Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей углеводородов, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов.

Согласно технологической схемы Ван-Еганское месторождение должно было разбуриваться 8 сетками скважин. Однако на данный момент пробурено только 3 сетки. Этаж нефтеносности составляет 53 продуктивных горизонта значительная часть которых оказывается незадействованными.

При этом многие скважины эксплуатируются с обводненностью 90% и более. Проблема очень актуальна на месторождении, разрабатываемого с применением заводнения для поддержания пластового давления, особенно при наличии хорошей гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин.

Таким образом, ремонтно-изоляционные работы являются неотъемлемой частью мероприятий, проводимых нефтедобывающими предприятиями на поздней стадии разработки месторождении. Во многих случаях современные технологии ограничения водопритоков позволяют решить возникшие проблемы.

Повсеместное использование для водоизоляционных работ цементных растворов как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за их физико-химических свойств. К ним относятся низкая фильтруемость вследствие их дисперсности, высокая плотность, которая может вызвать поглащение цементных растворов и гидроразрыв пласта, высокая фильтратоотдача, низкая механическая и ударная прочность, низкая карозионная стойкость и др.

Среди существующих методов изоляции водопритоков огромный потенциал применения имеют технологии селективной изоляции воды, поскольку большинство старых месторождений характеризуется наличием зон с низкой степенью выработки запасов и высокой обводненностью продукции.

Проблема ограничения прорыва подошвенной или закачиваемой воды в добывающих скважинах является актуальнейшей задачей, в связи с ежегодным ухудшением структуры сырьевой базы и состояния фонда добывающих скважин.

В тоже время применяемые технологии водоизоляции на основе различных вязкоупругих, гелеобразующих, эмульсионных, биополимерных составов по ряду объектов зачастую не полностью решают задачи устойчивого во времени отсечения водопритоков в добывающих скважинах. Это связано в первую очередь с значительной деструкцией полученных систем во времени в зависимости от температуры и достаточно больших величин скоростей фильтрации в ПЗС при создаваемых депрессиях.

Дипломный проект выполнен в соответствии с «Методическими указаниями…» [1], «Правилами…» [2], «Правилами…» [3] и «Классификатором…» [4].

Общая часть

Характеристика района работ

В административном отношении Ван-Еганское месторождение размещается на территории Гослесфонда Радужинского лесничества Мегионского лесхоза Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты - г. Радужный расположен в 35 км к северо-востоку от месторождения, пос. Варьеган (40 км к западу от месторождения) и г. Нижневартовск (75 км к юго-западу от месторождения) (рис. 1.1). Географо-экономические условия ведения работ представлены в таблице 1.1. [1,5].

Таблица 1.1. Географо-экономические условия ведения работ

Геологический разрез Ван-Еганского месторождения является типичным для Нижневартовского района и представлен мощной (более 3000 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского (палеозойского) фундамента [1,5].

Последний вскрыт разведочной скважиной №116 на глубине 3092-3251 м, в верхней его части выделяется кора выветривания мощностью до 45 м. Выше залегают песчано-глинистые отложения юрского возраста (тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты). Меловая система представлена отложениями мегионской, вартовской, алымской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше меловых залегают глинисто-песчаные отложения поленгена и завершают разрез четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности олигоцена [1,6].

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика пластов Ван-Еганского месторождения представлены в таблице 2.1 - 2.2 [1,5,6].

Таблица 2.1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов

Таблица 2.2. Литологическая характеристика разреза скважины

2.3 Сведения о физико-механических свойствах горных пород по разрезу скважины, давлениях и температуре по разрезу скважины

Коллекторы пласта представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт характеризуется высокими значениями песчанистости (0,76) и расчлененности (5,7), отсутствием в половине скважин глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными коллекторами [1,5].

Пористость горных пород варьируется в пределах - 17-24%; плотность - 2100-3100 кг/м³; проницаемость - 0,234 - 0,844 *10^-12 м²; твердость - 14-230 МПа; разрез представлен мягкими и средними породами.

Сведения о физико-механических свойствах горных пород, давлениях и температуре по разрезу скважины приведены в таблицах 2.3-2.4 [1,5].

Физико-химические свойства пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов Ван-Еганского месторождения изучены по результатам экспериментальных исследований образцов 108 глубинных проб из 55 скважин. В целом по месторождению изученность пластовых флюидов можно считать близкой к оптимальной [1,5,6].

Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ВПП - 300 и ПД - 3М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. Лабораторный анализ глубинных проб выполнялся на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН и АСМ - 300.

Пласт БВ10¹. Залежь пласта БВ10¹ охарактеризована глубинными и поверхностными пробами из скважин 702П, 707Р, 39. Величина пластового давления колеблется в диапазоне 23,8-24,6 МПа, пластовая температура +71 ^оС. Давление насыщения нефти газом определено равным 9,6 МПа. Газосодержание при условии промысловой сепарации изменяется от 83,0 до 96,9 м³/т и в среднем составляет 88,9 м³/т. Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании равен 1,173. Плотность пластовой нефти 825 кг/м³, плотность товарной нефти при условии дифференциального разгазирования 830 кг/м³. Вязкость пластовой нефти 1,32 мПа с [5,6].

Компонентный состав газа после однократного разгазирования следующий: содержание углекислого газа колеблется в пределах 0,03 - 0,46% мольных и в среднем составляет 0,22% мольных. Мольная доля азота равна 2,33, метана 60,60%. Плотность газа 1065 кг/м³, относительная плотность по воздуху 0,884 доли единиц.

Компонентный состав нефти определялся методом жидкостной хроматографии, молярная доля углекислого газа в пластовой нефти составляет 0,06%, азота - 0,50% [5].

Таблица 2.3. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 2.4. Градиенты давлений и температура по разрезу

Молекулярная масса пластовой нефти 157,25. Содержание метана 25,02% мольных. Геологический разрез Ван-Еганского месторождения представлен на рисунке 2.2. Характеристика пластов по нефтеносности представлена в таблице 2.5 [1,5,6].

Коллекторы, содержащие пластовые воды представлены терригенными горными породам. Пластовые воды гидрокарбонатонатриевые и хлоркальциевые минерализация от 14 до 40,0 г/л. Плотность воды варьируется в пределах от 1000 до 1024 кг/м³. Промышленная добыча пластовых вод не используется. Воды характеризуются большим содержанием анионов CL (40-60 (мг/л)) и катионов Na⁺К⁺¹ (17-35 (мг/л)). В качестве источника питьевого водоснабжения не используются. Водоносность представлена в таблице 2.6 [1,5].

2.6 Возможные осложнения при бурении скважин

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором, обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины [4].

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Ван-Еганское месторождение отрыто в 1974 году в районе Тюменской группы месторождений и в 1978 году введено в пробную эксплуатацию; промышленная разработка начата в 1986 году [1,6,7].

С 1991 года эксплуатация Ван-Еганского месторождения осуществляется на основании «Технологической схемы разработки…», утвержденной протоколом ЦКР МНП №1392 от 28.11.1990 года по варианту 6 со следующими основными принципиальными положениями [6]:

- выделение 11 основных эксплуатационных объектов (пласты А1², А5, А7, Б3, Б4, Б5, Б6, Б7, Б8^0-1, Б8², Ю1¹⁺²) в том числе три возвратных - пласты А5, А7, Б5;

- разработка объектов А1², Б7, Б8² на упруго-водонапорном режиме. По остальным объектам применение развивающейся системы разработки - приконтурное заводнение (в сочетании с барьерным заводнением по объекту Ю1) с последующим переходом на блоковую трехрядную систему. На поздней стадии разработки переход на площадную семиточечную систему (пласты А5, Б3, Б4, Б6, Ю1¹);

- разбуривание основных объектов осуществляется от центральной части к северу и югу; бурение проектных скважин возвратных объектов осуществляется до нижележащих пластов; скважины пластов А5, А7 на первой стадии эксплуатируются на пласте Б4, скважины пласта Б5 эксплуатируются (в центральной части в контуре пласта Б7) на пласте Б7, в остальной части на пласте Б6;

- общий проектный фонд составляет 1550 скважин, в том числе 618 добывающих (588 нефтяных и 30 газодобывающих), 480 нагнетательных, 14 газоводонагнетательных, 310 резервных и 128 скважин опытно-промышленных участков. Проектные скважины размещаются по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

По результатам ГИС и испытания транзитных скважин предусматривается размещение 10 - 12 проектных скважин на пласт БВ8⁰.

