Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование геологического строения пластов БВ10 и ЮВ, самотлорского месторождения 8
1.1. Особенности геологического строения пластов БВю и ЮВ (8
1.2. Исследование балансовых запасов нефти 33
1.3. Исследование остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении 36
1.4. Исследование влияния пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства песчано-алевритовых пород 48
Выводы по разделу 56
2. Анализ текущего состояния разработки пластов БВ,0 и ЮВ, самотлорского месторождения 58
2.1. Состояние разработки пластов БВю и ЮВ| 58
2.2. Анализ работы добывающего и нагнетательного фонда скважин 79
2.3. Обоснование базовой добычи нефти на опытном участке горизонта БВю и пласта ЮВ 82
Выводы по разделу 88
3. Научное обоснование технологий доразработки горизонта БВ,0 и пласта ЮВ 90
3.1. Исследование технологической эффективности применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти 90
3.2. Обоснование технологий воздействия на пласты БВю и ЮВ, 102
3.3. Обоснование применения метода гидравлического разрыва пластов 108
3.4. Обоснование изоляции водопритоков осадко-гелеобразующими композициями стволов в высокообводненных скважинах 122
3.5. Технико-технологические и экономические показатели вариантов разработки пластов БВ|0 и ЮВ| 129
Выводы по разделу 136
4.. Анализ фактических результатов внедрения технологий доразработки пластов БВ, 0 и ЮВ 138
4.1. Технико-экономические показатели работы бригад подземного и капитального ремонта скважин 138
4.2. Анализ эффективности работы фонда скважин 145
4.3. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВю, ЮВ( 153
Выводы по разделу 164
Основные выводы и рекомендации 167
Список использованной литературы 170
Приложение 183
- Особенности геологического строения пластов БВю и ЮВ
- Состояние разработки пластов БВю и ЮВ|
- Исследование технологической эффективности применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
- Технико-экономические показатели работы бригад подземного и капитального ремонта скважин
Введение к работе
Актуальность работы. Практика реализации проектных решений по разработке нефтяных месторождений Самотлора уже в начальный период эксплуатации показала, что принятая схема требует создания и использования принципиально новых систем геолого-технологического контроля и проектирования. Особое значение эти проблемы приобретают на современном этапе, когда Самотлорское месторождение находится на завершающей стадии. Залежи таких месторождений содержат еще большое количество остаточной нефти. Так как бурение в них в основном закончено, а система заводнения сформирована, единственным путем увеличения полноты выработки запасов является вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти с помощью технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на нефтяные пласты.
Нефтяные месторождения характеризуются широким спектором геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применения методов воздействия на пласт. Поэтому для того, чтобы правильно определить пути наиболее полного извлечения нефти, необходимо проведение специальных исследований.
Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе правильной стратегии планирования применения методов воздействия на пласт, которое должно осуществляться поэтапно, раздельно для залежи в целом (с выделением участков) и конкретных скважин. Для того чтобы снизить риск неэффективного применения технологий и повысить удельную технологическую эффективность, необходимо существенно поднять требования к планированию применения технологий и обоснованию объектов воздействия, приблизив их к существующим требованиям проектирования разработки.
Цель работы. Исследование и обоснование эффективности технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов БВ)0 и ЮВі на поздней стадии их разработки.
Основные задачи исследований:
• Анализ особенностей геологического строения пластов БВю и ЮВі Самотлорского нефтяного месторождения.
• Исследование балансовых запасов, остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении и фильтрационно-емкостные свойства песчано-алевритовых пород.
• Анализ текущего состояния разработки пластов БВ10 и ЮВі и обоснование базовой добычи нефти.
• Научное обоснование технологий доразработки пластов БВю и ЮВі и оценка их ожидаемой эффективности.
• Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ].
Методы решения задач. Задачи решены на основе сбора, обобщения и обработки геолого-промысловых данных корректным применением методов математической статистики и ПЭВМ, а также технико-экономического анализа результатов реализации рекомендованных вариантов разработки пластов БВ10 и ЮВі.
Научная новизна. 1. Уточнено распределение линейных запасов нефти пластов БВю и ЮВі и их начальных балансовых запасов.
