Все это приводит к недоборам нефти, причем, чем длительнее простои, тем большие убытки несет компания. Для того, что ущерб был минимальным все ремонтные работы должны проводиться оперативно, в самые кратчайшие сроки. Сделать это могут только профессионалы своего дела, имя которым операторы подземного ремонта скважин. В «Татнефти» их работу курирует целый отдел.

Простои нефтяных скважин всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом или наземного оборудования, прекращения подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д. Продолжительность простоя скважин учитывается коэффициентом эксплуатации — отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц.

Подземный и капитальный

В промысловой практике фактическое число отработанных месяцев (дней, часов) данной скважины называют скважиной — месяцами эксплуатации, а календарное время — скважиной — месяцами числившимися. В среднем, коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95 — 0,98.

Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. Однако в промысловой практике под термином «подземный ремонт скважин» подразумевается только текущий ремонт, чем, собственно говоря, и занимается созданный еще в 40-х годах прошлого века отдел ПРС.

Тут, кстати, очень важно понимать, чем отличаются эти два вида ремонта, ведь многие, даже очень опытные специалисты уж больно любят их путать. К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезкой бурением второго ствола. К текущему же — планово — предупредительный «профилактический» и внеплановый, которыми нефтяники называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб.

Как следует из самого названия, планово — предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет или прекратит подачу нефти. Есть еще и внеплановый ремонт. Им называется комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как: ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб.

Хирурги нефтяных скважин

Показателем качества подземных работ являются межремонтные периоды работы скважины, под которой подразумевается период фактической ее эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами. Чем он больше, тем лучше сработали ремонтники и тем качественней оборудование, установленное на скважине. В «Татнефти» за последние десять лет этот показатель был увеличен почти в полтора раза — с 580 до 809 суток.

Операторы ПРС систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважин и повышению коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах.

При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация всех трудоемких процессов. Работы такого вида выполняют бригады по подземному ремонту скважин, которые работают вахтовым метолом. В их состав входят обычно три человека: двое (оператор с помощником) работают около устья скважины, третий (тракторист или моторист) — на лебедке подъемного механизма.

Все работы по подземному ремонту скважин проводятся, в основном, в рамках 11 главных этапов. Если перечислять их по порядку, то это, во-первых, смена насоса и его деталей, ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг, промывка насоса, смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах), во-вторых, изменения погружения в жидкость колонны подъемных труб, чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки, очистка подъемных труб от парафина и других отложений, проверка пусковых приспособлений и, в третьих — это заключительный этап, спуск или подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН, спуск или замена пакера, обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, по увеличению дебита скважин.

Эти работы осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд-заданиям, либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл. Так, если на забое обнаружена песчаная пробка то при смене насоса до пуска нового, необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса, проверить и очистить защитные приспособления, проверить герметичность труб.

Если при ремонте компрессорной скважины установлено, что трубы второго разряда оказались засолоненными, их следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки, необходимо очистить скважину или промыть ее для удаления пробки. В результате может оказаться, что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно, необходимо изменить глубину погружения колонны подъемных труб. Таким образом, осуществляется несколько видов ремонта, а именно: подъем труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъемных труб.

Ровесники татарстанской нефти

В «Татнефти» службы подземного ремонта скважин появились практически одновременно с освоением нефтяных месторождений Татарстана. В каждом, имеющемся на тот момент тресте было два нефтепромысла, в каждом из которых было по две бригады добычи нефти и одной бригаде ПРС. Ремонт скважин в те годы осуществлялся с помощью стационарных вышек.

В 1954 году была внедрена первая передвижная мачта для подземного ремонта скважин ПМ-40 и начато проведение гидроразрывов пластов, которых к сегодняшнему дню накопилось более 400, что позволило добыть дополнительно более 100 тыс. тонн нефти. В 1965 году бригады ПРС были выделены из нефтепромыслов и при каждом НПУ организовали цеха капитального ремонта скважин.

