ідсутність чітко розписаної технології глушіння свердловин, з дотриманням усіх вимог, що пред'являються до рідин глушіння, а також недостатньо кваліфікованого виконання самого технологічного процесу по глушіння свердловин безпосередніми виконавцями, що знижує ефективність робіт, про це було зазначено вище. У цьому плані, необхідно вирішувати проблему розробки спеціального регламенту з глушіння свердловин із застосуванням більш прогресивних технологій із збереженням природних колекторських властивостей порід продуктивного пласта;
. Значна кількість продуктивного часу при ВРХ втрачається на ліквідацію аварій, допущених в ході проведення ремонтних робіт, є високий рівень зносу бурильних івисаджених насосно-компресорних труб, що використовуються переважно в якості технологічної підвіски, через недостатню роботи з підготовки технологічних труб до роботи, з проведенням відповідних заходів щодо забезпечення їх якості. При обстеженні голови аварійної НКТ, стороннього предмета або місця порушень (обрив, зсув, порив і т.д.) в експлуатаційній колоні, недостатньо використовується комплекс методів визначення характеру їх порушення із застосуванням різних видів печаток (конусні, об'ємні);
. В даний час, в системі АТ Мангістаумунайгаз raquo ;, для обстеження стану штучного забою і стовбура в експлуатаційній колоні використовують в єдиному варіанті, плоскодонну свинцеву печатку, що не завжди ефективно у виборі необхідного варіанта методу ліквідацій аварії;
. Як було зазначено вище, однією з причин в настільки високого рівня зносу бурильних труб і НКТ є масове застосування роторного способу буріння при проведенні різних технологічних процесів у ремонтних роботах. Застосування механічних роторів у ВРХ з обертанням бурильної колони сприяє швидкому руйнуванню гирлового встаткування, зносу обсадних труб складових експлуатаційну колону і зносу обертових частин самого механічного ротора, при постійній нестачі їх (простої в ВРХ в очікуванні механічних роторів становлять щорічно більше 1000 год). НГВУ стикаються з проблемами зносостійкості різьблення ніпельної частини НКТ. При цьому виникає необхідність багаторазового підйому, розгвинчування і свинчивания різьбового з'єднання НКТ-муфта. За даними нафтопромислової статистики 50-55% відмов НКТ (80% загального числа свердловинного устаткування) пов'язані з різьбовими з'єднаннями. В даний час виробники НКТ забезпечують, в кращому випадку до шести свинчивании-нагвинчуванні різьбових з'єднань, після чого, внаслідок зносу ніпельної частини, виріб вибраковується.
. Через відсутність контролю за станом робіт механічних роторів (немає манометрів, тахометрів), недостатньо використовується моторесурси їх, не забезпечується оптимальний режим технологічного процесу (низька механічна швидкість буріння, мала ефективність ловильних робіт і т. Д.) Зазначені вище фактори, також сприяють у збільшенні терміну тривалості ремонтних робіт, часом до залишення свердловин на не завершений фонд, не забезпечивши (не досягнувши) цілі робіт, втративши величезний час витрат.
1.3.6 Роботи при ВРХ з інтенсифікації видобутку нафти
Обробка привибійної зони пласта (ОПЗП)
Загальні положення:
. ОПЗП проводять на всіх етапах розробки нафтового родовища для відновлення та підвищення фільтраційних характеристик ПЗП з метою збільшення продуктивності видобувних і прийомистості нагнітальних свердловин.
. Вибір способу ОПЗП здійснюють на основі вивчення причин низької продуктивності свердловин з урахуванням фізико-хімічних властивостей порід пласта колектора і насичують їх флюїдів, а також спеціальних гідродинамічних і геофізичних досліджень з оцінки фільтраційних характеристик ПЗП.
. ОПЗП проводять тільки в технічно справних свердловинах, за умови герметичності експлуатаційної колони і цементного кільця, підтвердженої дослідженнями згідно з розділом Дослідження свердловин цього регламенту.
. Технологію і методичність проведення робіт по впливу на ПЗП обґрунтовує геологічні та технологічні служби НГВУ Жетибаймунайгаз raquo ;, відповідно до проекту розробки родовища, діючими інструкціями (РД) і справжнім регламентом по окремих видах ОПЗП з урахуванням техніко-економічної оцінки їх ефективності.
. Одноразове і багаторазове впливу на ПЗП виробляють в наступних випадках:
- в однорідних пластах, розділених перемичками, товщиною до 10 м при коефіцієнті охоплення відбором (нагнітанням) понад 0,5 виробляють одноразове вплив.
у випадках, коли відбором (нагнітанням) охоплені не всі пропластки і при коефіцієнті охоплення менше 0,5 здійснюють багаторазове (поінтервального) дія з використанням тимчасово блокуючих (ізолюючих) матеріалів або обладнання.
...