2. Предложена эмпирическая формула для оценки остаточной нефтенасыщенности коллекторов БВю и ЮВі в зависимости от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности.
3. Предложена формула для оценки уменьшения проницаемости коллекторов при падении пластового давления в залежи по величине уменьшения пористости. 4. Методика обоснования технологий доразработки пластов БВЮ и ЮВі и базовой добычи нефти и воды на завершающей стадии их разработки.
Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, увеличении дополнительной добычи нефти за счет реализации рекомендованных автором технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВю и ЮВі и темпов отбора текущих извлекаемых запасов на завершающей стадии их разработки.
Реализация результатов исследования. За счет применения рекомендованных технологий доразработки пластов БВ]0 и ЮВі Самотлорского нефтяного месторождения в ОАО «Самотлорнефтегаз» за 1995-2002 годы дополнительно добыто 1,2 млн. т нефти.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на второй Азербайджанской международной каспийской конференции по нефти и газу, г. Баку, 1996 г., третьем конгрессе нефтепромышленников России, г. Уфа, 2001 г., научно-технической конференции «Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли, посвященной 70-летию башкирской нефти, г. Уфа, 2002, первом инженерном форуме «Конкурентоспособность как путь к эффективной экономике Тюменской области», г. Тюмень 2003 г, научно-технических советах ОАО «Нижневартовскнефтегаз», г. Нижневартовск, 1995-2000 гг., ОАО «Самотлорнефтегаз» - 2001 - 2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2000-2003 гг.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, в том числе 14 статей и 4 тезиса докладов на всероссийских и региональных конференциях. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ТюмГНГУ. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследований и обобщения данных, апробация методик и авторский надзор за их внедрением.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 123 наименований и приложения. Работа изложена на 226 страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка, 49 таблиц и приложение 43 стр.
Особенности геологического строения пластов БВю и ЮВ
Пласт БВю- Опытно-промышленный участок горизонта БВю разбурен неравномерной сеткой скважин в количестве 194 и имеет площадь 35,98« 106 м2. Участок имеет форму квадрата и ограничен по углам скважинами 12508, 12811, 12825 и 12526.
Отложения горизонта БВю Самотлорского месторождения формировались в условиях прибрежной зоны морского мелководья. Первоначально, в условиях обильного привноса терригенного материала, образовалось крупное песчано-алевритово-глинистое тело неоднородного строения с преобладанием глинистых отложений. В последующем при колебании уровня воды произошел перемыв верхней части накопленных отложений с формированием баровых тел, осадков отмелей и других образований.
Формирование продуктивных отложений происходило в три этапа. На первом, при относительно высоком уровне воды, перемыву были подвергнуты осадки только на наиболее приподнятых участках дна моря с образованием в основном осадков отмелей. На относительно погруженных участках морского дна первоначальные осадки при данном перемыве практически не были затронуты.
Таким образом, произошло формирование пласта БВ03, который на схемах сопоставления разрезов пласта представляет собой мозаичное расположение песчаных, алевритовых и глинистых тел с редко расположенными баровыми телами, секущими весь пласт. Как правило, проницаемые тела небольшой мощности - 0.5-3.0 м, редко до 4-5 м. Протяженность песчаных тел редко превышает 0.5-1.0 км. В связи с этим очень часто наблюдается отсутствие гидродинамической связи даже между рядом стоящими скважинами.
После повторного погружения морского дна и перекрытия осадков пласта БВ)03 глинистыми отложениями в результате понижения уровня воды и приближения рассматриваемой территории к береговой линии произошел более глубокий перемыв как вновь отложившихся осадков, так и частично отложений пласта БВ03.
На втором этапе (формирование пласта БВю2) произошло образование в основном не только осадков отмелей и вдоль береговых течений, но и баровых тел. Однако перемыв осадков также происходил только на наиболее приподнятых участках морского дна, что и обусловило высокую неоднородность строения пласта и расчлененность разреза. При этом на ряде участков перемыв осадков вообще отсутствовал и песчано-алевролитовые породы полностью или частично замещены глинами. Поэтому для пласта БВ!0 , но в меньшей степени, чем для пласта БВю , наблюдается слабое, а иногда и полное отсутствие гидродинамической связи между отдельными зонами пласта.
