Нефтегазодобывающая промышленность предполагает использование большого количества разнообразного оборудования которое служит для добычи хранения и транспортировки нефтепродуктов а также обслуживания скважин. Для автоматического замера дебита нефти газа и воды добываемых из скважин служат групповые замерные установки которые устанавливается непосредственно на месторождении. Для восстановления работоспособности скважин проводят ремонтные работы в том числе и капитальный ремонт скважин для выполнения которого...

Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Реферат

по дисциплине:

«Нефтегазопромысловое оборудование»

2015

План

Введение ……………………………………………………………………….….3

1. Оборудование УШГН…………………………………………………….…...4

2.Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы...……..……………10

3. Оборудование, применяемое при КРС..…………………...………………...14

Заключение ….…………………………………………………………………...20

Список использованной литературы…..……………………………………….21

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность предполагает использование большого количества разнообразного оборудования, которое служит для добычи, хранения и транспортировки нефтепродуктов, а также обслуживания скважин. Комплекс, который объединяет в себя все, используемое в добывающей промышленности оборудование, принято называть «нефтегазопромысловым оборудованием».

Номенклатура оборудования, входящего в комплексы, составляет сотни наименований, а высокие темпы развития нефтегазодобывающей промышленности приводят к его быстрому обновлению, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций. Изучение этого многообразия технических средств делает необходимым их систематизацию, основу которой составляет классификация. Все машины, оборудование, механизмы, сооружения, средства механизации и инструмент всех назначений можно классифицировать, разделяя их на восемь главных групп, каждая из которых состоит из нескольких подгрупп, к которым и относятся конкретные технические средства данной группы.

Самый распространенный способ искусственного подъема нефти - добыча нефти при помощи штанговых насосов, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин служат групповые замерные установки, которые устанавливается непосредственно на месторождении.

Для восстановления работоспособности скважин проводят ремонтные работы, в том числе и капитальный ремонт скважин, для выполнения которого приходится привлекать сложную технику, вплоть до использования бурильных установок.

Целью исследования данной работы является изучение нефтепромыслового оборудования применяемого для добычи нефти; для замера дебита нефти, газа и воды; для капитального ремонта скважин.

Задачи исследования :

• изучить установки штангового глубинного насоса применяемых для добычи нефти
• рассмотреть основное оборудование, схему и принцип работы АГЗУ
• определить оборудование применяемое при капитальном ремонте скважин

1. Оборудование у становки штангового глубинного насоса (УШГН)

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества: обладание высоким коэффициентом полезного действия; проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах; для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы; установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся: ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг); малая подача насоса; ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Конструктивно оборудование УШГН включает в себя наземную и подземную часть.

К наземному оборудованию относятся:

• привод (станок–качалка) – является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг;
• устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

К подземному оборудованию относятся:

• насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
• глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С вставного или не вставного типов
• штанги – предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка – качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

На рисунке 1 представлена схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

Рисунок 1. Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

1 - эксплуатационная колонна; 2 - всасывающий клапан; 3 - цилиндр насоса; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - крестовина; 9 - устьевой патрубок; 10 - обратный клапан для перепуска газа; 11 - тройник; 12 - устьевой сальник; 13 - устьевой шток; 14 - канатная подвеска; 15 - головка балансира; 16 - балансир; 17 - стойка; 18 - балансирный груз; 19 - шатун; 20 - кривошипный груз; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведомый шкив; 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления.

Установка работает следующим образом. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2. Станок-качалка типа СКД.

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка(пирамида); 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску устьевого штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.

Все элементы станка-качалки: стойка, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.

Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода плунжера.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Насосы применяются следующих видов:

• невставные
• вставные.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз.

Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ.

В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 3):

НВ1 – вставные с замком наверху;

НВ2 – вставные с замком внизу;

НН – невставные без ловителя;

НН1 – невставные с захватным штоком;

НН2С – невставные с ловителем.

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки.

Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов.

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ – в зависимости от типа и условного размера насоса.

Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

1. Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы.

Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин.

Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.

Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

АГЗУ конструктивно состоит из блока технологического (БТ) и блока автоматики (БА).

В БТ размещены:

• основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой;
• инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА;
• аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа.

В БА размещены:

• устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой (ШС) с управлением приводами исполнительных механизмов;
• устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА;
• устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла;
• инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа.

Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4.

Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки.

Продукция скважин ГЖС (газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа) по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ (переключателе скважин многоходовом) либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора. Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы.

При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.

В случае оснащения АГЗУ приборами КИПиА, газообразная фаза (попутный нефтяной газ) из верхней части сепаратора поступает по газовой линии, оборудованной запорной и регулирующей арматурой через расходомер газа в выходной коллектор. При этом происходит измерение расхода газа. При достижении в сепараторе установленного верхнего уровня жидкости (сырой нефти включая пластовую воду), средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора в режим слива жидкости. В результате жидкостная линия открывается, а газовая линия закрывается для создания избыточного давления в сепараторе, обеспечивающего поступление жидкости в жидкостную линию, оборудованную запорно-регулирующей арматурой и расходомером жидкости, и далее в выходной коллектор. При этом измеряется расход жидкости. При достижении в сепараторе нижнего уровня жидкости, средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора. При этом жидкостная линия закрывается, а газовая открывается, сепаратор вновь переходит в режим накопления жидкости с измерением расхода газа.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени.

При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Узел переключения скважин позволяет направить поток ГЖС всех подключенных к установке скважин «на байпас» и далее в выходной коллектор. Этот режим позволяет производить сервисные и ремонтные работы на оборудовании АГЗУ.

Сепаратор оборудован линией аварийного сброса давления, сброса газа на свечу через СППК (сбросной предохранительный пружинный клапан). Для удаления загрязнений при очистке сепаратора промывкой и пропариванием имеются дренажные патрубки с запорной арматурой и смотровой люк.

При эксплуатации малодебитных скважин с малым газовым фактором применяются АГЗУ, в которых не используются сепараторы. В этом случае поток ГЖС измеряемой скважины после узла переключения скважин направляется на расходомер-счетчик жидкости типа СКЖ, который измеряет расход жидкости, а расход газа учитывается расчетным способом.

При необходимости измерения удаленных малодебитных скважин применяются измерительные установки, именуемые БИУС, сконструированные с целью измерения дебита одной скважины с расходом жидкости до 100 м3/ сут и газовом факторе до 60 м3/м3. В них отсутствует узел переключения скважин, ГЖС через входные задвижки подается на сепаратор, далее в жидкостную измерительную и газовую линии, выходной коллектор. Предусмотрена байпасная линия. Измерение расхода жидкости ведется механическими счетчиками с местной индикацией. Учет расхода газа ведется расчетным методом. БИУС, как правило, не комплектуется БА.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

1. Оборудование, применяемое при к апитальном ремонте скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин (КРС) – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, установкой и извлечением подземного оборудования, ликвидацией аварий, осложнений и консервацией и ликвидацией скважин, а также с работами, требующими предварительного глушения продуктивных пластов (для газовых скважин), установки противовыбросового оборудования.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами.

Оборудование для капитального ремонта скважин состоит из:

• Неагрегативного компануемого оборудования (вышки, насосы, роторы, талевые системы, подъемники).
• Агрегатированного оборудования (установки);
• Инструмента для внутрискважинных работ (долота, трубы, ловильный инструмент);
• Инструмента для СПО (элеваторы, ключи).

Главное отличие техники капитального ремонта скважин от техники текущего заключается в широком использовании комплекса бурового оборудования.

Все работы по капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливается подъемное сооружение – вышка, мачта с оборудованием для спускоподъемных операций (СПО). Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Агрегаты капитального ремонта предназначены для ликвидации нарушений герметичности или формы ствола скважины (нарушение герметичности обсадной колонны и цементного кольца или смятие обсадной колонны), ликвидации сложных внутрискважинных аварий и для ремонта фильтровой части скважины. Агрегат – в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Подъемник – механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Для освоения и ремонта скважин используют самоходный агрегат А-50У, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257, грузоподъемной силой 500 кН (рисунок 5). Данный агрегат предназначен для:

• разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 146 и 168 мм и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);
• спуска и подъема насосно-компрессорных труб;
• установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;
• проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии;
• проведения буровых работ.

Рисунок 5. Агрегат А-50У для ремонта скважины.

1 - передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия; 5 - промежуточный вал; 6 - гидродомкрат для подъема вышки; 7 - талевая система; 8 - ограничитель подъема талевого блока; 9 - лебедка; 10 -вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор.

