время они пополняют фонд бездействующих скважин.
  2. Ответ на этот вопрос – да. Только малые и средние предприятия могут взяться за ремонт тех скважин, которые крупные предприятия не хотят ремонтировать. Они ведут себя, как «собака на сене»: сами не ремонтируют и другим эти скважины не отдают.Относительно доступа малых фирм к бездействующим скважинам. К сожалению, по нашему законодательству скважины и то, что находится в недрах этих скважин, принадлежит не государству, а компаниям, которые не захотят расстаться с этими богатствами. Потому доступ малых фирм к бездействующим скважинам мне кажется весьма проблематичным.
  3. Наверное, это зависит от состояния скважин и причин, приведших к их выходу из строя. В целом, ремонт скважин дешевле, чем строительство новых скважин, хотя бы из-за применения станков меньшей грузоподъемности, меньшего количества оборудования, отсутствия затрат на подготовку площадок, наличия инфраструктуры и др.
  4. По участию зарубежных подрядчиков информации не имею.
  5. Не знаю и соотношений цен отечественного и импортного оборудования для КРС.
  6. По моим предположениям, 10 – 15% неработающих скважин потеряно безвозвратно. Их надо ликвидировать, потому что при консервации эти скважины остаются на балансе предприятий, и, в конце концов, их придется ликвидировать, но только с большими затратами.
  7. На вопрос выбора КРС лучше ответят специалисты по КРС.

burneft.ru