Виды капитального ремонта скважин


Виды ремонтов скважин (нефтяных)

Виды ремонтов нефтяных и газовых скважин

В соответствии с «Правилами ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) составлен классификатор ремонтных работ в скважинах. Он систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ.

1.1.Видами ремонтных работ различного назначения являются:

  • Капитальный ремонт скважин;
  • Текущий ремонт скважин;
  • Скважино-операциия по повышению нефтеотдачи пластов и производительности скважины.

1.2.Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно:

-восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементированного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;

-ликвидация аварий;

-спуск и подъём оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;

-воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами;

-зарезка боковых стволов и продавка горизонтальных участков в продуктивном пласте;

-изоляция одних и приобщение других горизонтов;

-исследование скважины;

-ликвидация скважины.

1.3.Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.

1.4.Скважино-операцией  ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти является комплекс работ осуществления технологических процессов по воздействию на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.

1.5.Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации или другими специализированными организациями от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

1.5.1.Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то не зависимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

1.6.Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

1)с помощью специально спускаемой колонны труб;

2)путём закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

3)на кабеле или на канате.

Планирование и учет по каждому виду ремонта отдельной строкой, обозначая каждый из них соответствующим индексом:

КР1-2 – отключение отдельных пластов с установкой подъёмника;

КР1-2/БПГ – отключение отдельных пластов закачкой тампонажных материалов с устья без установки подъёмника (гидравлический способ)

КР1-2/БПК – отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле без установки подъёмной мачты через стационарно спущенный лифт (канатно-кабельный способ).

1.7.Комплекс технологических работ, включающий в себя несколько видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1 формы учета суммой их шифров.

Все виды капитального и текущего ремонтов, в пределах одного скважино-ремонта, включается в форму учёта капитального ремонта скважины по схеме:

ТР4-1 (смена насоса) + ТР4-6 (опрессовка НКТ) + ТР4-7 (пропарка НКТ).

КР – капитальный ремонт;

ТР – текущий ремонт;

ПНП – повышение нефти отдачи пластов;

НКТ – насосно-компрессорные трубы;

УЭЦН – установка погружного центробежного электронасоса;

УЭДН – установка погружного электродиафрагменного насоса;

УЭВН – установка погружного электровинтового насоса;

ШГН – штанговый глубинный насос;

УШВН – установка штангового винтового насоса;

ГПН – гидропоршевый насос;

ПАВ – поверхностно-активное вещество;

ГПП – гидропескоструйная перфорация;

ГРП – гидроразрыв пласта;

ГГРП – глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта;

ОРЗ – оборудование раздельной закачки;

ОРЭ –оборудование раздельной эксплуатации;

ВС – вертикальная скважина;

НС – наклонная скважина;

ГС – горизонтальная скважина;

ПЗП – призабойная зона пласта;

КЗП – комплект защиты пласта;

ОПЗ – обработка призабойной зоны пласта;

ВИР – водоизоляционные работы;

ИПТ – испытатели пластов;

КИИ – комплекс испытательных инструментов;

БПГ – без подъёмника гидравлическим способом;

БПК – без подъёмника канатно-кабельным способом.

3.1.Капитальный ремонт скважин

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1.4.

Таблица 1.4.

Виды капитальных ремонтов скважин

Шифр

Виды работ

по капитальному ремонту скважин

Технико-технологические

требования к сдаче

1

2

3

КР1

Ремонтно-изоляционные работы

КР1-1

Отключение отдельных интервалов и пропластков объекта эксплуатации.

Выполнение запланированного объёма работ. Прекращение притока флюидов. Прекращение или снижение обводненности продукции.

КР1-2

Отключение отдельных пластов.

Выполнение запланированного объёма работ. Отсутствие приёмистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а)

КР1-3

Восстановление герметичности цементного кольца.

Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Прекращение или снижение обводненности продукции, межпластового перетока флюидов при сокращении или увеличении дебита нефти.

КР1-4

Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонной, кондуктором.

Отсутствие нефтегазоводопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца, в необходимом интервале, промыслово-геофизическими исследованиями. 

КР2

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

КР2-1

Устранение негерметичности тампонированием

Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.

КР2-2

Устранение негерметичности установкой пластыря.

Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.

КР2-3

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной  колонны меньшего диаметра.

Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР2-4

Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны.

Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке. Прохождение шаблона до проектной глубины.

КР2-5

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом

Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.

КР3

Устранение аварий допущенных в процессе

эксплуатации или ремонта

КР3-1

Извлечение оборудования из скважины после аварии, допущенной в процессе эксплуатации

Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером

КР3-1.1

Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии в процессе эксплуатации

Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером

КР3-1.2

То же УЭДН

То же.

КР3-1.3

То же УЭВН

То же.

КР3-1.4

То же ШГН

То же.

КР3-1.5

То же УШВН

То же.

КР3-1.6

То же НКТ

То же.

КР3-1.7

То же пакер

То же.

КР3-1.8

Ликвидация аварии из-за коррозионного износа НКТ

Выполнение запланированного объёма работ. Прохождение шаблона до установленной глубины

КР3-1.9

Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов

То же

КР3-1.10

Ревизия и замена глубинного оборудования

Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление продуктивности (приёмистости) скважины.

КР3-1.11

Замена устьевого оборудования.

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР3-1.12

Восстановление циркуляции при спущенной в скважину УЭЦН, УЭВН, УЭДН (размыв парафиногидратных пробок в эксплуатационной колонне и НКТ).

Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР3-1.13

То же ШГН (УШВН)

То же

КР3-1.14

То же НКТ

То же

КР3-1.15

Промывка забоя скважины

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР3-2

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность эксплуатационной колонны и

прохождение шаблона до проектной глубины.

КР3-3

Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов.

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность эксплуатационной колонны и

прохождение шаблона до проектной глубины.

КР3-4

Очистка забоя и ствола скважины от парафиногидратных отложений, солей, песчаных пробок.

Выполнение запланированного объёма работ.

Прохождение шаблона до необходимой глубины.

КР3-5

Ликвидация аварий допущенных в процессе ремонта скважин.

Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварии.

КР3-6

Восстановление циркуляции (размыв парафиногидратных пробок) в эксплуатационной колонне и НКТ)

Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования

КР3-7

Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе ремонта скважины.

Достижение цели,  оговоренной в технологическом плане ликвидацию аварии.

КР3-7.1

Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии, допущенной в процессе ремонта скважины.

То же

КР3-7.2

То же УЭДН

То же

КР3-7.3

То же УЭВН

То же.

КР3-7.4

То же ШГН

То же.

КР3-7.5

То же УШВН

То же.

КР3-7.6

То же НКТ

То же.

КР3-7.7

То же пакер

Достижение цели, оговоренной в технологическом плане ликвидацию аварии.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР4

Переход на другие горизонты и приобщение пластов

КР4-1

Переход на другие вышележащие и нижележащие горизонты

Выполнение запланированного объёма работ, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока.

КР4-2

Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом, с увеличением диаметра или глубины.

Получение притока из приобщённых интервалов с сохранением притока из раннее работавших.

КР4-3

Приобщение дополнительного количества пластов дострелом для совместной эксплуатации

Получение притока из приобщённых интервалов с сохранением притока из раннее работавших.

КР5

Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, КЗП,

пакеров-отсекателей в скважинах

КР5-1

Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей.

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объёмов закачки воды.

КР5-2

Внедрение и ремонт установок систем комплексов защиты пласта типа КЗП-140, КЗП-146, КЗП-168 и др.

Выполнение запланированного объёма работ. Безотказность работы системы, оговоренной в плане работ

КР6

Комплекс подземных работ по восстановлению работоспособности скважин с использованием технических элементов бурения, включая проводку горизонтальных участков ствола скважин

КР6-1

Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в аварийной скважине

Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта дополнительным стволом с обходом аварийного участка.

КР6-2

Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в преждевременно обводненной или низкопродуктивной скважине.

Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление притока нефти в скважину из подконтрольной ей зоны пласта.

КР6-3

Зарезка бокового или продолжение ствола скважины с переходом на горизонтальный участок в преждевременно обводненной или в низкопродуктивной скважинах

Выполнение запланированного объёма работ. Проходка горизонтального ствола в пределах зоны с запасами нефти отведенных для ВС и НС. Получение притока нефти и увеличение её дебита. Снижение или прекращение водопритока в скважину.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР6-4

Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения нефтиотдачи пласта

Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока нефти.

КР6-5

Бурение цементного стакана

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР6-6

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе.

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР6-7

Бурение и оборудование шурфов и артезианских и стендовых скважин

То же

КР6-8

Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в скважине с многоствольным заканчиванием и с проводкой горизонтального (ых) участка (ов) в продуктивном пласте

Выполнение запланированного объёма работ. Вовлечение в разработку запасов нефти отведенных для ВС или НС, находящихся в трудноизвлекаемых зонах и пропластках. Получение притока нефти и увеличение её дебита.

КР6-9

Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в аварийной скважине.

Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта новым стволом с обходом аварийного участка.

КР7

Обработка призабойной зоны пласта скважины и вызов притока

КР7-1

Проведение кислотной обработки

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-2

Проведение ГРП

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-3

Проведение ГГРП

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-4

Проведение ГПП

Выполнение запланированного объёма работ. Вскрытие продуктивного пласта. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР7-5

Виброобработка призабойной зоны пласта

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-6

Термообработка призабойной зоны пласта

То же

КР7-7

Промывка призабойной зоны пласта

То же

КР7-8

Промывка и пропитка призабойной зоны пласта растворами ПАВ

То же

КР7-9

Обработка скважин термогазохимическими методами (ТГВХ, ПГД, СКО, ГКО, ПГО и тд.)

То же

КР7-10

Проведение УОС и его модификаций

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР7-11

Проведение КИИ-95 (ИПТ и др.)

То же

КР7-12

Вызов притока свабированием, желонкой заменой жидкости, компримированием

То же

КР7-13

Выравнивание профиля или восстановление профиля или восстановление приёмистости нагнетательной скважины

Выполнение запланированного объёма работ, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями.

КР7-14

Проведение прострелочных и взрывных работ (перфорация и торпедирование и др.)

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-15

Опытные работы по испытанию новых видов скважинного оборудования

Выполнение запланированного объёма работ.

КР7-16

Прочие виды обработки призабойной зоны пласта

То же

КР7-16.1

Проведение ОПЗ с применением технологий гибких непрерывных НКТ

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-16.2

Проведение реагентной разглинизации призабойной зоны пласта

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока. Увеличение продуктивности нефтяной скважины.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР7-16.3

Проведение повторной перфорации на кислых растворах

То же

КР7-16.4

Проведение депрессионной перфорации пласта

То же

КР7-16.5

Проведение МГД

То же

КР8

Исследование скважин

КР8-1

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважине.

Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение.

КР8-2

Оценка технического состояния скважины (обследование скважины).

Выполнение запланированного объёма работ. Выдача заключения.

КР9

Перевод скважины на использование по другому назначению

КР9-1

Освоение скважины под нагнетание

Достижение приёмистости, оговорённой в плане работ

КР9-2

Перевод скважины под отбор технической воды

Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока.

КР9-3

Перевод скважины в наблюдательную, пьезометрическую, контрольную

Выполнение запланированного объёма работ.

КР9-4

Перевод скважин под нагнетание теплоносителя, воздуха или газа.

Получение приёмистости

КР9-5

Перевод скважин в добывающие

Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока продукции

КР9-6

Перевод скважин в газодобывающие из других категорий

То же

КР10

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

КР10-1

Восстановление приёмистости нагнетательной скважины

Обеспечение приёмистости пласта в скважине

КР10-2

Смена пакера в нагнетательной скважине

Обеспечение герметичности пакера и приёмистости скважины.

КР10-3

Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием

Обеспечение приёмистости

КР10-4

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

Восстановление приёмистости

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР10-5

Прочие виды работ по восстановлению приёмистости нагнетательной скважине

То же

КР11

Консервация и расконсервация скважин

КР11-1

Консервация скважин

Выполнение запланированного объёма работ.

КР11-2

Расконсервация скважин

То же

КР12

Ликвидация скважин

КР12-1

Ликвидация скважин без наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной

Выполнение запланированного объёма работ.

КР12-2

Ликвидация скважины с наращиванием цементного кольца за эксплуатационной колонной

Выполнение запланированного объёма работ.

КР12-3

Ликвидация скважины при смещении эксплуатационной колонны

Выполнение запланированного объёма работ.

КР13

Прочие виды работ

КР13-1

Подготовительные работы к ГРП (ПР)

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера

КР13-2

Освоение скважины после ГРП (ЗР)

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока и установление режима работы скважины.

КР13-3

Подготовка скважины к забуриванию дополните льного (ых) ствола (ов)

Выполнение запланированного объёма работ.

КР13-4

Освоение скважины после забуривания дополнительного (ых) ствола (ов)

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока продукции нефтяной или газовой скважины, обеспечение приёмистости нагнетательной скважины.

КР13-5

Подготовка скважины к проведению работ по повышению нефтеотдачи пластов

Выполнение запланированного объёма работ.

КР13-6

Подготовительные работы к ГГРП (ПР)

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера.

КР13-7

Заключительные работы (ЗР) после ГГРП (освоение скважин)

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока и установление режима

КР13-8

Промывка забоя водозаборных и артезианских скважин с компрессором

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

Продолжение табл. 1.4.

1

2

3

КР13-9

Ремонт водозаборных скважин со спуском дополнительной колонны

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР13-10

Ремонт поглощающей скважины

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

3.2 Текущий ремонт скважин

К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 1.5.

Таблица 1.5.

Виды текущего ремонта скважин

Шифр

Виды работ по капитальному ремонту скважин

Технико-технологические

требования к сдаче

1

2

3

ТР1

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в

эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)

ТР1-1

Ввод фонтанной скважины

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-2

Ввод газлифтной скважины

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-3

Ввод скважины, оборудованной ШГН

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-4

Ввод скважины, оборудованной УЭЦН

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-5

Ввод скважины, оборудованной УЭДН

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-6

Ввод скважины, оборудованной УШВН

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-7

Ввод скважин, оборудованных другими типами насосов или установок

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-7.1

Ввод скважины, оборудованной УЭВН

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР1-7.2

Ввод скважины, оборудованной ГПН

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР2

Перевод скважин на другой способ эксплуатации

Продолжение табл. 1.5.

1

2

3

ТР2-1

Фонтанный – газлифт

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР2-2

Фонтанный – ШГН

Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче

ТР2-3

Фонтанный – УЭЦН

Нормальная подача и напор

ТР2-4

Фонтанный – УЭВН

Нормальная подача и напор

ТР2-5

Фонтанный – УШВН

Нормальная подача и напор

ТР2-6

Газлифт – ШГН

Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче

ТР2-7

Газлифт – УЭЦН

Нормальная подача и напор

ТР2-8

Газлифт – УЭВН

Нормальная подача и напор

ТР2-9

Газлифт – УШГН

Нормальная подача и напор

ТР2-10

ШГН – УЭЦН

Нормальная подача и напор

ТР2-11

ШГН – УЭВН

Нормальная подача и напор

ТР2-12

ШГН – УШВН

Нормальная подача и напор

ТР2-13

УЭЦН – ШГН

Нормальная подача и напор

ТР2-14

УЭЦН – УШВН

Нормальная подача и напор

ТР2-15

УЭЦН – УЭВН

Нормальная подача и напор

ТР2-16

УШВН – УЭЦН

Нормальная подача и напор

ТР2-17

УШВН – ШГН

Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче

ТР2-18

Прочие виды перевода

Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче

ТР2-18.1

ШГН – ОРЭ

Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача и напор

ТР2-18.2

УЭЦН –ОРЭ и т.д.

Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача и напор

ТР3

Оптимизация режима эксплуатации

ТР3-1

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

Достижение цели ремонта

ТР3-2

То же УЭЦН

То же

ТР3-3

То же УЭВН

То же

ТР3-4

То же УШВН

То же

ТР3-5

То же других типов насосов

Достижение цели ремонта

ТР3-6

Изменение режима работы газлифтного подъёмника заменой скважинного оборудования

То же

Продолжение табл. 1.5.