Взамен агрегата А-50У выпущен модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью.

Для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями используют подъемные установки типа АзИНмаш-37(рисунок 6).

Подъемные установки этого типа подразделяются – на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260. Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Рисунок 6. Подъемная установка АзИНмаш-37.

1 - талевая система; 2 - вышка; 3 - силовая передача; 4 - передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 - лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора.

Широко применяются тракторные подъемники ЛПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А», «Бакинец-3М», А50У, УПТ, «АзИНмаш-37» и др.

Для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями , для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием) предназначены агрегаты подъёмные АПРС-32 и АПРС-40.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Для проведения подземного ремонта скважин, оборудованных подъемными сооружениями предназначен тракторный подъемник АзИНмаш-43П. Подъемник представляет собой самоходную механизированную лебедку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе Т-100МЗБГС или обычный Т-100МЗ.

Для спуско-подъемных операций в процессе капитального ремонта нефтяных и газовых скважин предназначены подъемные установки типа УПТ. К ним относятся: УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б. Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. Установки укомплектованы механизмами для свинчивания – развинчивания труб; оснащены устройством противозатаскивания крюкоблока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения крюкоблока.

В отличие от УПТ-32, установки УПТ1-50 и УПТ-50В снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Рисунок 7. Подъемная установка УПТ1-50. 1 - коробка передач; 2 - однобарабанная лебедка; 3 компрессор воздуха; 4 - передняя опора вышки; 5 - фара; 6 - вышка с талевой системой; 7 - управление; 8 - кабина машиниста; 9 - гидродомкрат; 10 - задняя опора вышки.

Для разрушения гидратных и парафиновых пробок, закачки в скважину технологических жидкостей, цементирования скважин в призабойной зоне, геофизических исследований используют мобильную установку УПД-5М. УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля КаАЗ-65101/100, или каком-либо другом типе шасси, по желанию заказчика. Привод всех механизмов установки осуществляется гидромоторами, для про-ведения вспомогательных работ имеется гидроманипулятор грузоподъемностью 300 кг.

Трубные элеваторы – для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров:

• элеваторы ЭЗН – одноштропные (СПО с помощью двух элеваторов) грузоподъемностью 15, 25 и 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп.
• элеваторы ЭГ – одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т.
• элеваторы ЭХЛ для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 10 – 40 т.

Штанговые элеваторы ЭШН (рисунок 8) – для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая – для штанг Ж25 .

Рисунок 8. Элеватор штанговый ЭШН.

1 - шайба; 2 - шплинт; 3 - штроп; 4 - винт; 5 - вкладыш; 6 - втулка; 7 - корпус.

Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) и трехрогие (исполнение II).

Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Для капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ предназначены автоматы типа АПР.

Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР.

Для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину предназначены спайдеры.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин используют механический гидроприводной ключ КПР-12.

Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящим моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме, и подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором.

Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин предназначен ключ трубный типа КТЛ. Он обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций.

Для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса с регулируемыми зажимными плашками применяют круговой ключ штанговый КШК.

Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая - подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

При ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра применяются ключи цепные. Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных щек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются.

Для герметизации устья в процессе проведения ремонтных работ в скважине предназначены герметизаторы ГУ-48, ГУ-60, ГУ-73.

Заключение

Производственный процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений - это совокупность всех действий людей и оборудования производства, необходимого для извлечения нефти из недр на поверхность, подсчета добываемой продукции из скважин, дальнейшей ее транспортировки для получения товарной продукции.

Нарушение целостности нефтепромыслового оборудования, приводит к прекращению эксплуатации скважин, к неизбежному уменьшению добычи нефти или газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважины – процесса длительного, трудоемкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения. Отсюда и главное требование к качеству оборудования – его надежность.

Оборудование любой скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме, замер продукции и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Замерные установки также являются источником информации о состоянии скважин, для планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения.

В связи с развитием нефтегазодобывающей отрасли Российский рынок нефтегазопромыслового оборудования активно развивается, что приводит к быстрому обновлению оборудования, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций.

