и інгібітором солеотложеній, 4% розчином кислоти ефекту не дають. На свердловині відбувається ще 2 - 3 відмови напрацювання з кожним разом збільшується на 15-20 діб. Після цього свердловина виходить на нормальний режим роботи, і яких або відкладень не спостерігається. Необхідно термінове залучення профільних інститутів для визначення причини випадіння солей барію і розробки заходів щодо недопущення таких відмов.
Ще однією проблемою, безпосередньо впливає на напрацювання на відмову, і яка збільшить витрати з видобутку нафти, є винесення пропант з пласта, на свердловинах після проведення ГРП.
Ще однією з найгостріших проблем безпосередньо впливає на напрацювання на відмову і кількість ремонтів, є «чи не герметичність НКТ», по НКТ що має велику напрацювання (нар. НКТ 1387 діб), крім цього з причин неякісного ремонту НКТ проведено 30 ремонтів. Загалом збільшення на 26,5 ремонтів. Проведений аналіз напрацювання НКТ знаходяться в свердловинах показує що, середнє напрацювання однієї НКТ значно перевищує встановлений гарантійний термін експлуатації: для нової НКТ - 730 діб, для ремонтної 470 діб.
З причин пов'язаних з порушенням технології ПРС проведено 63 ремонту, що на 3,5 відмови менше аналогічного показника за 2009 рік.
Фонд свердловин ШГНУ [8,9]
Найбільша кількість відмов ШГНУ сталося з причини стирання НКТ штангами стирання відбуваються на НКТ має напрацювання близько 3 років. З причин пов'язаних з порушенням технології ремонту обладнання проведено 29,5 ремонтів збільшення на 3 ремонту.
Підведення підсумків роботи з механізованим фондом свердловин.
Протягом звітного періоду досягнуто зниження кількості відмов УЕЦН і ШГНУ з вини цехів видобутку. Досягнуто збільшення напрацювання на відмову по УЕЦН на 50 діб в порівнянні з 2009 роком. Допущені ремонти з причини «безконтрольної експлуатації», «неправильний підбір». Необхідно посилити роботу з цехами видобутку в плані підбору глибинно - насосного обладнання. На задовільному технологічному рівні [7,8].
.6 Аналіз ефективності діючої системи підтримки пластового тиску Ван-Еганского родовища
Закачування води в нагнітальні свердловини об'єктів розробки з метою підтримки пластового тиску (ППД) ведеться на родовищі з 1988 року.
З початку експлуатації родовища основним джерелом водопостачання системи ППД була прісна вода, додатковим джерелом стічна вода. У початковий період організації закачування спостерігалося збільшення обсягів закачування прісної води [7,8,9].
Прісна вода подавалася в систему ППД по Низьконапірний магістральному водоводу діаметром 530 мм, товщиною стінки 7 мм. Прісна вода подавалася з Аганского водопідйому.
Після 1991-1992 рр.. стічна вода, у зв'язку із збільшенням обводненості продукції видобувних свердловин, стає основним джерелом водопостачання системи ППД родовища.
Якщо в 1991 році, потрібні обсяги закачування більш ніж на 42% забезпечувалися подтоварной водою, то в 1993 році потреба обсяги закачування на 80% забезпечувалися подтоварной водою. У 2000-2003 рр.. для заводнення пластів стабільно використовували 5,4-6,2 млн. м 3 стічної води. Починаючи з 2004 року, обсяги закачиваемой води значно збільшилис...