1

2

3

ТР3-7

Спуск высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением

Увеличение дебита нефти за счет снижения забойного давления до величины близкой к давлению насыщения

ТР4

Ремонт скважин оборудованных ШГН (УШВН)

ТР4-1

Ревизия и смена насоса

Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче

ТР4-2

Устранение обрыва штанг

Устранение дефекта. Нормальная работа насоса

ТР4-3

Устранение отворота штанг

Устранение дефекта. Нормальная работа насоса

ТР4-4

Замена штанг

Достижение цели ремонта

ТР4-5

Замена полированного штока

Достижение цели ремонта

ТР4-6

Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ и штанг

Нормальная подача насоса

ТР4-7

Очистка и пропарка НКТ и штанг

То же

ТР4-8

Ревизия, смена устьевого оборудования

То же

ТР4-9

Прочие виды ремонтов по ШГН

Нормальная подача насоса

ТР5

Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН (УЭВН, УЭДН)

ТР5-1

Ревизия и смена насоса

Нормальная подача и напор

ТР5-2

Смена электродвигателя

То же

ТР5-3

Устранение повреждения кабеля

Устранение дефекта. Нормальная работа насоса

ТР5-4

Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача насоса

ТР5-5

Очистка и пропарка НКТ

Достижение цели ремонта

ТР5-6

Ревизия, смена устьевого оборудования

То же

ТР5-7

Прочие виды ремонтов по УЭЦН (наращивание кабеля на устье и др.)

Достижение цели ремонта

ТР6

Ремонт фонтанных скважин

ТР6-1

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции

ТР6-2

Очистка и пропарка  НКТ

То же

Продолжение табл. 1.5.

1

2

3

ТР6-3

Смена, ревизия устьевого оборудования

То же

ТР6-4

Прочие виды ремонта по фонтанным скважинам

Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции

ТР7

Ремонт газлифтных скважин

ТР7-1

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции

ТР7-2

Очистка и пропарка  НКТ

То же

ТР7-3

Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов

То же

ТР7-4

Ревизия, смена устьевого оборудования

То же

ТР7-5

Прочие виды ремонта по газлифтным скважинам

То же

ТР8

Ревизия и смена оборудования артезианских, поглощающих

и стендовых скважин

ТР8-1

Ревизия, смена оборудования артезианских скважин

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР8-2

Ревизия, смена оборудования поглощающих скважин

Выполнение запланированного объёма работ.

ТР9

Очистка, промывка забоя и ствола скважины

ТР9-1

Промывка ствола скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

ТР9-2

Промывка ствола скважины углеводородными растворителями

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

ТР9-3

Промывка забоя скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

ТР9-4

Промывка забоя скважины углеводородными растворителями

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

ТР9-5

Обработка ПЗП химреагентами (СКО, ГКО, БФА и т.д.)

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

ТР9-6

Прочие виды очистки забоя и ствола скважины.

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

Продолжение табл. 1.5.

1

2

3

ТР10

Прочие виды работ

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

ТР11

Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

3.3 Повышение нефтеотдачи пластов

К повышению нефтеотдачи пластов относятся виды работ по осуществлению следующих технологий (табл. 1.6.):

Таблица 1.6

Шифр

Виды и подвиды работ

Технико-технологические

требования к сдаче

1

2

3

ПНП1

Создание оторочек:

Выполнение запланированного

объёма работ.

ПНП1-1

растворителя;

ПНП1-2

раствора ПАВ;

ПНП1-3

растворов полимеров;

ПНП1-4

кислот;

ПНП1-5

щелочей;

ПНП1-6

теплоносителей (горячей воды пара и т.д.)

ПНП1-7

газожидкостных смесей;

ПНП1-8

газа;

ПНП1-9

паровых смесей;

ПНП1-10

других смесей;

ПНП1-10.1

активного ила;

ПНП1-10.2

мицелярного раствора и т.д.

ПНП2

Вибровоздействие на пласт

Выполнение запланированного объёма работ.

ПНП3

Биовоздействие на пласт

Выполнение запланированного объёма работ.

ПНП4

Волновое воздействие на пласт

Выполнение запланированного объёма работ.

ПНП5

Магнитное воздействие на пласт

Выполнение запланированного объёма работ.

ПНП6

Электрическое воздействие на пласт

Выполнение запланированного объёма работ.

ПНП7

Прочие воздействие на пласт

Выполнение запланированного объёма работ.

ПНП7-1

Инициирование и регулирование внутрипластового горения и т.д.

Выполнение запланированного объёма работ.

Последовательность выполнения работ при текущем ремонте скважин

Последовательность выполнения работ при капитальном ремонта скважин

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. Бояров А.И.

РЭНГМ → Технологические основы освоения и глушения нефяных и газовых скважин. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф

РЭНГМ → Сборник задач по технике и технологии нефтедобычи. Мищенко Т.М.

РЭНГМ → Транспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

17 сентября 2017 Admin 6748 просмотров Теги: скважина, ремонт, нефть

rengm.ru

Виды и способы капитального ремонта скважин

Начнем с того, что капитальные ремонтные работы скважин подразумевают выполнение очень сложных, проводимых под землей операций с использованием различной специальной техники, такой как буровые станки, цементировочные агрегаты, бурильные трубы и так далее.