По второстепенным объектам предусмотрен следующий порядок и объемы разбуривания [6]:

- по объекту ПК1-2 предусмотреть бурение 10 элементов девятиточечной системы (36 добывающих 10 нагнетательных скважин) в 1996-1998 годах, проведение работ с применением паротепловых обработок призабойных зон в сочетании с паротепловым термощелочным воздействием на пласт;

- по объекту ПК6-7 предусмотреть бурение обращенного семиточечного элемента площадной системы с расстоянием между скважинами 400 м. и контрольную скважину в приделах элемента (7 добывающих и 1 нагнетательная) в 1991-1992 годах. Две скважины (№№930, 932) бурить в приделах объекта горизонтальными скважинами. Провести термогазохимическое воздействие не менее, чем на двух скважинах. В двух скважинах провести закачку растворителя (дегазированную нефть меловых отложений, ШФЛУ);

- по объекту ПК14 предусмотреть бурение 4 скважин в 1991-1992 годах. Опытная эксплуатация скважин №№900, 148б, проведение на них комплекса гидродинамических исследований, отбор глубинных и устьевых проб жидкости. На скважинах №№920, 921, 922 провести отработку способов изоляции подошвенной воды;

- по объекту АВ1¹ предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная) в 1992-1993 гг.;

- по объекту АВ3 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации пяти добывающих скважин в 1991-1992 гг.;

- по объекту БВ10² предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);

- БВ10² предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 20 скважин (18 добывающих и 2 нагнетательных);

- по объекту БВ11 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);

- по объекту БВ16-21 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 18 скважин (16 добывающих и 2 нагнетательных).

Согласно технологической схемы, в разработку должно быть вовлечено 149,7 млн. т. балансовых запасов нефти, принятый конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,426, извлекаемые запасы - 63,7 млн. т.

В 2007 году протоколом №565 ТО ТКР по ХМАО на период 2007-2009 гг. утвержден «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (группы пластов АВ, БВ и ЮВ)», в котором выполнен анализ текущего состояния разработки, анализ выполнения проектных решений и решений ТКР ХМАО, даны рекомендации по эксплуатации месторождения на период до утверждения новой «Технологической схемы…» [7].

В новом проектном документе основные проектные решения «Технологической схемы…» 1990 года остались без изменения. Были внесены корректировки по проектным объемам бурения, а также по применению новых технологий заканчивания скважин при эксплуатации пластов (бурение горизонтальных скважин и вторых горизонтальных стволов).

Утвержденный третий вариант предусматривает [7]:

- бурение 41 наклонно-направленной скважины;

- бурение 56 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м;

- 376 переводов скважин (КР-9);

- 75 мероприятий по гидроразрыву пласта (КР 7-2, КР 7-3);

- бурение вторых горизонтальных стволов (КР - 6) с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м. - 32 шт. на действующем фонде и 43 шт. на переводимом фонде.

- уровни добычи нефти на трехлетний период:

2258,3 тыс. т в 2008 г.;

2213,4 тыс. т в 2009 г.;

2289,1 тыс. т в 2010 г.

Для увеличения нефтеотдачи пластов запланировано применение технологий по закачке химреагентов по выравниванию профиля приемистости. Для их адаптации к конкретным условиям следует провести опытно-промышленные работы на различных объектах. Это позволит выявить особенности применения каждой из технологий и определить наиболее оптимальные условия их использования. По результатам ОПР может быть проведена корректировка намеченных мероприятий и учтена в последующих проектных документах [7].

В 2008 году выполнена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов Ван-Еганского месторождения», протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 года, в котором предложены варианты опытно-промышленной эксплуатации участка пластов БВ10. Приняты следующие проектные решения [8]:

- предусматривается бурение 2 добывающих скважин, которые исследуются и находятся в пробной эксплуатации в течении года;

- через год бурятся 2 нагнетательные скважины сложного профиля, в которые в течение 7 лет закачивается вода с температурой 200^оС, за тем оторочка проталкивается по пласту холодной водой;

Максимальные уровни за срок опытно промышленных работ:

- добыча нефти 60,6 тыс. т.;

- добыча жидкости 130,9 тыс. т;

- закачка рабочего агента 148,0 тыс. м³;

- фонд скважин в пределах участка ОПР 5 ед. в т.ч.:

- добывающих - 3;

- нагнетательных - 2;

- фонд скважин для бурения 4 ед. в т.ч.:

- добывающих - 2;

- нагнетательных - 2;

В 2008 году выполнен «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов ПК3-21 покурской свиты в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)», протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №811 от 18.07.2008 года, в котором проведен анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации и выполнения проектных решений «Тех. схемы…» 1990 года. Принят 1 вариант со следующими показателями [7]:

- режим разработки по все объектам с заводнением;

- максимальные уровни:

добыча нефти - 2410,9 тыс. т/год;

добыча жидкости - 6864,8 тыс. т/год;

закачка воды - 7920,6 тыс. м³;

добыча газа - 99,3 млн. м³.