На третьем этапе (формирование пласта БВю1) произошло, общее поднятие морского дна практически на всей территории месторождения с выходом осадков отдельных участков на дневную поверхность. На этом этапе осадконакопления большую роль в их формировании играли баровые и пляжевые отложения, и произошло образование практически на всей площади опытного участка монолитного песчано-алевритового пласта.
ДЛЯ всех трех пластов (БВю, БВю и БВ!0) обломочная часть песчано-алевритовых пород на 75-90% представлена кварцевыми и полевошпатовыми минералами от алевритовой до среднезернистой размерности. При этом снизу вверх происходит погрубение материала и в пласте БВю содержание средне- и крупнозернистой фракции уже составляет в среднем около 12%. Глинистый материал цемента коллекторов пласта представлен в основном каолинитом и хлоритом с примесью гидрослюды и смешаннослойных минералов ряда гидрослюда-монтмориллонит (рис. 1.1).
В пласте БВ0 содержание каолинита в глинистом цементе уменьшается до 10- 40%, а в пласте БВ03, особенно в низкопроницаемых разностях пород, преобладающим минералом глинистого цемента является хлорит.
Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород горизонта БВю колеблются в широких пределах. Их пористость изменяется от 18 до 25% и в среднем по данным исследования керна и интерпретации материалов ГИС составляет 24.0% (рис. 1.2). Средние значения пористости коллекторов пласта БВ,оі -24.2%, пласта БВ]02 - 23.0% и пласта БВ,03 - 22.8% (рис. 1.3-1.5). Математические методы обработки данных приведены в приложении 1.
Проницаемость коллекторов горизонта БВю изменяется еще в больших пределах: от практически непроницаемых разностей до 0.5-0.6 мкм2. Наибольшей проницаемостью обладают коллектора пласта БВю1, которая в среднем составляет около 0.21 мкм2. Проницаемость коллекторов пласта БВ]02 значительно ниже и в среднем составляет около 0.06 мкм2, а для пласта БВю -0-03 мкм .Продуктивные пласты, особенно БВю и БВ10 характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости, что видно из карт проницаемости коллекторов по пластам.
Нефтенасыщенность коллекторов горизонта БВ]0 определялась по данным интерпретации материалов ГИС с использованием стандартных петрофизических связей Рн(Кн) и Рп(Кп). Результаты определения средних значений нефтенасыщенности по скважинам и пластам приведены в табл. 1.1-1.4 и на графиках распределения (рис. 1.6-1.9).
Согласно табл. 1.1-1.4 и графикам распределения, средние значения нефтенасыщенности в целом по горизонту БВю составляют 60%. По пласту БВю1 нефтенасыщенность коллекторов относительно высокая и составляет в среднем 61%. По пласту БВю нефтенасыщенность значительно ниже и в среднем составляет 51.3%, а по пласту БВю3 - 50.2%.
Пласты БВю и БВюЗ отличаются высокой неоднородностью по нефтенасыщенности порового пространства коллекторов. Выделяются зоны с высоким нефтенасыщением, близким к предельному, и в то же время зоны с нефтенасыщением, близким к остаточному.
Состояние разработки пластов БВю и ЮВ|
Горизонт БВю Самотлорского месторождения введен в эксплуатацию в 1974 г. На конец 1994 г. на горизонте пробурено около 570 добывающих и 112 нагнетательных скважин. В настоящее время в эксплуатации находится 186 добывающих и 84 нагнетательных скважин. Остальные простаивают из-за высокой обводненности продукции, низких нерентабельных дебитов по нефти, аварийного состояния скважин и скважинного оборудования или переведены на вышележащие продуктивные горизонты.
Накопленная добыча нефти из залежи составляет около 61 млн.т. Текущая нефтеотдача пласта - около 30% при обводненности продукции 87%. Дебит нефти по скважинам колеблется от практически бесприточных до 52 т/сут при среднем дебите около 9 т/сут. Более 40% всего фонда скважин залежи имеют дебит менее 3 т/сут, эксплуатация которых является экономически нерентабельной. За последние годы среднегодовой процент падения добычи нефти составляет около 20%. При существующей системе разработки конечная нефтеотдача горизонта не превысит 33%.