Общая схема скважины для подачи воды в загородном доме.

Чаще всего эти работы затрагивают область, касающуюся изоляции, ремонтно-исправительной деятельности и ловильной направленности. Виды капитального ремонта скважин довольно разнообразны и охватывают большую область.

Некоторые особенности

Охарактеризовать ремонт, направленный на восстановление изоляции, можно следующими процедурами: устранение прорывов внутрь скважины жидкостей (вод) постороннего вида. Чаще всего прорыв посторонних жидкостей устраняют методом цементирования ствола в определенном заданном месте.

Схема скважины на песке.

Что касается ремонтно-исправительных процедур, то в данном случае это работа, направленная на устранение смятий, различных сломов, появившихся трещин в колонне, либо выполнение частичной замены испорченного участка колонны. А вот причины, вызывающие повреждение колонны, довольно разнообразны. Например, этому может способствовать ослабление колонны в связи с истончением стены трубы либо имеющиеся дефекты в соединении. Причиной смятий колонны и других дефектов могут служить обвалы породы.

Для исправления аварийной ситуации вмятины колонны устраняют, используя справочные долота либо оправки, которые опускаются в скважину с помощью бурильных труб.

Так называемые ловильные работы подразумевают извлечение труб, которые в процессе эксплуатации оборвались, либо это может быть упавший инструмент, который тоже необходимо поднять. Это довольно трудный технологичный процесс. Трудности связаны с тем, что труба имеет свойство при падении сгибаться по всей своей длине и застревать в колонне. Кроме того, есть ряд других нюансов, усложняющих процесс капитального ремонта скважин, связанного с ловильными процедурами. Для их проведения используют специальные приспособления, такие как труболовки, крючки, колокола и другие.

Вернуться к оглавлению

Обследования скважины производится для определения места поломки.

Процедура обследования скважины обязательная и проводится перед тем, как приступить к ее капитальному ремонту. Помимо этого, процедура обследования выполняется в процессе ремонта скважин, перед тем как приступить к следующей операции. В результате проводимого обследования выясняют следующие обстоятельства.

Во-первых, место повреждения и его основные характеристики. Это может быть и слом, и смятие и другие виды разрушений. Во-вторых, определяют места размещения оборудования, которое было в скважине. В-третьих, выявляют наличие пробок либо других посторонних объектов. И еще очень важно проанализировать состояние колонны, точнее, ее поверхности, так как на ней возможно скопление отложений. Этот же вид работ предусматривает оценку состояния фильтра.

Как уже отмечалось выше, проводить обследование скважины нужно обязательно в любом случае, прежде чем приступить к выполнению операций, направленных на ее ремонт. Но самый большой объем исследований выполняется перед тем, как осуществляются ловильные процедуры.

Для того чтобы выполнить ловильные работы, обычно применяют специальные приспособления. Например, для того чтобы осуществить работы по подъему либо спуску, применяют агрегаты, предназначенные специально для капитального ремонта скважин. Для этих же процедур подходит домкрат, относящийся к гидравлическому типу. Операция, направленная на промывку скважины, выполняется при помощи одноименных агрегатов. А вот для захвата и последующего извлечения оборудования внутри скважины используют труболовки, колокола и другую технику.

Вернуться к оглавлению

Во время эксплуатации штангового насоса либо при выполнении процедур, направленных на ремонт, могут произойти следующие аварийные ситуации. Это:

Извлечение насоса из скважины производится, для того,чтобы в процессе ремонта не поломать его.

  • обрыв штанги либо ее развинчивание, имеющее те же последствия;
  • при выполнении спуска либо подъема может произойти падение штанг;
  • если при вышеуказанной ситуации имеет место большая высота, то колонна совместно с насосом падает в забой;
  • и еще один вариант, когда колонна НКТ падает и с насосом, и со штангами.

Все описанные выше ситуации могут вызвать следующее размещение штанг и НКТ. Например, штанги могут располагаться во внутреннем пространстве труб. Или они в процессе падения могут выпасть из труб и найти себе место в скважине непосредственно рядом с ними. Одна из наиболее сложных ситуаций подразумевает скручивание штанг в форме пружины и их расположение в несколько рядов. Такой вариант подразумевает возможность образования довольно плотных узлов из поврежденных штанг.

Если происходит падение штанг в ходе работы ШСНУ, то оно не будет превышать высоту, соответствующую длине хода плунжера. А изначальная форма штанг останется неизменной (прямой). В этом случае, обладая сведениями о диаметральном размере штанг и о том, какие разрушения имеет колонна, можно применить различные ловители. Это могут быть обычные конструкции и имеющие различные комбинации. Одни из них подхватывают штангу за имеющуюся на ней муфту либо непосредственно за тело, другие — за шлипсы.

Более сложной процедурой будет извлечение труб в ситуации, при которой штанга располагается в колонне рядом с НКТ, а вот ее концевая часть находится выше чем, конец труб, которые упали. Связано это с тем, что при контакте с ловильным инструментом концы труб могут получить повреждения в виде изгиба. Обратите внимание, что в случае прижатия штанги к стенкам труб, воспользоваться лучше так называемым счастливым крючком, так как использование штангового шлипса не даст положительного эффекта.

Крючок опускают на колонне до достижения им верхней части аварийной штанги.

Виды скважин.