Список использованной литературы

1. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: учебное пособие для вузов/М: Недра/ Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М., 1987
2. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов/ М.: Недра /Бойко В.С., 1990.
3. Разработка нефтяных и газовых месторождений/ учебное пособие/ Покрепин Б.В.
4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. /М.: Недра/ Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Рлзенберг М.Д./ 1983.
5. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин/ М: Недра/Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д./ 1979.
6. Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности./ М., ВНИИОЭНГ, / Усачева Г.Н., Кузнецова Э.А., Королева Л.М., 1982.
7. Техника и технобллогия бурения восстающих скважин. /М.: Недра/ Колосов Д.П, Глухов И.Ф.,1988.
8. Технологические основы технологии / М.:Металлургия/ И.М.Глущенко. ГИ. 1990.
9. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. /М: Недра/ Муравьев В.М. 1978.

PAGE \* MERGEFORMAT 3

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.вшм>
10594.		Сваебойное оборудование	269.41 KB
	Различают молоты простого одностороннего действия у которых энергия привода используется только для подъема ударной части совершающей затем рабочий ход под действием собственного веса и молоты двустороннего действия энергия привода которых сообщает ударной части также дополнительное ускорение при рабочем ходе в результате чего увеличивается энергия удара и сокращается продолжительность рабочего цикла. Наиболее распространены автоматически работающие паровоздушные молоты двустороннего действия с частотой ударов по свае до 100 300 в минуту...
9437.		ОБОРУДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ (КС)	5.53 MB
	Вид КС зависит от ее производительности, требований давления сжатого воздуха и наличия электроэнергии. Число агрегатов принимается с 50% резервом. Обычно, устанавливается 3 машины из них 2 рабочих и 1 резервная.
4948.		Технологическое оборудование ресторана Волгоград	48.95 KB
	Технологическое оборудование ресторана Волгоград. Характеристика ресторана Волгоград. Торговое помещение ресторана Волгоград Технологическое оборудование горячего цеха. От оборудования напрямую зависит качество приготовленной пищи а это является прямым показателем уровня ресторана.
12401.		Оборудование станции устройствами БМРЦ	69.3 KB
	Построение и работа схемы угловых реле. Контрольно-секционные и сигнальные реле. Включение блока реле направлений и групповых схем. Схема угловых реле.
14684.		Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин	83.35 KB
	1 Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважины путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. При компрессорном газлифте в отличие от фонтанного способа эксплуатации необходимо не только иметь источник сжатого газа но и систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Кроме того необходимо отделение газа от добытой газожидкостной смеси для его...
14683.		Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом	312.15 KB
	Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом.1 Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья разобщения межтрубного пространства направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода дебита жидкости или газа фонтанной скважины с помощью...
14636.		ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ ДЛЯ ВОДОСНАБЖЕНИЯ ФЕРМ И ПАСТБИЩ	457.15 KB
	Использование воды в животноводстве Продуктивность и здоровье животных и птицы зависят не только от уровня кормления но и от хорошей организации снабжения животных доброкачественной водой на фермах и пастбищах. Качество воды используемой для животноводческих ферм не всегда в полной мере отвечает санитарно-гигиеническим требованиям. При полном лишении воды животные погибают через 48 дней.
12704.		Оборудование горловины станции устройствами электрической централизации ЭЦ-12-00	293.8 KB
	При разделении на изолированные участки горловины станции необходимо руководствоваться следующими основными правилами: изолирующие стыки ограничивающие стрелочные рельсовые цепи со стороны остряков стрелки устанавливаются у конца рамного рельса; изолирующие стыки необходимо устанавливать в створе со светофорами; в изолирующую секцию нельзя включать более трёх одиночных или двух перекрёстных стрелочных переводов; между стрелками по которым возможны независимые друг от друга одновременные передвижения устанавливается изолирующий...
17393.		СОВРЕМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗУБОТЕХНИЧЕСКОЙ ЛАБОРАТОРИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ НЕСЪЕМНЫХ ПРОТЕЗОВ	167.37 KB
	Помещения зуботехнической лаборатории подразделяются на основные и специальные. В основных помещениях выполняются работы по изготовлению зубных протезов. Специальные помещения подразделяются на гипсовочную, формовочную, полимеризационную, паячную, полировочную, литейную.
709.		Инженерное оборудование территории населенного пункта города Барнаул	266.17 KB
	При строительстве и эксплуатации населенных мест и отдельных архитектурных сооружений неизбежно возникают задачи по улучшению функциональных и эстетических свойств территории

Глава V.

