Капитальный ремонт скважин (КРС) является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результаты разработки месторождения. На поздней стадии разработки КРС имеет особое значение. Сегодня порядка 30-35% всех скважин ОАО "Татнефть" имеют возраст более 40 лет. В условиях резкого увеличения доли "тяжелых" ремонтов в последние годы усиливается специализация ремонтных бригад и освоение новых перспективных технологий капитального ремонта. Роль капитального ремонта в обеспечении плановых уровней добычи будет повышаться из года в год. Главную задачу КРС - поддержание работоспособности фонда эксплуатируемых скважин - решает Управление КРС и ПНП ОАО "Татнефть".

О капитальном ремонте скважин речь заходит в тех случаях, когда обнаружены неполадки в продуктивном горизонте, призабойной зоне, повреждены конструктивные элементы скважины. Во время КРС устраняются нарушения герметичности эксплуатационной колонны, ликвидируются заколонные перетоки, заменяются отслужившие конструктивные элементы, очищается призабойная зона, осуществляется перевод скважины на новые продуктивные пласты, ликвидируются аварии внутрискважинного оборудования. Самым общим показанием к ремонту добывающей скважины является уменьшение ее дебита, а нагнетательной - снижение приемистости.

Не уделяя должного внимания капитальному ремонту скважин, одной из составляющих которого является применение методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), невозможно добиться эффективной добычи нефти. Нацеленность компании на бережное обращение с месторождениями и сохранение нефти для будущих поколений определяет и соответствующее отношение к проведению КРС.

Капитальный ремонт включает 13 отдельных видов ремонтных работ - от геофизического исследования скважины до ее физической ликвидации. КРС можно разделить на несколько базовых направлений. Первым из них является герметизация эксплуатационной колонны, в процессе которой осуществляется ликвидация повреждений колонны - отверстий, трещин и т.д. Второе направление - водоизоляционные работы, обеспечивает снижение затрат на добычу нефти за счет уменьшения добычи попутной воды и соответствующего увеличения добычи нефти. Еще одним важнейшим направлением КРС является стимуляция скважин. В процессе эксплуатации происходит загрязнение призабойной зоны пласта частицами, поступающими из самой скважины (пласта) и попадающими сверху во время эксплуатации и ремонта, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и т.д. Стимуляция обеспечивает нормальное сообщение пласта со скважиной. Она производится химическими (в основном воздействие кислотами или растворителями различных отложений) и физическими методами. Наконец, четвертое направление посвящено ликвидации внутрискважинных осложнений, связанных с авариями оборудования.

В ОАО "Татнефть" обеспечением работ по капитальным ремонтам скважин занимается Управление КРС и ПНП. Оно работает в тесном взаимодействии с другими службами компании, среди которых Управление МУН и геологические подразделения (определяют методы и технологии ремонта для конкретных скважин); супервайзерская служба, которая была централизована в 2002 году и обеспечивает контроль качества КРС; институт "ТатНИПИнефть", разрабатывающий новые технологии капремонта. Управление "Нефтехимсервис" реализует многочисленные технологии ПНП. Непосредственной реализацией традиционных направлений КРС заняты три специализированных ремонтных подразделения - Альметьевское, Азнакаевское и Лениногорское управления ПНП и КРС.

Альметьевскому УПНП и КРС 1 июля 2003 года исполнилось 30 лет. Сегодня специалисты Управления владеют практически всеми существующими технологиями ремонта скважин, а также способами повышения нефтеотдачи пластов. Альметьевское УПНП и КРС проводит ежегодно свыше 800 ремонтов скважин на промыслах НГДУ "Альметьевнефть", "Елховнефть", "Ямашнефть", "Заинскнефть". За всю свою историю коллектив Управления отремонтировал 30640 скважин, что обеспечило дополнительную добычу более 20,5 млн тонн нефти.