После чего производят его поворот ротором, а затем приподнимают. Далее, нужно следить за индикатором веса. Если его показания скажут о том, что нагрузка повысилась, то можно осуществлять медленный подъем. Главное, делать это осторожно, без резких движений. При отсутствии изменения весовой нагрузки операцию выполняют заново до того момента, пока не получится произвести захват.

Если возникла ситуация с необходимостью извлечения плотного узла штанг, то делать это нужно с помощью таких приспособлений, как обжимная коронка и колокол. Технология предусматривает следующие действия. Сначала, используя обжимную коронку, изменяют верхнюю часть узла штанг, придав ей форму цилиндра. И только потом можно производить захват клубка при помощи колокола.

Случается так, что ни одна из перечисленных выше процедур не привела к положительному результату. Значит, необходимо очистить ствол от засоривших его смятых штанг при помощи выполнения обработки торцевыми фрезами. Не забудьте, что этот вариант применяется только в самом крайнем случае. Обусловлено это тем, что такая процедура очень часто приводит к дефектам колонны.

Вернуться к оглавлению

Способ извлечения обсадных труб из скважин.

Итак, в первую очередь хочется обратить ваше внимание, что технологический процесс извлечения, точнее, его характер, будет напрямую зависеть от того, в каком состоянии находится колонна. Помимо этого, на технологию влияют и высота падения, и свойства жидкости внутри колонны, наличие либо отсутствие изгибов в стволе скважины.

Как уже отмечалось выше, в результате падения, особенно с большой высоты, трубы, получив удар о забой, повреждаются, получая значительные искривления, что усложняет их извлечение. Что касается верхней части колонны, то ее деформация обычно не касается, она остается неизменной. Если это трубы, имеющие небольшой диаметральный размер, то они могут расположиться в колонне даже в несколько рядов, что тоже негативно отражается на сложности ремонтных работ этого вида.

Технологический порядок действий предусматривает следующие операции. Сначала нужно узнать глубину расположения части колонны и ее объективное состояние. Деформации, касающиеся конца труб, могут быть разными, например, это может быть разрыв трубы, при котором сохраняется ее изначальная форма. Либо это разрыв, подразумевающий наличие смятия по направлению внутрь или наружу. Чтобы определить этот факт, обычно используют специальную печать. Кроме нее возможно использование глубинных фотоаппаратов, которые могут спускаться внутрь скважины. Вместо фотоаппаратов могут использоваться телевизионные камеры. Такой вариант определения повреждений значительно сокращает время, отведенное на исследование, и на порядок увеличивает их точность.

Использование печати основано на следующих принципах. Сначала производят ее спуск на колонне бурильных труб. Обратите внимание, что она устанавливается на торцевой части объекта, который необходимо исследовать. После чего выполняется ее прижатие к объекту. Прилагаемое усилие соответствует значению в 20 кН. Следующий этап действий предусматривает ее извлечение из скважины. Рассмотрев получившийся отпечаток, можно легко определить характер дефекта (разрушения) торцевой части трубы.

Схема скважины с ручным насосом.

Так вот, в зависимости от того, какой результат получен во время исследования, выбирают подходящий режущий инструмент. Это может быть торцевой фрезер либо так называемый райбер. С их помощью производят обработку конца трубы. Необходимо достичь результата, при котором будет возможно использование ловильного инструмента. Он либо пропускается внутрь, либо накрывает верхнюю часть трубы.

Итак, режущий инструмент извлечен на поверхность, значит, наступает время для использования ловильного приспособления. С его помощью нужно произвести захват трубы, отвинтить ее, а затем осторожно извлечь на поверхность. В процессе этой операции не стоит прилагать слишком большие усилия (нагрузки), так как труба, имеющая разрушения, не обладает достаточной прочностью и надежностью. На ней, скорее всего, есть и трещины и различные другие повреждения. Значит, приложить максимальные усилия не получится. Следующий этап подразумевает процесс извлечения оставшейся колонны. Не забывайте, что возможно ее разрушение, особенно если на это будут влиять определенные обстоятельства.

Типы труб в различных скважинах.

Что касается извлечения верхней неповрежденной части колонны, то для этой операции наиболее подходящим инструментом будет домкрат. С его помощью ее отсоединяют от нижней части, застрявшей в пространстве скважины. Все остатки поврежденных труб нужно извлекать небольшими порциями, производя их отсоединение либо прибегая к отрыву от колонны.

Если в забое есть ленты, то для их извлечения используют приспособления, именуемые паук либо колокол. Для этой цели подойдет магнитный фрезер.

Вернуться к оглавлению

Для того чтобы выполнить работы по исправлению возникшего смятия участка колонны, рабочим понадобятся комплекты специальных оправок, оправочный долот. Кроме того, используют фрезеры грушевидного характера.

Обратите внимание, что инструмент, относящийся к оправочному типу, спускаемый первым, должен иметь диаметральный размер меньше на 5 мм, чем диаметр колонны (обсадной) в районе имеющегося смятия. Инструмент, опускаемый в дальнейшем, уже может иметь больший диаметр, соответствующий значению, увеличенному на 3-5 мм.

Бурение скважины вручную.

Для того чтобы отремонтировать смятый отрезок колонны, используя оправочные долота, нужно осуществлять их проворот, но достаточно медленно и не превышая угол в 30 градусов. Нагрузка на ось в этом случае будет зависеть от имеющегося диаметрального размера труб бурильного и обсадного вида.

Если же для ремонта смятия колонны используется грушевидных фрезер, то в процессе работы необходимо осуществлять проворот медленно, аккуратно, придерживаясь рекомендованных нормами показателей нагрузки. Обратите внимание, что применение фрезера с имеющимися твердосплавными наплавками на боковой части недопустимо.