Показатели разработки опытного участка близки к показателям разработки всей залежи. На опытном участке всего пробурено 194 скважины. Из них 127 добывающих и 67 нагнетательных. В настоящее время в эксплуатации находится 73 добывающих и 49 нагнетательных скважин. Технологические режимы работ добывающих и нагнетательных скважин приведены в табл. 2.1 и 2.2.
На конец 1994 г. накопленная добыча нефти из залежи на опытном участке составила около 17517 тыс. т. Добыча нефти в 1994 г. оценивается в 194.1 тыс. т, что на 9.5% меньше, чем в 1993 г. После прекращения интенсивного разбуривания залежи на опытном участке ежегодный темп падения добычи нефти составлял 18%. Текущая нефтеотдача пласта на опытном участке достигла 30.6%. Дебит скважин по нефти согласно графику распределения изменяется практически от бесприточных скважин до 52 т/сут при среднем значении на 01.12.94 г. 6.8 т/сут (рис. 2.2а). При этом 32% скважин имеют дебит нефти менее 1 т/сут, эксплуатация которых даже без проведения каких-либо ремонтных работ является нерентабельной (рис. 2.3), 25% всех скважин имеют дебит от одной тонны до 3.4 т/сут, эксплуатация которых рентабельна только без проведения текущего и капитального ремонта. Количество добывающих скважин, эксплуатация которых рентабельна при проведении только текущего ремонта, составляет 13% от всех добывающих скважин. В 30% скважин затраты на проведение капитального ремонта окупятся в течение 1-1.5 лет их эксплуатации.
Обводненность продукции скважин изменяется в пределах от 0 до 100%, В 2.5% добывающих скважин извлекается безводная нефть (рис. 2.26). В 34% скважин обводненность продукции превышает 97%, что делает эксплуатацию этих скважин нерентабельной при любых их дебитах по нефти.
Накопленная добыча нефти на скважину изменяется на опытном участке от десятков тонн до 250 тыс.т (рис. 2.2в). Однако при этом добыча нефти в 40% скважин не компенсировала затраты на бурение и строительство скважин. В среднем на одну добывающую скважину накопленная добыча нефти составила около 138 тыс.т. Данный показатель до конца эксплуатации залежи на опытном участке существенно не изменится, так как залежь находится на заключительной стадии разработки.
В залежи горизонта БВ)0 разрабатываются три пласта: БВю , БВ)0 и БВ03. Эти пласты эксплуатируются как раздельными, так и совместной сетками скважин. За все время разработки залежи пласт БВ(01 отдельной сеткой, включая и отработку нагнетательных скважин, эксплуатировался 34 скважинами. Пласт БВю эксплуатировался 18 скважинами, а пласт БВ)0 64 скважинами. Единым фильтром все три пласта вскрыты в 14 скважинах, пласты БВю и БВю2- в 33 скважинах, пласты БВю и БВ03 в - 4 скважинах, а пласты БВ102 и БВю3 - в 19 скважинах.
Анализ работы всех этих скважин позволяет оценить выработку каждого пласта в отдельности. Так, из пласта БВю1 на опытном участке на конец 1994 г. извлечено около 12.8 млн,т нефти (табл. 2.4). При этом на одну эксплуатирующую его скважину добыто около 151 тыс.т нефти. Накопленная добыча нефти из пласта БВю оценивается в 4.04 млн.т, а в среднем на одну скважину, эксплуатирующую пласт, около 48 тыс.т (см. табл. 2.4). Из пласта БВю3 на конец 1994 г. извлечено немногим более 670 тыс.т нефти. При этом в среднем на одну скважину добыто около 13.5 тыс.т.
Из-за различного геологического строения пластов и их структуры запасов выработка пластов происходит неравномерно. Согласно балансовым запасам нефти (см. раздел 1) и накопленному ее отбору (см. табл. 2.4), текущая нефтеотдача пласта БВю1 составляет 36.8%, пласта БВю - 25,6%, а пласта БВю - 10.0%. При этом в среднем по горизонту БВ10 на опытном участке нефтеотдача равна 30.6% (см. табл. 2.4).