Начиная с 1959 года, в добыче нефти наблюдается процесс постепенного роста обводнения скважин, снижения дебитов, рост фонда бездействующих скважин. Возникла объективная необходимость массового перехода скважин с фонтанного способа добычи нефти на механизированный. Количество внедренных на скважинах насосов достигало 500 штук в год. Это привело к наращиванию количества бригад капитального и подземного ремонта скважин, возникла необходимость повышения квалификации работников этой сферы.

В этот период уровень организации работ в ПРС был низкий, продолжительность и стоимость ремонтов выше, чем в других нефтедобывающих регионах. Практически отсутствовала механизация трудоемких процессов. Более 50\% операторов ПРС не имели специального образования, мастера — практики. Бригады были не обеспечены культбудками, спецодеждой, отмечалась высокая текучесть кадров.

С 1966 по 1975 годы шел интенсивный перевод скважин на механизированный добычи нефти. В 1966 году такой фонд составлял 28\%, а в 1975 уже 90\%, что обусловило рост значимости ПРС. В 1967 году перед работниками службы по ремонту скважин «Татнефти» была поставлена задача перехода на трехсменный режим работы.

В 1973 году Татарский обком КПСС постановил: считать одной из главных задач объединения — усиление службы, совершенствование техники и технологии, а также качества ремонтных работ ПРС. Следуя указаниям, на следующий год осуществлен переход на новую систему планирования работ в ПРС. Все бригады были переведены на работу по укрупненным нормам времени, с закреплением фонда скважин за ее коллективом.

В 1979 году бригады мастеров НГДУ «Джалильнефть» первыми в «Татнефти» перешли на так называемый Арланский метод работы. Метод заключался в стимулировании бригад ПРС и добычи нефти по результатам работы на общем закрепленном фонде скважин. Стимулирование предусматривалось за снижение простаивающего фонда, а не за количество ремонтов. В дальнейшем все бригады объединения работали по этой системе и это повиляло, в конечно счете, на повышение межремонтного периода работы скважин. Внедрение вышеперечисленных новшеств в ПРС сказалось на повышении эффективности использования фонда скважин.

Так, уже к 1989 году по ОАО «Татнефть» было снижено количество бездействующих скважин до 1,6\% (в 1950 году их было — 13\%). В последующие годы широко развернуты работы по интенсификации добычи нефти путем направленной и глубокой кислотной обработки призабойной зоны, применению специальных технологий и жидкостей глушения при ПРС. Проводились работы по улучшению освоения скважин, в дальнейшем появились свабные агрегаты, которые нашли сегодня широкое применение. Создавались группы вывода скважин на установившийся режим эксплуатации, ставшие в дальнейшем технологическими службами в нефтепромыслах и цехах ПРС. Все это позволило улучшить качество ПРС, снизить простаивающий фонд скважин. Так, за 81−91 годы прошлого века простои скважин в ПРС и ОПРС и недоборы нефти снизились на 22,5\%.

За последние годы в «Татнефти» проведена большая работа по усилению по усилению контроля за качеством оборудования, поступающего с заводов, созданы во всех НГДУ базы, где проводятся ревизии, диагностирование и ремонт насосно-компрессорных труб, штанг и насосов. Бригады ПРС обеспечиваются новыми механизмами, приспособлениями, инструментами и материалами.

При этом активно применяются передовые методы труда, повсеместно технологии цехов добычи нефти и ПРС отвечают за качество ремонтных работ, подбор глубинно-насосного оборудования, разрабатываются и внедряются специальные мероприятия по снижению часторемонтируемого фонда скважин. Подземники стали ответственными не только за оборудование, но и за скважину, состояние забоя, за сохранение коллекторских свойств пластов скважин. Сегодня уже все бригады оснащены электронными индикаторами веса, идет процесс перевооружения механических ключей с электрического на гидравлический привод с моментомером.

Все эти мероприятия вкупе обеспечили великолепные значения по многим показателям работы. В настоящее время особенно актуальной стала задача сокращения эксплуатационных затрат на ПРС за счет повышения качества эксплуатации и ремонта скважин. Сегодня для подземников нет плана по количеству ремонтов, а есть цель — меньшими силами и затратами добиться увеличения межремонтного периода скважины с максимальной нефтеотдачей пласта.