Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Сервис пакерного оборудования при проведении РИР

Затраты на закупку и обслуживание пакерно-клапанного оборудования либо его прокат составляют незначительную долю в общей стоимости (РИР. В то же время некачественный сервис пакеров и последующие их отказы зачастую приводят к существенным затратам на повторные СПО и устранение последствий, которые даже могут превысить плановую стоимость КРС.

В этой связи экономически эффективным подходом видится мониторинг качества ремонта пакеров собственными силами добывающего и нефтесервисного предприятия или переход на услуги по сервису пакерно-клапанного оборудования непосредственно самим производителем этого оборудования.

06.07.2011 Инженерная практика №07/2011
Трифонов Вадим Владимирович Руководитель службы сервисного обслуживания ООО НПФ «Пакер» (2010 г.)

При проведении РИР пакер должен отсекать участки эксплуатационной колонны и пласты, а также изолировать ЭК от вредного воздействия давления. При этом пакер должен быть надежен, извлекаться или разбуриваться (в зависимости от назначения).

Стоимость самого пакера составляет менее 4% стоимости КРС. Однако в случае использования многоразовых пакеров правильнее исходить не из стоимости самого пакера, а из стоимости его использования, которая включала бы его ремонт и амортизацию. С этой точки зрения стоимость пакера составляет порядка 1% стоимости КРС.

В то же время спуск пакера всегда сопровождается рисками возникновения каких-либо осложнений. Так, при стоимости использования пакера порядка 17 тыс. руб. (эта цифра варьируется в зависимости от модификации пакера и продолжительности операции) стоимость повторной СПО по причине его негерметичности будет составлять уже более 100 тыс. рублей. А стоимость ликвидации возможных осложнений может достигать нескольких миллионов рублей.

Пакеры, как и любое другое оборудование, могут отказывать по разным причинам. Опыт изучения сложившегося в российской практике сервиса пакеров в нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаниях

позволяет выявить из их числа несколько основных. Так, во-первых, с целью экономии или по причине незнания специфики ремонта конкретного оборудования своевременно не меняются требующие замены запасные части.

Во-вторых, нередко бывают случаи замены деталей на контрафактные. Причем иногда предприятие, производящее ремонт, об этом даже и не подозревает, так как приобретает запасные части у другого поставщика. В-третьих, и это происходит довольно часто, из-за отсутствия инструментального контроля требующие замены детали пакера не меняются на новые. Ведь в силу специфики многогранного охвата ремонтируемого оборудования ремонтные базы нефтегазодобывающих и нефтесервисных предприятий в России нередко не располагают неразрушающими методами контроля для проведения качественной ревизии и ремонта пакерно-клапанного оборудования. Соответственно не выявляются дефекты оборудования, оно отказывает и заказчик несет затраты.

Наконец, бывают случаи, когда конкретная модель пакера используется не по назначению (вне диапазона области его применения), о чем заказчик иногда узнает только после его отказа.

ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ЭКОНОМИИ

Так стоит ли экономить на ревизии и ремонте пакеров? Чтобы ответить на этот вопрос, необходимо выполнить несколько шагов.

Первое — это взять определенный период, может быть, один квартал, два квартала или год, и постараться наладить учет отказов или повторных СПО, а также осложнений по причине негерметичности пакеров. Сразу скажу, задача эта очень сложная, потому что на сегодняшний день такая статистика в большинстве случаев не ведется.

Далее необходимо подсчитать затраты на дополнительные СПО и другие осложнения за тот же период, произошедшие по причине отказа пакера. Естественно, чем больше период, тем объективность анализа будет выше. В-третьих, нужно подсчитать сложившиеся на предприятии затраты на ремонт пакеров за тот же период.

И четвертый шаг — это определение разницы между возможными затратами на качественный ремонт пакеров и существующими затратами на их ремонт, сложившимися на данном предприятии, за тот же период. Под качественным ремонтом пакеров в данном случае подразумевается ремонт, произведенный согласно руководству по эксплуатации оборудования.

Если затраты на повторные СПО и ликвидацию осложнений по причине отказа пакера за определенный период оказываются меньше разницы между стоимостью качественного ремонта пакеров и фактической

стоимостью ремонтов за тот же период, то это говорит о достаточно высоком уровне качества ремонта пакеров на предприятии. В противном случае стоит серьезно поработать над улучшением качества ремонта пакеров.