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, це­ментного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсе-кателей, газлифтного оборудования.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности:

1) ремонты при глубине скважины до 1500 м; 2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м.

Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением тидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направ­ленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необхо­димые неоднократные цементные заливки.

Виды работ по капитальному ремонту скважин приведены в табл. V.I.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ

Любому из видов ремонта (см. табл. V.1) предшествуют подготовительные работы.

Наземные сооружения, оборудование, инструменты и конт­рольно-измерительные приборы должны быть (проверены и приведены в соответствие с действующими требованиями, обес­печивающими безопасное проведение работ.

К началу капитального ремонта скважин база производ­ственного обслуживания (БПО) по заказу промысла выпол­няет следующие подготовительные работы:

а) прокладывает водяную и световую линии, ремонтирует
подъездные пути, фундамент под ноги вышки или мачты и

Дготавливает площадку для трактора-подъемника или подъ­емной установки;

б) сооружает новые и ремонтирует имеющиеся вышки или
Мачты; проверяет состояние оттяжек у вышки или мачты и
меняет пришедшие в негодность; устанавливает оттяжной
ролик;

ответствии с существующими требованиями. Если на скважине смонтирован оттяжной ролик, то трактор-подъемник устанав­ливают на расстоянии, превышающем на 10 м высоту назем­ного сооружения. При работе без оттяжного ролика для пред­отвращения опрокидывания вышки или мачты трактор-подъем­ник устанавливают вплотную к рамному брусу так, чтобы ис­ключить трение ходового конца талевого каната о фермы

В дневное время необходимо проводить работы по оснастке талевой системы; смонтировать промывочное оборудование; соединить шланг с промывочной линией через стояк, снабжен­ный манометром; собрать машинные ключи и на специальных подвесках через блоки с противовесами отрегулировать для свободной работы ими. Верхний машинный ключ должен быть свободно подвешен, а нижний привязан канатом к ноге вышки или мачты.

Подготовка труб

Подготовка труб заключается в следующем.

Для перевозки труб на скважину используют специальный транспорт. При разгрузке и укладке их необходимо следить за тем, чтобы муфтовые концы были обращены к устью. Не до­пускается сбрасывать их, ударять друг о друга, перекатывать или волоком и т. д. Кроме того, с помощью рулетки измеряют длину свободного торца трубы до конца безрезьбовой "ее

При визуальном осмотре на скважине определяют состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. При подъеме с мостков для спуска в скважину трубы шабло-нируют. Если шаблон задерживается в трубе, то ее бракуют, делают красной краской.пометку ~«брак» и относят в сторону.

Подготовленные трубы укладывают штабелями на стелла­жи в порядке очередности их спуска в скважину, а между ря­дами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда должны находиться на общей прямой линии, а последую­щие, вышележащие ряды - ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты. Резервные трубы уклады­вают отдельно.

При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Рекомен­дуется переводник соединить заранее с муфтой последней тру­бы спускаемой секции.

Исследование скважин

Исследование скважины проводят с целью установления интенсивности притока жидкости из пласта через фильтр в зависимости от забойного давления, определения характера

притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатацион­ной колонне и пройденных скважиной пластов (по каротаж­ной характеристике), а также контроля технического состоя­ния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах (радиоактивные методы исследо­вания). j/ Скважины исследуют для:

выявления и выделения интервалов негерметичности обсад­ных колонн и цементного кольца за ними;

изучения гидродинамических и температурных условий ре­монтируемого участка ствола;

контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, лзолирую-щих патрубков;

оценки качества промежуточных операций и ремонта в це­лом.

Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное рзат и межколонное рык давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию из межколонного пространства, уменьшить давление до атмосферного или (для ускорения операции) до некоторого значения р" мк, закрыть викидную линию из межколонного пространства и определить время восстановления Т в давления в этом пространстве от ат­мосферного или от р"мк до рмк. После этого следует заглушить скважину промывочной жидкостью, необходимой плотности и следить за изменением р мк. Продолжение межколонных газо­проявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметич-лому заколонному пространству.)/Если газопроявления прекра­тятся, то негерметичность колонны подтверждается однозначно.!

Местоположение каналов утечки флюидов определяют гео­физическими и гидродинамическими методами. Данные иссле­дования используют при подборе композиций тампонажных растворов, резко реагирующих на изменения температуры и для определения сроков проведения отдельных операций в про­цессе тампонирования скважин.