- фонд скважин за весь срок разработки:

фонд скважин всего - 613 скв;

- фонд скважин для бурения:

фонд скважин всего - 559 скв;

Таким образом, действующими проектными документами являются: «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты группы АВ, БВ, ЮВ)» протокол №565 ТО ТКР по ХМАО от 27.01.2007 г., «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка залежи пластов БВ10 Ван-Еганского месторождения» протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 года, «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов БВ в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)» протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №811 от 18.07.2008 года.

По состоянию на 01.01.2010 года накопленная добыча нефти по месторождению составила 40147,461 тыс. т, что составляет 15% от начальных извлекаемых запасов категории В+С1 (без учета пластов группы ПК).

Основная часть накопленной добычи нефти приходится на пласт БВ8² и составляет 14% от всей добытой нефти; по другим пластам добыча в процентном отношении составила: БВ6 - 13,6%, БВ3 - 12,9%, АВ7⁰ - 12,5%, БВ5 - 10,3%, АВ1² - 7,9%, БВ4 - 6,5%, ЮВ1^1-2 - 6,1%, БВ7 - 6,0%, БВ10¹ - 3,6%, АВ6 - 2,4%. Суммарная накопленная добыча по остальным объектам составляет 4,2%.

В 2009 году было добыто нефти 1941,232 тыс. т, жидкости 20046,406 тыс. т. Распределение годовой добычи по пластам следующее: АВ1² - 16,9%, БВ3 - 15,9%, АВ7⁰ - 12,7%, БВ6 - 10,5%, БВ5 - 8,2%, ЮВ1^1-2 - 7,9%, БВ10¹ - 4,7%, АВ6 - 4,3%, БВ10² - 4,1%; БВ4 - 3,8%, АВ1¹ - 2,9 [8].

По остальным пластам суммарный отбор составляет 8,1%.

Коэффициент извлечения нефти за 2009 год составил 0,165. Средний дебит по нефти составил 21,9 т/сут, по жидкости 225,8 т/сут.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки Ван-Еганского месторождения за 2008, 2009 и 2010 годы приводится на рисунке 3.1, на рисунке 3.2. приведены характеристики вытеснения по объекту БВ10².

Годовая добыча нефти по месторождению на протяжении рассматриваемого периода - с 2008 по 2010 г. Находиться в пределах проектных данных [8].

3.2 Анализ состояния разработки месторождения и эксплуатационного фонда скважин

По состоянию на 01.01.2010 г. эксплуатационный фонд Ван-Еганского месторождения составил 322 скважин, в том числе фонтанных - 60, оборудованных электроцентробежными насосными установками (УЭЦН) - 220, установками электропогружных насосов американской фирмы «Centrilift» - 17, фирмы REDA-6, фирмы ESP-8, внутрискважинным газлифтом (ВСГ) - 1, бескомпрессорным газлифтным способом (БКГ) - 7, штанговыми винтовыми насосами (ШВН) - 3 скважины [8].

Действующий фонд фонтанных скважин на месторождении составляет 16 скважин, остальные скважины находятся в бездействии. Фонтанная эксплуатация производится по 2,5» лифтовым колоннам насосно-компрессорных труб, спускаемых на глубину от 2201 м до глубин интервала перфорации. Регулирование отборов производится с помощью устьевых штуцеров диаметром 7-25 мм.

Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. БВ по нефти составил 25 т/сут., по жидкости - 180,6 м³/сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 86% [8].

Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. ЮВ по нефти составил 43,5 т/сут., по жидкости - 62,5 м³/сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 15,2%.

Действующий фонд скважин, оборудованных отечественными электроцентробежными насосами, составляет 193 скважины. Для подъема жидкости на поверхность применяется отечественное и импортное добывное оборудование. Применяются насосы производительностью 18-700 м³/сут и напором 700-2300 м.