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА РЕМОНТА ПАКЕРОВ

Повышение качества ремонта пакеров включает в себя несколько этапов. Прежде всего необходимо определить величину затрат на качественный ремонт пакеров и перераспределить лимит бюджета на КРС, затрачиваемый на оплату повторных СПО и ликвидацию осложнений по причине отказа пакера в пользу ремонта пакеров, так как этот лимит все равно используется непроизводительно.

Далее необходимо оборудовать участки для ремонта пакеров приборами и оборудованием для проведения неразрушающего контроля и гидроиспытаний и обучить персонал технологии ремонта пакеров. А может быть, просто заключить договор со специализированной организацией и не выполнять предыдущие два пункта. В любом случае во главу угла должна ставиться экономика.

Чтобы помочь нефтегазодобывающим и нефтесервисным предприятиям повысить квалификацию персонала по ремонту пакеров, НПФ «Пакер» проводит обучение специалистов заказчиков ревизии и сборкеразборке оборудования на заводе в г. Октябрьском Республики Башкортостан. На 1 апреля 2011 года такое обучение прошли представители 23 нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаний РФ.

СЛУЖБА СЕРВИСА

С целью предоставления качественных услуг с пакерно-клапанным оборудованием в 2008 году в НПФ «Пакер» была создана служба сервисного обслуживания, которая на сегодняшний день состоит из центрального сектора и сервисного центра в г. Октябрьском и региональных сервисных центров в городах Нижневартовск, Нягань (ХМАО), Муравленко, Новый Уренгой (ЯНАО), Лениногорск (Татарстан), а также представительства в Ижевске.

Служба сервисного обслуживания через региональные сервисные центры осуществляет подбор пакерноклапанного оборудования и компоновок к конкретной скважине заказчика, инженерное сопровождение его внедрения в скважине, краткосрочный и долгосрочный прокат или аренду оборудования и его ремонт.

Поставляя свою продукцию более чем в 250 нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаний РФ и стран СНГ, НПФ «Пакер» сегодня работает по сервисным контрактам более чем 30 компаниями. В том числе с такими крупными как «Роснефть», ТНК-ВР, «Газпром нефть», «РуссНефть», Halliburton и др.

Рынок нефтяного сервиса движется в направлении предоставления комплексных услуг, которые позволяют решать задачи заказчиков. Поэтому у нас есть успешные совместные проекты, например с компанией «Новомет-Сервис» (Пермь), в рамках которых внедряются УЭЦН с пакерно-клапанными компоновками, или с инжиниринговой компанией «Инкомп-нефть» (Уфа) по внедрению пакеров с электрокабелем П-ЭГМ и трубкой с целью отвода свободного газа из-под пакера, а также с другими компаниями.