Тампонажные материалы

Цементы и другие вяжущие вещества, применяемые для тампонирования скважин, называются тампонажными материалами.

Тампонажный цемент - продукт, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести, пластмасс и др.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, способствующих образованию после затворения водой или другой жидкостью раствора, за­твердевающего в прочный цементный камень.

В зависимости от жидкости затворения различают следую­щие тампонажные растворы: водные, водно-эмульсионные (во-донефтяные), нефтецементные (дизельное топливо, предельный керосин, безводные нефти и др.), а по времени начала схва­тывания - быстро схватывающиеся со сроком схватывания ме­нее 40 мин; ускоренно схватывающиеся (от 40 мин до 1 ч 20 мин), нормально схватывающиеся (от 1 ч 20 мин до 2 ч), медленно схватывающиеся (более 2 ч).

Для цементирования скважин лспользуют различные сорта тампонажного портландцемента, показатели которых опреде­ляются техническими условиями.

Тампонажные цементы должны обладать: замедленным на­чалом схватывания; ускоренным началом твердения с соответ­ствующей этому моменту высокой прочностью; низкой прони­цаемостью после схватывания и твердения; большой теку­честью; высокой плотностью.

В зависимости от температуры испытания и условий при­менения различают три класса тампонажных цементов:

а) для «холодных» скважин (ХЦ) с температурой испыта­
ния 22±2 ? С;

б) для «горячих скважин» (ГЦ) с температурой испыта­
ния 75±3°С;

в) для глубоких высокотемпературных скважин (ВЦ), кото­
рые в свою очередь подразделены на несколько групп (до 100,
120, 150, 170 и 200 °С).

Для цементирования скважин при температуре на забое до 40 °С применяют тампонажный цемент для «холодных» сква­жин, при температуре до 75 °С - тампонажный цемент для «горячих» скважин, при температуре выше 75°С - специаль­ные цементы для сверхглубоких скважин.

Данные о сроках схватывания цементных растворов и проч­ности образцов цементного камня для «холодных» и «горячих» скважин приведены в табл. V.2.

Начало схватывания цементного раствора характеризуется потерей подвижности и загустеванием раствора. На схваты­вание цементного раствора в скважине влияет водо-цементное отношение, степень помола, присутствие и состав воды, нефти и газа, температура и давление.

Водоцементное отношение - отношение массово­го количества воды к массовому количеству сухого цемента (В: Ц). Для цементирования скважин применяют тампонаж­ные растворы с водоцементным отношением от 0,4 до 0,5.

Извлечение упавших труб

Техника извлечения упавших в скважину труб заключается следующем. С помощью печати определяют местонахождение и состояние конца труб. Нарушения могут быть различными:

разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т. п. Так как при этом невозможно захватить трубы,ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать инструмент. Нарушенный конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправля­ют торцовыми или кольцевыми фрезерами. Если фрезер с на­правлением свободно проходит вниз (на 1--3 м), то трубу за­хватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитными фрезерами-пау­ками и приступают к работе по исправлению нарушенного кон­ца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке.

Если же конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невоз­можно захватить его наружным ловильным инструментом, то следует обработать конец так, чтобы внутрь его можно было пропустить ловильный инструмент. Такие нарушения обычно исправляют конусным райбером.

При извлечении двух рядов труб может.случиться, что кон­цы обоих рядов находятся на одном уровне или конец второго ряда несколько ниже (на 0,2-0,3 м) конца труб первого ряда. Если диаметр колонны 168 мм, а 114-мм трубы первого ряда оканчиваются муфтой, то невозможно захватить их ловильным инструментом ни внутри, ни за тело. Тогда поступают следую­щим образом:

1) отвинчивают и поднимают муфту 114-мм трубы, захваты­
вают колоколом за резьбу трубы, отвинчивают и поднимают ее;
затем ловильным инструментом захватывают трубы второго ряда;

2) обследуют печатью состояние конца второго ряда труб
и при возможности захватывают их труболовкой, отвинчивают
и поднимают, если это не удается, то дают натяжку и обрывают
часть трубы, чтобы обнажить конец первого ряда 114-мм труб,
захватить их ловильным инструментом и извлечь.