Согласно приведенным показателям разработки пластов, наибольший потенциал эффективного применения методов оптимизации разработки имеют пласты БВю и БВю В настоящее время текущая нефтенасыщенность коллекторов в этих пластах существенно выше, чем в пласте БВю , что является основным показателем дополнительной добычи нефти (табл. 2.5).
Исследование технологической эффективности применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
Основными методами ОПЗ пластов являлись: обработка кислотными составами, тампонирующими составами; дострел и перестрел пласта в кислотной среде; ТГХВ; МГД; ГВЗ и гидроразрыв пласта. Цель анализа результатов применения этих методов - выявление влияния ОПЗ пласта не только на увеличение притока нефти, но и на нефтеотдачу пласта, а также выделение параметров и условий эффективного применения методов ОПЗ и выдача необходимых рекомендаций. Результаты анализа применения ОПЗ пласта на каждой конкретной скважине приведены в табл. 3.1.
Наиболее широкое применение на месторождениях получили методы ОПЗ пластов кислотными составами, закачками в ПЗП тампонирующих составов и гидроразрыв пласта. По всем, кроме одной, проанализированным скважинам получен положительный результат.
При воздействии на ПЗП кислотосодержащими и тампонирующими составами в скважинах с высокой обводненностью продукции, как правило, наблюдается снижение содержания воды в продукции и увеличение дебита скважин. При этом обводненность продукции снизилась на 2-20%, а дебиты повысились в 1.2-16 раз (табл. 3.1). По скважинам дополнительная добыча нефти составила 0.3-29.9 тыс.т и в среднем на одну скважинооперацию -8.2 тыс. т.
Относительно высокий технологический эффект получен от применения ГРП (табл. 3.1). Дополнительная добыча нефти за счет проведения ГРП изменяется от 0.9 до 15.2 тыс. т за период работы около одного года после проведения скважиноопераций. В среднем на одну скважинооперацию технологический эффект составил 7.7 тыс. т дополнительно добытой нефти.
По остальным технологиям ОПЗ пластов по всем скважинооперациям также получен положительный технологический эффект. После проведения ОПЗ пластов дополнительная добыча нефти по скважинам изменяется от 1.3 до 6.9 тыс. т при среднем значении на одну скважинооперацию 4.3 тыс. т.
Полученные результаты ОПЗ на скважинах месторождений значительно выше (в 1.5-2 раза), чем на месторождениях других нефтяных компаний Западной Сибири. Уточнение геолого-физических критериев их применения и соблюдение .в полном объеме технологического режима проведения технологий позволит существенно увеличить технологическую эффективность проведения ОПЗ пластов на месторождениях.
Проведен анализ трех скважиноопераций воздействия на пласт через нагнетательные скважины с целью повышения нефтеотдачи. Была проведена закачка большеобъемной оторочки кислотосодержащих составов в двух скважинах ОПЗ пласта кислотными и тампонирующими составами. После проведенных работ на нагнетательных скважинах в окружающих добывающих в целом по участкам произошло увеличение дебитов по нефти и уменьшение обводненности продукции (табл. 3.2, рис. 3.1-3.10).
Дополнительная добыча нефти по участкам воздействия за период 14-18 месяцев составила 4.3-8.0 тыс.т. В среднем на одну скважинооперацию дополнительная добыча нефти на этот период достигла 5.9 тыс.т. Полученные результаты указывают на высокую технологическую эффективность методов, что в 1.5-2 раза выше средних показателей по месторождениям Западной Сибири.
Повышение эффективности применения технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти воздействием через нагнетательные скважины также возможно за счет более жесткого подхода к выбору объектов воздействия и соблюдения технологических режимов закачки оторочек химреагентов. При этом для продуктивных пластов месторождений, отличающихся повышенными линейными запасами нефти и начальной нефтенасыщенностью коллекторов, одним из факторов, повышающих растворов химреагентов технологическую эффективность методов, является увеличение объемов закачиваемых в пласты оторочек.