НПФ «Пакер» стремится достигать высоких целей. За годы существования предприятия сделано очень много, но предстоит сделать еще больше, чтобы могли еще более эффективно работать и развиваться наши партнеры (заказчики, поставщики, персонал организации и все, с кем соприкасается в работе наше предприятие).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Вадим Владимирович, правильно я понимаю, что можно заключить договор, в рамках которого при нашем КРС будет работать ваш специалист, который будет отвечать за посадку пакера и его работоспособность?
Вадим Трифонов: Да, у нас есть пакермены и НПФ «Пакер» оказывает услуги по инженерному сопровождению внедрения пакеров, а также установке пакерно-клапанных компоновок в скважину. В региональных сервисных центрах работают пакермены, выезжающие на скважины, слесари, производящие ревизию и ремонт пакерно-клапанного оборудования, водители, а также руководители сервисных центров — грамотные специалисты, имеющие большой опыт в нефтяной промышленности, знающие и способные решать проблемы заказчиков.
Вопрос: Договор заключается в г. Октябрьский или по месту нахождения вашего сервисного центра?
В.Т.: Все договоры заключаются с головным предприятием в г. Октябрьский, но это никоим образом не увеличивает сроки — данная процедура отработана достаточно хорошо.
Вопрос: У нас есть интервал перфорации, и мы видим, что низ водонасыщенный и из него поступает вода. Можем ли мы поставить пакер в интервале перфорации, чтобы мы могли обработать только нижнюю часть пласта?
В.Т.: Как завод-производитель и предприятие, которое дает гарантию на свою продукцию, мы со стандартной продукцией так делать не рекомендуем. В то же время, по пакерам-ретейнерам у нас есть такая успешная практика, когда в протяженном интервале перфорации были установлены пакеры-ретейнеры, и заливкой тампонажного материала отсекался нижний участок интервала перфорации. Но это относится только к пакерам-ретейнерам.
Вопрос: Следует ли проводить ГИС перед посадкой пакера?
В.Т.: Однозначного ответа я дать не могу, да его, наверно, и нет. Могу привести один случай из практики. В одной компании мы начали внедрять автономные двухпакерные компоновки для длительной селективной изоляции интервалов нарушения, и на каком-то этапе заказчик сказал: «Давайте геофизику по определению состояния стенки ЭК (толщиномер, дефектоскоп, профилемер) проводить не будем, т.к. это приводит к дополнительным расходам. У нас есть данные СТД-термометра, то есть мы знаем интервалы нарушений ЭК, знаем, на какой глубине расположены муфты ЭК по ГК, ЛМ, и будем устанавливать верхний пакер выше нарушения на 20 м, а нижний — на 20 м ниже, то есть между пакерами будет расстояние 40 м». Внедрили одну, вторую, третью, четвертую компоновку — и через несколько месяцев на одной из скважин, где была внедрена компоновка, быстро увеличился процент обводненности. Мы извлекаем компоновку, прописываем геофизику, видим нарушение ЭК выше верхнего пакера.
То есть в процессе эксплуатации открылось новое нарушение ЭК над компоновкой, а так как установка пакеров велась не на основании данных о фактическом состоянии стенки ЭК, то вероятность появления данной ситуации кратно увеличилась. После этого случая, произведя оценку рисков, стали прописывать дефектоскоп, профилемер в интервале ЭК, где предполагалась установка компоновки. По результату анализа данных геофизических исследований расстояние между пакерами стало увеличиваться вместо прежних 40 до 50–60 м, а в некоторых скважинах и до 400 м, и 500 м. Это связано с тем, что, как правило, сама ЭК напротив водоносного пласта корродированна в интервале не на одну-две трубы, а на достаточно протяженном участке. Но результат данного мероприятия выразился в снижении конечных эксплуатационных затрат.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Использование углеводородных композиций ПАВ для ограничения водопритоков и увеличения продуктивности добывающих скважин
Опыт и перспективы применения новых технологий горизонтального бурения в ОАО «Сургутнефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2019

Инженерная практика

Выпуск №08/2019

Механизированная добыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура
Защита внутрискважинного оборудования и трубопроводов от воздействия коррозии и других осложняющих факторовВнутрискважинные компенсаторы реактивной мощностиЦифровые тренажерные комплексы для оптимизации эксплуатации скважинГидромеханическая насадка для ликвидации гидратно-парафиновых пробок в НКТПовышение качества замеров АГЗУИнтенсификация массообменных процессов при обессоливании нефти
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд – 2019
X Юбилейная производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2019

19-20 ноября 2019 г., г. Москва
Задача Юбилейной Конференции состоит в анализе и обмене опытом лучших практик, которые зарекомендовали себя как экономически и технически эффективные для эксплуатации осложненного фонда скважин с различными скважинными и инфраструктурными условиями. Обсуждение наилучших технологий и оборудования, показавших свою эффективность в последние годы, будет дополнено планами по реализацию мероприятий при работе с осложненным фондом в ближайшем будущем. Основной акцент в этом году буден сделан на работу с фондом, осложненным солеотложением и АСПО. Кроме того, планируется обсудить вопросы по кабельной продукции, используемой при работе на осложненном фонде. Итоги работы Конференции будут опубликованы в одном из выпусков журнала «Инженерная практика». С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию как руководителей, сотрудников управлений добычи нефти и газа, так и специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем эффективности геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин. В Конференции также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов и программного обеспечения и других заинтересованных предприятий и организаций.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

18-22 ноября 2019 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг-курс будет проводиться в рамках авторского курса С. Балянова.