В последние 5 лет значительно увеличилась доля "тяжелых" ремонтов, к которым относятся герметизация эксплуатационных колонн, ликвидация аварий и осложнений, отключение пластов, увеличение производительности добывающих и нагнетательных скважин. Прибавьте сюда тот факт, что двух одинаковых скважин не бывает - у каждой свои "болячки" и "загадки". Естественно, необходимость индивидуального подхода значительно повышает сложность ремонта. Поэтому специалистов по КРС часто называют хирургами скважин, хотя в отличие от хирургов работают они вслепую и на большой глубине.

Герметизация эксплуатационной колонны.

Одним из самых надежных методов локализации поврежденных участков на сегодняшний день является применяемый специалистами "Татнефти" метод опрессовки скважин. В компании разработано уникальное оборудование - устройство для поинтервальной опрессовки колонн. Сначала с помощью спускаемого на кабель-канате, так называемого пакера Камильянова (его разработчиком является Тимербай Камильянов, ведущий инженер-конструктор Альметьевского УПНП и КРС), выполняется поинтервальное пакерование, после чего производится поинтервальная опрессовка. При этом нарушения герметичности эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах определяются методом создания давления (скажем, 100 атм.), а в добывающих - наоборот, методом снижения уровня (на приток).

Что касается самих технологий ремонта, в "Татнефти" применяется целый ряд новых методов и материалов. Например, в компании работает уникальное оборудование для установки металлических "пластырей" в интервалах нарушения целостности эксплуатационных колонн. С помощью спускаемого "пластыря", представляющего собой мягкую трубу "в гармошку", расширяемого в поврежденном интервале, закрываются поврежденные участки колонны. Если одна труба имеет длину 15 метров, то с помощью сборных перекрывателей можно закрывать участки колонны длиной 100-200 метров, напоминающие до ремонта решето. Пока данная технология находится в стадии промышленных испытаний и доработки. Но уже сегодня можно говорить о том, что с ее помощью обеспечивается экономия цемента, обсадных труб, при этом время ремонта сокращается в 4-14 раз. Вдобавок многократно возрастает срок службы отремонтированного интервала и достигается местное усиление крепи скважины.

При герметизации колонн используются также "летучки" -трубы меньшего диаметра. которые спускаются на поврежденные участки и цементируется. В ТатНИПИнефти разработано нецементируемое съемное оборудование, в котором герметизация обеспечивается за счет армирования резиной. Когда по истечении определенного периода времени резина начинает "пропускать" жидкость, в скважину спускается резак-ловитель, который одновременно режет и извлекает "летучку". В целях герметизации применяются также пакер-гильзы, которые устанавливаются между НКТ и эксплуатационной колонной. Надежных отечественных пакеров сегодня не хватает, поэтому ремонтники "Татнефти" работают в основном с импортными.

Кроме цемента для герметизации используются и другие материалы, разработка и испытание которых ведется постоянно. Среди них - кремнийорганические продукты, высокомодульное и гибкомодульное жидкое стекло, различные смолы. В настоящее время для данных целей прорабатывается метод использования ГПТС (гидрополимерного тампонажного состава).

ВИР.

В условиях, когда обводненность большинства скважин "Татнефти" превышает 80%, нет нужды объяснять актуальность проведения водоизоляционных работ (ВИР). После того как геофизики определяют, из какого пласта поступает нефть, а из какого - вода, начинается применение разных способов волоизоляции.

Больным вопросом при проведении ВИР является ликвидация заколонной циркуляции (перетоков). Она возникает в основном по двум причинам. Во-первых. из-за некачественного цементирования. поскольку отсутствие цементного кольца за эксплуатационной колонной (на глубине от 80-200 до 1500-1600 метров) приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, агрессивно воздействующих на металл. Поэтому при отсутствии цемента быстрее возникают сквозные коррозионные отверстия в колонне, уменьшающие срок ее эксплуатации. Второй причиной является применение кумулятивной перфорации, которая раньше использовалась в большинстве случаев для вторичного вскрытия продуктивного пласта. При простреле происходил очень мощный удар, который приводил к разрушению цементного камня, образованию трещин и началу перетоков флюида из пласта в пласт.