Чтобы убедиться в высоком качестве выполняемых работ, используют оправочные приспособления с диаметральным размером, который будет допускать свободное перемещение внутри колонны печати либо шаблона.

Вернуться к оглавлению

Старую проржавевшую трубу заменяют новой.

Всем известно, что скважина является довольно сложным техническим объектом. Поэтому даже при соблюдении всех требований при выполнении работ в ней не исключается возможность возникновения аварийных ситуаций. Если это случается, то первоочередными действиями будут операции, задачей которых является оперативное извлечение из скважины имеющегося внутри нее оборудования и проведение очищения забоя от присутствующих там металлических объектов.

Дальнейшие действия предусматривают составление плана по ликвидации последствий аварии. Прежде всего, в нем должны быть озвучены меры, которые позволят предупредить появление фонтанов открытого вида, ряд мер, направленных на охрану и защиту окружающей среды от вредных воздействий. Обратите внимание, что план требует обязательного согласования с противофонтанной службой и утверждения главным инженером.

Все действия, направленные на ликвидацию последствий аварии, должны осуществляться в строгом соответствии с планом и под контролем и руководством сотрудника, отвечающего за сложные работы, и рабочего, в компетенцию которого входит ремонт скважин.

Ориентируясь на характер аварии, к месту проведения работ доставляют те или иные инструменты ловильного типа, печати, долота, фрезеры и так далее. Все работы необходимо выполнять в строгом соответствии с общими правилами, характерными для текущего и капитального ремонта скважин.

Очень важно, что при осуществлении спуска ловильных инструментов имеющиеся соединения бурильных труб, все без исключений, должны быть закреплены с помощью машинных либо автоматических ключей.

Если есть необходимость проведения освобождения инструмента с помощью различного рода взрывных устройств, таких как торпеды или детонаторы, то для них разрабатывается отдельный план, в обязательном порядке согласованный с геофизическим учреждением.

Вернуться к оглавлению

Для осуществления операций, касающихся спуска либо подъема, обычно используют приспособления, предназначенные для подъема грузов. Это:

Для поднятия и спуска труб используют спайдеры и элеваторы.

  • спайдеры;
  • автоматы;
  • элеваторы;
  • ключи разного вида.

К категории грузоподъемных сооружений относятся конструкции вышек, установленных на специальной площадке, расположенной над скважиной. Установка вышек может быть стационарной либо выполняться непосредственно при осуществлении ремонтных работ.

Что касается элеваторов, то их предназначение — выполнение захвата и последующее удержание на весу. Такое приспособление, как спайдер, необходимо для выполнения захвата и последующего удержания на весу НКТ в процессе осуществления спуска либо подъема из скважины.

В функции трубных ключей входит выполнение процедуры свинчивания либо развинчивания труб. А задачей штанговых ключей является свинчивание и развинчивание штанг. Чтобы механизировать работы, направленные на свинчивание и развинчивание труб, и выполнить удержание, обычно используют автоматы, предназначенные для осуществления подземного ремонта скважин.

Как уже отмечалось выше, ловильные работы осуществляются с помощью труболовок, колоколов, крючков, фрезеров и ряда других инструментов и приспособлений. Ловля штанг осуществляется при помощи муфт шлипсового вида. Та же процедура, но уже для перфораторов, кабеля или каната выполняется специальными крючками, ершами и так далее. Если необходимо ловить металлические объекты небольшого размера, то обычно используют фрезер.

Помимо всего вышеперечисленного, для капитального ремонта скважин применяют оборудование, задачей которого является вращение инструмента. Помимо того, ряд цементировочных и насосных устройств, машин и так далее.

Вернуться к оглавлению

Стало ясно, что целью ремонта и профилактических мероприятий является ликвидация нарушений, появившихся в процессе работы скважины и оборудования, размещенного в ней. Кроме того, к разряду этих процедур относится очистка скважины от песка и различных видов отложений, появившихся как в силу коррозии, так и других процессов. Помимо этого, ремонтные работы направлены на увеличение либо восстановление параметров, характеризующих добывные возможности конкретной скважины.

Хочется отметить, что от того, каким образом будут проведены необходимые работы, и от того, насколько вовремя они будут осуществлены, зависит срок службы скважины и другие важные факторы.

Охарактеризовать капитальный ремонт скважины можно так: это целый комплекс мероприятий, направленных на восстановление эксплуатационных возможностей призабойной зоны, осуществление ее промывки при помощи растворителей и других составов, выполнение процедур укрепления разрушающихся участков породы, проведение химической обработки и так далее. Кроме того, к категории капитального ремонта скважин относятся вопросы, касающиеся выполнения работ ремонтно-изоляционного характера.

Основные виды ремонта скважин предусматривают выполнение следующих работ:

  • как уже отмечалось выше, работы, связанные с ремонтно-изоляционными мероприятиями;
  • операции, целью которых является ликвидация разгерметизации эксплуатационной колонны;
  • укрепление пород в призабойной зоне;
  • ликвидация последствий аварии, произошедшей в момент эксплуатации скважины либо осуществления ее текущего или капитального ремонта;
  • работы, подразумевающие переход на другие горизонты и приобщение пластов;
  • смена категории скважин;
  • процедуры бурения второго ствола;
  • выполнение процедуры кислотной обработки скважины, направленной на увеличение показателя производительности скважины;
  • операции по осуществлению дополнительной перфорации и ряд других мероприятий геологической и технической направленности.