Приведенный выше анализ результатов применения технологий интенсификации добычи нефти позволяет с большой степенью надежности и с запасом прочности оценить эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов, которые рекомендованы к внедрению в данной работе.
Полученный промысловый материал по анализу результатов применения новых технологий повышения нефтеотдачи пластов явился базой для обоснования технологических показателей вариантов разработки участков с методами.
Применение технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов является в настоящее время важнейшей задачей. Особенно это относится к пластам БВю и ЮВЬ находящимся в осложненных геолого-физических условиях: развитой послойной неоднородности, приводящей к снижению темпов добычи нефти из-за прогрессирующего роста обводненности и истощения пластовой энергии, проблематичности извлечения нефти высокими темпами из низкопроницаемых коллекторов, в которых сосредоточено свыше 50% текущих балансовых запасов нефти. Разработка этих запасов традиционной технологией заводнения характеризуется низким охватом пластов ввиду того, что основная часть закачиваемой воды движется по высокопроницаемым зонам, не оказывая фактического влияния на выработку менее проницаемых нефтенасыщенных прослоев.
На основании анализа особенностей геологического строения пластов, физико-химических свойств их флюидов, текущих показателей разработки продуктивных пластов, а также имеющегося промыслового опыта применения технологий повышения нефтеотдачи как на Самотлорском месторождении, так и в целом в Западной Сибири, предложены восемь технологий повышения нефтеотдачи пластов и объемы их применения для опытного участка горизонта БВю и пласта ЮВ].
Технико-экономические показатели работы бригад подземного и капитального ремонта скважин
Большинство нефтяных месторождений Среднего Приобья находятся на поздней стадии разработки и требуют повышения эффективности использования фонда скважин, а также проведения большого объема как геолого-технических мероприятий с целью интенсификации добычи нефти, так и ремонтно-восстановительных работ на скважинах. Эти мероприятия проводятся при эксплуатации добывающих скважин в условиях, осложненных процессами отложения неорганических солей и парафина, гидратообразования, обводнения, повышенной депрессии на пласт и т.д. При эксплуатации скважин усиливаются коррозионные процессы в связи с появлением в добываемой продукции сероводорода. При этом очень высоким остается фонд бездействующих и простаивающих скважин, достигая в некоторых нефтяных компаниях до 40-60%. Все это диктует принятие неотложных мер по совершенствованию организационной структуры в области подземного и капитального ремонта скважин.
Система планово-предупредительных ремонтов в нефтедобывающей промышленности успешно используется в АНК «Башнефть» для обеспечения бесперебойной работы основного наземного нефтепромыслового оборудования. Применение этой системы к оборудованию, предназначенному для подъема нефти, затрудняется тем, что условия его работы резко отличаются не только по месторождениям, но и по скважинам. Поэтому в настоящее время во многих нефтяных компаниях в основу организации подземных ремонтов скважин закладывается принцип ремонта по необходимости, а не по плану. Этим обстоятельством объясняется довольно большой удельный вес аварийных ремонтов и скважин, ожидающих ремонта. Правомерно было бы включать в эту категорию также ремонты, связанные со сменой штанговых глубинных насосов, так как значительная часть замены этих насосов связана с их отказами и только небольшая доля вызвана необходимостью спуска насосов большего или меньшего диаметра.
Из таблицы видно, что в 1999г. в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» было запланировано 2354 капитальных ремонтов скважин (КРС) силами 148 бригад. Фактические данные показывают, что было отремонтировано 2259 скважин 162 бригадами. Эти цифры наглядно говорят о невыполнении плана ремонтных работ на 95 скважин при увеличении на 14 единиц количества бригад капитального ремонта скважин. Это означает, что работа бригад КРС в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» не эффективна.
Невыполнения запланированного объема ремонтных работ произошли в дочерних предприятиях "Белозернефть" (БН) и "Приобьнефть" (ПН). Перевыполнение плана отмечено в дочерних предприятиях «Нижневартовскнефть» (НН) на 43 скважинах и "Самотлорнефть" (СН) на 6 скважин. Наибольший провал плана произошел в "Белозернефти" - 105 скважин.
По ОАО "Нижневартовскнефтегаз" были запланированы выработки на 1 бригаду КРС - 1,3 рем/мес. при средней продолжительности ремонтов 509 часов. Фактические данные показали, что выработка на одну бригаду КРС не достигнута, а продолжительность ремонта сокращена на 24 часа. Сокращение продолжительности ремонта достигнуто при превышении показателя средней сложности ремонта на 3,8%. Выработка на бригаду не обеспечена на нефтедобывающих предприятиях "СН", "БН" и "ПН", сокращение продолжительности ремонтов составило 28 часов, а в "Приобьнефть" увеличилась на 34 часа при практически запланированных сложностях ремонтов. Сокращение продолжительности ремонта в "Нижневартовскнефть" произошло при увеличении сложности ремонтов на 13%, а в "Самотлорнефть" - на 2%.
При анализе эффективности работы бригад КРС важную роль играет средняя стоимость одного ремонта. Как видно из таблицы, фактическая средняя стоимость ремонта по ОАО "Нижневартовскнефтегаз" составила 273 тыс.руб. против 309 тыс.руб. запланированного. Уменьшение средней стоимости 1 ремонта отмечено в ОДАО "НН", "СН" и "ПН" при условии увеличения сложности ремонтов на 13%, 2% и 0,2%. Это прежде всего объясняется высокой квалификацией бригад КРС выше указанных дочерних нефтедобывающих предприятий.
За 1999 год ОАО «Нижневартовскнефтегаз» затратило 616986,7 тыс.руб. на КРС при плане 727564 тыс. рублей. При этом эффективность от ремонтов КРС составила 4803 тыс. тонн нефти при плане 6106 тыс. тонн. Как видно, ожидаемый эффект не обеспечен. Это говорит о. неэффективности применяемой системы организации ремонтных работ на скважинах в ОАО "Нижневартовскнефтегаз" и требует разработки новых форм и способов организации работ на скважинах, учитывающих специфику и особенности разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Среднего Приобья.
.Как видно из табл. 1.2, в 1999 году подземным ремонтом скважин занимались 85 бригад, которые выполнили 8661 ремонт против 8634 ремонтов по плану. План ремонтных работ перевыполнен на 25 ремонтов при сокращении количества бригад ПРС на 1 единицу. При этом выработка на 1 бригаду ПРС по ОАО "ННГ" выросла на 0,1 рем/мес, а средняя продолжительность уменьшилась на 1,7 часа. Рост выработки на одну бригаду ПРС отмечен в ОДАО "СН", "БН" и "ПН". В ОДАО "Нижневартовскнефть" выработка бригад уменьшилась от 9,2 до 8,1 рем/мес. Сокращение средней продолжительности ремонта достигнуто в ОДАО "СН" и "ПН", а увеличение - в "НН": от 73 до 82,2 часов, "БН" - на 2,5 часа. Приведенные данные показывают, с одной стороны, эффективность применяемой системы организации ПРС в ОАО «Нижневартовскнефтегаз», а с другой стороны, эта эффективность на столько мала, что не обеспечивает ожидаемых результатов по восстановлению добычи нефти от текущих ремонтов скважин. В самом деле, как видно из табл. 1.2, в 1999г. от проведенных текущих ремонтов скважин получено 9524 тыс. тонн нефти против запланированного - 10282,7 тыс. тонн.. Более того, средняя стоимость одного ремонта составила 53 тыс. рублей против 43,7 тыс. рублей планового.
Таким образом, при внешней кажущейся эффективности системы организации ПРС в ОАО "Нижневартовскнефтегаз" произошло увеличение стоимости одного ПРС на 18% и недобор запланированного объема добычи нефти на 758,7 тыс. тонн. Это ставит под сомнения эффективность применяемой системы организации ремонтных работ в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и требует пересмотра сложившейся в настоящее время системы подземного ремонта. Резервом повышения эффективности работы бригад ПРС является уменьшение непроизводительного времени, ликвидация бездействующего фонда скважин, которая может быть достигнута при применении научно-обоснованной системы технического обслуживания и ремонта скважин.