Из импортного оборудования применяются электропогружные насосы американской фирмы «Centrilift» типа FC 160-1200, FC 290-1200, FC 300-1450. Тип применяемых насосов фирмы ESP - TD 3000, TD 4300, фирмы REDA-DN 4300.

В целом по месторождению 21% фонда скважин оборудовано насосами низкой и средней производительности 18-80 м³/сут. Из них 4.7% скважин пласта гр. ПК, 9,8% скважин пласта гр. АВ, 7,8% скважин пласта гр. БВ, 2,1% скважин пласта гр. ЮВ [8].

Высокопроизводительным насосным оборудованием оснащено 38% действующего фонда скважин. Из них 4,7% скважин пласта гр. ПК, 15,5% скважин пласта гр. АВ, 23,3% скважин пласта гр. БВ, 1% скважин пласта гр. ЮВ.

Графически распределение скважин по типоразмерам насосов представлено на рис. 3.3 [8].

Максимальное количество электроцентробежных скважин (29%) обору-дованых насосами типа УЭЦН производительностью 400-500 м³/сут. и напором 700-2300 м. Импортными насосными установками оборудовано 13% скважин, в т.ч. 50% скважин пласта гр. АВ, 43,3% скважин пласта гр. БВ [8].

Насосным оборудованием производительностью 125-250 м³/сут. оборудовано 27% скважин, 2.6% скважин пласта гр. ПК, 8,8% скважин пласта гр. АВ, 18,7% скважин пласта гр. БВ, 1% скважин пласта гр. ЮВ [7,8].

Внедрение импортного добывного оборудования на Вань-Еганском месторождении было начато в 1998 г. По контракту было закуплено 34 погружных установок американской фирмы «Centrilift» в коррозионно-стойком исполнении.

Оборудование было изготовлено для условий эксплуатации скважин с высоким содержанием песка. Содержание мехпримесей в продукции скважин, находящихся в эксплуатации составляло 13-801 мг/л.

Опыт насосной эксплуатации скважин на месторождении показал достаточно высокую надежность импортных установок, за период эксплуатации межремонтный период (МРП) составил до 1011 суток и выше.

По технологическим режимам эксплуатации скважин, глубина спуска УЭЦН составляет по пластам 500-1500 м, средняя величина динамического уровня колеблется в пределах 245-1235 м. Средняя глубина погружения насоса под динамический уровень по пластам составляет 265-555 м [7,8].

Причины простоя и бездействия скважин.

На дату проведения анализа работы скважин, в простое находились 12 скважин, в бездействии - 70 скважин. В простое находились 11 скважин, оборудованных электропогружными установками, одна скважина с БКГ [7,8].

Простои скважин в текущем месяце, декабре 2010 г. были обусловлены следующими причинами: сменой насоса (50%), ГДИ (16,7%), изоляцией контурных вод (8,3%), проведением комплексного ОПЗ (8,3%), ГРП с возвратом (8,3%), обводнением (8,3%).

Анализ показал, максимальное количество простоев скважин связано с причиной снижения изоляции до нуля (53,2%).

С причиной отсутствия подачи связано-17%, оптимизацией с увеличением типоразмера насоса - 8,5%, заклиниванием насоса - 6,4%, из-за обводненности - 4,3%, заколонными перетоками - 2,1%, неисправностью струйного насоса -2,1%, ожиданием возврата (приобщения) - 2,1%, остановкой по геологическим причинам-2.1% и снижением дебита жидкости - 2,1% [7,8].

Время простоя соответственно по вышеизложенным причинам составило:

· снижение изоляции до нуля - 122,5 сут. (25 случая);

· отсутствие подачи - 65 сут. (8 случая);

· оптимизация с увеличением типоразмера насоса - 26 сут. (4 случая);

· заклинивание насоса - 10,5 сут. (3 случая);

· простои из-за обводненности - 44 сут. (2 случая);

· заколонные перетоки - 21 сут. (1 случай);

· неисправности струйного насоса - 11 сут. (1 случай);

· ожидания возврата (приобщения) - 23 сут. (1 случай);

· остановки по геологическим причинам - 27 сут. (1 случай);

· снижения дебита жидкости - 6,5 сут. (1 случай).

В среднем период одного простоя скважины по причинам простоя составил [7,8]: