Отчет по практике в ООО "ТОТ"

y">- пластовое  давление  должно быть не ниже 60-70% от гидростатического;

- пористость, проницаемость и глинистость  коллекторов должны быть не  ниже критических значений для данного месторождения (площади, участка);

- вскрытый  перфорацией интервал пласта должен иметь толщину не менее 1-2 м;

- у скважин  должно быть качественное цементное  кольцо, отсутствие заколонных перетоков  на 15-20м выше и ниже интервалов  перфорации;

- не  рекомендуются скважины, на которых ранее производились работы по ликвидации негерметичности, ремонту обсадной колонны и длительное фрезерование торцевым фрезом в одной точке, особенно на глубинах, приближенных к интервалу перфорации

- предпочтительнее  скважины в сводовой части  нефтяной залежи;

- толщина  непроницаемых пропластков, отделяющих  нефтенасыщенные от водонасыщенных  пластов (прослоев), должна быть  не менее 5-6м.

Подготовительные  работы

    Подготовительные  работы проводятся в соответствии с  планом на производство КРС (или ПРС), составленным, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

    На  запланированных под обработку  действующих скважинах перед  началом работ рекомендуется  произвести контрольный замер дебита для добывающих скважин или приемистости для нагнетательных, определить коэффициент продуктивности или коэффициент приемистости.

    Произвести  глушение скважины, при котором желательно не допускать задавливание жидкости в пласт. Рекомендуется производить  глушение добывающих скважин обратной водонефтяной эмульсией, приготовленной с использованием генератора колебаний давления ГД2В.

    Перед проведением работ площадка вокруг скважины должна быть расчищена и  спланирована для обеспечения размещения и нормальной работы передвижных  агрегатов, установок и дополнительного  оборудования.

    Извлечь подземное оборудование. Прошаблонировать ствол и проверить забой. Для  надежности посадки пакера необходимо произвести очистку внутренней поверхности  эксплуатационной колонны от ржавчины, глинистой корки, отложения солей  и парафина. Для этого спустить скребок и седло опрессовочного клапана, проработать ствол в интервале 15м выше и ниже от ожидаемого места установки пакера, опрессовать НКТ давлением 25 МПа  или в 1,5 раза большим от ожидаемого, поднять НКТ, отбить забой.

    При спуске скважинных компоновок необходимо особое внимание уделить тщательности затяжки резьбовых соединений на резонаторе, в месте установки генератора и 3-х-5-ти последующих НКТ, во избежание отворачивания из-за вибрации при работе, а также оборудования с пакером и с НКТ. Для обеспечения надежной герметизации резьбовых соединений НКТ рекомендуется применять смазки, уплотнительные резьбовые составы, например Р-402, или ленту из фторопластового уплотнительного материала (ФУМ).

План  ликвидации возможных аварий

    Для ликвидации возможных аварий предусматриваются общие мероприятия, направленные на профилактику и ликвидацию возможных аварийных ситуаций, безопасному устранению негерметичности нагнетательных трубопроводов.

    При обнаружении негерметичности в  обвязке оборудования следует:

1. подать сигнал для извещения об опасности и дать команду на выключение насосных агрегатов;
2. понизить давление в трубопроводах до атмосферного;
3. слить реагенты из неисправной трубы в запасные емкости;
4. произвести ремонт или замену неисправного оборудования;
5. опрессовать линию давлением в 1,5 раза превышающим рабочее;
6. Действия при превышении давления нагнетания выше допустимого:
7. остановить насосные агрегаты;
8. закрыть скважину;
9. стравить давление в напорном  и выкидном трубопроводах, установить причину повышения давления, в частности, проверить на наличие грязи на фильтре или пробки;

если  причина связана со скважиной, то дождаться снижения давления до атмосферного в НКТ и в затрубном пространстве или осуществить излив в емкость и произвести ревизию задвижек и скважинного оборудования. 

1.1.4. Гидроразрыв пласта с применением виброволнового воздействия (HYDROVIBROFRAC) 

     Метод "HYDROVIBROFRAC" предназначен для повышения  производительности добывающих и нагнетательных скважин, производительность которых  ниже потенциально возможной. Область применения - нефтяные залежи со слоисто-неоднородными карбонатными продуктивными пластами.

     Технология  и оборудование разработаны авторским  коллективом на инициативной основе и защищены патентами РФ № 2111348, № 2084705, № 2175058, а также № 2085721 и международной заявкой на изобретение WO 9529322 АL (РСТ/RU00093).

      Сущность  технологии состоит в предварительном  виброволновом воздействии в  выбранном интервале карбонатного пласта для его разупрочнения  при проведении разрыва пласта закачкой нефтекислотной эмульсии и продавкой ее глубоко в пласт.

      В отличие от известных технологий гидроразрыва пласта, при реализации которых трещины образуются в  изначально наиболее слабой зоне пласта и могут продлеваться в окружающие непродуктивные породы, в методе HYDROVIBROFRAC трещины инициируют в предварительно выбранной и подготовленной зоне интервала пласта, что обеспечивает наиболее полнообъемное развитие трещин по ширине и глубине пласта. Виброволновое воздействие при закачке химических реагентов приводит к эффективной обработке ими как крупных, так и самых узких трещин и обеспечивает эффективность обработки как по толщине, так и по простиранию пласта.

     Успешность  проведенных операций - 0,85, средний  прирост - 5 тонн в сутки на скважину, продолжительность эффекта - до года, сроки окупаемости - до трех месяцев.

     За 2006 год дополнительная добыча от проведенных ГТМ по ОАО "Удмуртнефть" составила более 90 тыс. тонн.

Практика  работы ООО «ТОТ» показывает, что  наибольший эффект обеспечивают комплексные  технологии.

      Как правило, оплата работ по ремонту  скважин осуществляется по стоимости  бригадо-часа, умноженного на нормативное  время производства работ.

      Бригадо - час размер оплаты за 1 час работы бригады по текущему или капитальному ремонту скважины, согласованный заказчиком и подрядчиком. К данному времени относится ряд необходимых работ, таких как переезд бригады, глушение скважины, подготовительно – заключительные работы (ПЗР), спуско – подъемные операции и т.д.

      Ориентировочная стоимость бригадо-часа, в зависимости от вида работ в 2007 году составляла порядка 2430-2438 руб., в 2008 году – 2707-2752 рубля. Среднее время выполнения одного капитального ремонта составляет порядка 90-302,17 часов, одного текущего ремонта – около 20-70 часов, соответственно стоимость одного КРС составляет порядка 248-832 тыс. рублей, а ТРС – 54-189 тыс. рублей без НДС (по данным 2008 года). 

      Качество  оказываемых услуг – выполнение работ в соответствии с РД 153-39.0-088-01 «Классификатор ремонтных работ  в скважинах», «Регламентом на глушение скважин», производственным нормативами, регламентами и инструкциями.

      Критериями  качества являются безопасное ведение  работ, выполнение работ согласно плану, своевременная информация о затратах времени, предоставление достоверной  технологической информации.

Таблица 2 

      Виды  работ, оказываемых ООО «ТОТ» в 2006 – 2008 

 

      В табл. 2 представлены основные виды работ, выполняемые ООО «ТОТ»  в 2006-2008 годах. В 2006 году основными заказчиками являлись ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Белкамнефть». ООО «ТОТ» занималось осуществлением капитальных ремонтов. В 2007 году и первом квартале 2008 года предприятие осуществляет как текущие, так и капитальные ремонты. При рассмотрении динамики изменения объемов работ можно сделать вывод об их планомерном увеличении. Некоторые отклонения объясняются разницей в степени сложности работ и их продолжительностью. 

2. Выполнение производственной программы за 2007 – 2008 годы

 

      Основной  заказчик услуг по капитальному и  текущему ремонту скважин в течение  последних трёх лет – ОАО «Удмуртнефть». В 2006 году с ОАО «Удмуртнефть» были заключены договоры на ремонт 459  скважин - капитальных ремонтов, что составило 87,40% годового объёма ремонтов. В 2007 году для ОАО «Удмуртнефть» был выполнен 891 текущий и капитальный ремонт (98,89%), в 2008 году планируется выполнить – 836 текущих и капитальных ремонтов скважин (ориентировочно 100%). В 2008 году ООО «ТОТ» заключило договор с ОАО «Удмуртнефть» сроком до 2010 года, в котором прописаны объемы работ на 2008-2010 гг.

      На 2008 год ООО «ТОТ» располагает 11 собственными и 2 субподрядными бригадами. Кроме того, во втором-третьем квартале 2008 года планируется ввод одной бригады. Фактическое нормативное время по реализованным ремонтам скважин в 2006 году составило 50153,6 часов (100% - КРС), в 2007 – 55285,60 часов (63,76% - КРС), в 2008 -  ориентировочно 75358,30 часов (68,05% - КРС).

      Нормативная средняя продолжительность 1 капитального ремонта в 2006 году составила  153,18 часа, в 2007 – 169,91 час (КРС) и 50,28 час (ТРС), в 2008 –182,75 часов (КРС) и 57,53 (ТРС).

      Наибольший  удельный вес среди капитальных  ремонтов занимала обработка призабойной зоны пласта (33,88% в 2006 г., 27,7% в 2007 г. и 28,05% (ориентировочно) в 2008 г.), которую проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны с целью увеличения производительности добывающих и приёмистости нагнетательных скважин.

2. Организационно –  экономический раздел 

2.1. Характеристика компании  ООО «ТОТ» 

      Компания  ООО «ТОТ», Ltd. «Transfer Oil Technologies» учреждена в декабре 2001 года и с 2002 года приступила к оказанию услуг по капитальному и текущему ремонту скважин. До настоящего момента существенных изменений в деятельности компании, за исключением значительного расширения масштабов деятельности, не происходило.