К категории капитального ремонта относятся различные виды работ, которые затрагивают различные области эксплуатации скважин.

www.vseoburenii.ru

Назначения и виды капитального ремонта скважин.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ БИЛЕТЫ

По направлению: «на право руководства ведения горными работами»

Экзаменационный билет №1

Осадочные породы.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Назначения и виды капитального ремонта скважин.

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Коэффициент эксплуатации скважин - отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт делает предприятие по добыче нефти и газа. Организация вахтовая - 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

3. Буровые насосы: назначение, устройство, эксплуатация.

Насосы поршневые НЦ320 (9Т) и НПЦ320 – двустороннего действия, предназначены для нагнетания жидких сред (глинистых, цементных, солевых растворов) при промыслово продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения и капитального ремонта.

Насосы трёхплунжерные 14Т, 14Т1 и 14Т2 предназначены для нагнетания различных неагрессивных жидких сред при цементировании, ГРП, опрессовочных работ, гидропескоструйной перфорации, промывки песчаных пробок и других работах.

Насосы трёхплунжерные 3НП180, 3НП32-50 предназначены для подачи и нагнетания неагрессивных жидких сред (цементных, глинистых, солевых и других растворов, воды с включением твёрдых частиц) и входят в состав насосных установок при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин, кустовых насосных станций для ППД при бобыче нефти.

Насосы плунжерные Н-200К и НП-200 предназначены для нагнетания различных агрессывных и неарессивных жидких сред при цементировании, ГРП, гидропескоструйной перфорации, промывки песчаных пробок, СКО, освоении и других работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах.

Дата добавления: 2015-04-21; просмотров: 120; Нарушение авторских прав

lektsii.com

Подземный и капитальный ремонт скважин. Виды ремонта, техника и инструмент

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин. Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

• текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

• капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

Текущий ремонт скважин – комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважин, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Текущий ремонт скважин обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата. ТРС подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.

Планово-предупредительный ТРС – ремонт, проводимый с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа глубинно-насосного оборудования.

К категории ТРС относятся:

• оснащение скважин глубинно-насосным оборудованием при вводе в эксплуатацию;

• перевод скважин на другой способ эксплуатации;

• оптимизация режима эксплуатации заменой типоразмера насоса и глубины спуска;

• ремонт скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН;

• ремонт фонтанных и газлифтных скважин;

• очистка, промывка забоя скважин.

По характеру и последовательности проведения операций ТРС подразделяют на комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.

К комплексу подготовительных относятся следующие работы:

• прием скважины из эксплуатации;

• глушение скважины;

• передислокация ремонтного оборудования;

• планировка территории рабочей зоны;

• монтаж подъемной установки;

• демонтаж устьевого оборудования.

Основными работами при производстве ТРС считаются:

• спуск и подъем скважинного оборудования;

• шаблонировка эксплуатационной колонны скважины;

• очистка забоя, промывка скважины;

• работы по ловле оборвавшихся, отвернувшихся штанг;

• ревизия лифта НКТ, штанг (при необходимости – замена);

• внедрение, извлечение клапанов-отсекателей и пакеров;

• работы по ремонту оборудования устья скважины;

• проведение некоторых видов исследовательских работ.

Комплекс заключительных работ включает себя:

• сборку устьевой эксплуатационной арматуры;

• очистку арматуры, ремонтного оборудования и инструмента от накопленных отложений;

• пуск и освоение скважины;

• демонтаж комплекса оборудования;

• очистку и планировку территории рабочей зоны;

• сдачу скважины в эксплуатацию.

Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется еженедельно с составлением плана-графика движения бригад. Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера текущего ремонта скважин по плану, утвержденному начальниками цехов ПРС (ПКРС) и ЦДНГ или уполномоченными на это лицами приказами по НГДУ.

При текущем ремонте скважин I категории и эксплуатирующих пласты АС4-8 план утверждается главным инженером и главным геологом НГДУ.

Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассматриваются заместителем главного инженера по технологии, главным технологом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦДНГ планов-заказов на производство ТРС.

В плане-заказе, составленном ведущим технологом и ведущим геологом ЦДНГ, должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий; вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель и последовательность выполняемых работ.

Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биологических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Единицей ремонтных работперечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадами текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

КРС обладает большой напряженностью, сложностью, требует использования разнофункциональной техники, оборудования и инструмента.

К категории КРС относятся:

• ремонтно-изоляционные работы;

• работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;

• устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

• переход на другие горизонты и приобщение пластов;

• комплекс подземных работ, связанных с бурением, в т.ч. забуривание боковых стволов;

• все виды воздействия на ПЗП с целью увеличения притока нефти;

• исследования и перевод скважин по другому назначению.

Работа бригад КРС (капитального ремонта скважин) планируется ежемесячно с составлением плана-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются геологической службой нефтегазодобывающего управления, геологами ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и, дополнительно:

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовые давления и дата их замера (замер должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

• информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером и заместителем начальника по геологии НГДУ.

При выполнении КРС бригадой УПНПиКРС (УКРСиПНП) план работ согласовывают главный инженер и главный геолог НГДУ, утверждают главный инженер и главный геолог УПНПиКРС (УКРСиПНП). В плане работ обязательно должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий;

• вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение.

megaobuchalka.ru


Смотрите также