В основном, водоизоляция производится на основе затвердевающих химикатов, гелей, цементов. В области ВИР компания использует главным образом разработки ТатНИПИнефти. В этих целях применяются кремнийорганические продукты, нефтеп и раносерно кислотная смесь, резиновая крошка, низкомодульное жидкое стекло, гипан, водонабухающие полимеры, а также различные комбинации вышеперечисленных материалов, в том числе и с цементом. В этом году специалисты "Татнефти" впервые приступили к работам по водоизоляции горизонтальных скважин с применением технологии колтюбинга. При этом на гибкой трубе в скважину спускаются 2 пакера, в пространство между которыми закачиваются реагенты (Нефтенол, РМД. ВПК-402). Осваиваются также технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинга для нагнетательных скважин (закачка полимеров для выравнивания профиля приемистости) и добывающих (закачка реагентов СНПХ-9633, РДН, полимерных сшитых систем по межтрубному пространству без подъема глубинного насосного оборудования).

Политика "Татнефти" в области проведения капитальных ремонтов скважин позволила компании достаточно мягко пережить дезинтеграционные процессы 1990-х годов и на протяжении многих лет обеспечивать стабильную добычу. Сегодня, после 60 лет добычи, служба КРС компании вносит существенный вклад и в начавшееся постепенное наращивание добычи. Видимо, не зря Рифкат Рахманов, зам. генерального директора ОАО "Татнефть" по ремонту скважин, утверждает, что "капитальный ремонт скважин - "золотой ключик" к добыче нефти!"

Итоги работы коллектива ОАО "Татнефть" в 2002 году и задачи на 2003 год.

Из доклада НАИЛЯ ИБРАГИМОВА, первого заместителя генерального директоре по производству - главного инженера ОАО "Татнефть".

...В 2002 году перед службой по ремонту скважин и ПНП ОАО "Татнефть" была поставлена задача повышения качества работ, сокращения количества ПРС и КРС. В рамках выполнения поставленных задач общее количество капитальных ремонтов скважин в отчетном году снизилось до 6646, или на 16,5% по сравнению с 2001 годом. При этом сложность ремонтов значительно выросла. Доля работ, выполняемых сторонними организациями, сократилась по отношению к 2001 году в 6 раз. В целях сокращения затрат были разработаны и осуществлены мероприятия по оптимизации численности и повышению сменности работы бригад КРС. Это позволило повысить сменность их работы за отчетный период на 44% и сократить потери нефти из-за ожидания капитального ремонта скважин и его производства по сравнению с предыдущим годом на 13 тыс. тонн...

Из доклада НАИЛЯ ИБРАГИМОВА, первого заместителя генерального директора по производству - главного инженера ОАО "Татнефть".

...С применением комплекса по гидравлическому разрыву пласта за 2002 год произведено 66 ГРП, на 25 скважинах проведена гидропескоструйная перфорация. Нарастающая дополнительная добыча нефти с применением этих методов составила более 120 тыс. тонн. Для сравнения скажу, что если средний срок окупаемости новой скважины составляет 3,5 года, то бурения бокового ствола - 2 года, ГРП - меньше года, а операции с гибкой трубой - от 1 до 4 месяцев...

Из доклада НАИЛЯ ИБРАГИМОВА, первого заместителя генерального директора по производству - главного инженера ОАО "Татнефть".

...Количество скважин, отремонтированных Актюбинским УКК и ПМ при помощи установок гибкой трубы в 2002 году, увеличилось на 45% по сравнению с уровнем предыдущего года за счет перехода на трехсменную работу. При этом их доля в общем количестве выполненных КРС выросла до 7,4%...

(C) Нефтегазовая вертикаль (Москва) , N012 от 05/09/2003