Иногда трубы не удается отсоединить вследствие сильной их искривленности и невозможности вращения. Тогда прибегают к расхаживанию и если этим не получают положительного ре­зультата, то применяют гидравлический домкрат.

Иногда во время падения трубы, врезаясь одна в другую, разрезаются на отдельные ленты. В некоторых случаях эти лен­ты облегают внешней стороной стенки колонны и, оставаясь прижатыми к ним, не препятствуют прохождению вниз ловиль-ных инструментов. Большей же частью они сильно осложняют производство ловильных работ. Тогда во время обследованш печатью часто получают такие же отпечатки, как и при сломе колонны.

Ленты труб извлекают фрезерованием ч (иногда длительно время) с помощью торцовых фрезеров, захватывая « ; колок лами или магнитными фрезерзмл.

Извлечение упавших в скважину насосных труб и штанг. Прихваченные или упавшие насосные трубы и штанги извлекают так же, как и один ряд НКХ Так как во время падения труб со штанговым насосом сравнительно силь­ного удара о забой не происходит, при таких авариях происхо­дит гораздо меньше случаев искривления труб и порчи их концов.

Скважинный штанговый насос обычно извлекают вместе с трубами, но иногда и отдельно. Поэтому для выбора типа ло-вильного инструмента следует точно знать, какой типоразмер насоса был спущен.

При извлечении штанговых насосов, прихваченных песчаной пробкой, промывают скважину для удаления пробки вокруг насоса, а затем захватывают его ловильным инструментом.

При падении насосных труб со штангами (если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри них), ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате обрыва ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или конец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы становятся более сложными и принимают затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при создании на их конец нагрузки могут скручиваться в скважине, в результате в ряде случаев образуется клубок изогнутых штанг. В таком случае при их извлечении часто образуется плотный металли­ческий сальник, который приходится вырезать частями торцо­выми или кольцевыми фрезерами.

Во избежание обрыва пойманных штанг и повторного их падения, поднимать бурильные трубы следует замедленно, без резких толчков и рывков.

Вскрытие окна в колонне

Для вскрытия окна в колонне, через которое в последующем предполагается забурить второй ствол, применяют комплект трех фрезеров-райберов типа ФРС. Райберы имеют форму усе­ченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластина­ми из твердого сплава, приваренные стержневым чугуном.

В целях ускорения процесса вскрытия окна в колонне вме­сто комплекта трех фрезеров-райберов типа ФРС применяют комбинированный райбер, райбер-фрезер типа РПМ и другие, обеспечивающие за один рейс полное вскрытие окна в колонне.

Комбинированный райбер (рис. V.11) состоит из трех секций, соединенных между собой. Секции имеют различ­ные диаметры (D t , D 2 и £>з) и длины (/ ь li и / 3) и по мере сра-ботки могут быть заменены.

Первая нижняя секция 1\ - основная рабочая, наклонена к оси райбера под углом « ь равным 8°. Она начинает протирать колонну с момента соприкосновения его с верхним концом от­клонителя. Вторая секция / 2 с углом наклона а 2 =1°30" расши­ряет окно, протертое первой секцией. Третья секция, имеющая

цилиндрическую форму, предусмотрена для обработки стенки окна.

Все боковые поверхности секций райбера армированы плас­тинками из твердого сплава. Угол встречи зуба с колонной в момент резания составляет 10°. Колонна протирается не одно­временно всей поверхностью зуба райбера, а по мере углубле­ния, что облегчает условия работы райбера и бурильной колон­ны. Торцовая часть райбера также усилена пластинками из вы­сокопрочного твердого сплава.

Для циркуляции промывочной жидкости в процессе вскрытия окна в секциях имеются боковые отверстия, расположенные в Шахматном порядке. Конструкция райбера - разборная.

Райбер-фрезер типа РПМ (рис. V.12) предназначен Для вскрытия окна в колоннах диаметром 146-273 мм. На ци­линдрической и конической поверхностях корпуса прорезаны пазы и запрессованы каскады режущих зубьев. В корпусе

предусмотрены промывочные отверстия для выхода циркуля­ции.

При вскрытии окна комплектом из трех фрезеров-райберов работы производят последовательно, начиная с райбера № \ г имеющего наименьший размер, при нагрузке 20-30 кН и часто­те вращения 40-60 об/мин. По мере углубления райбера час­тоту вращения увеличивают до 50-70 об/мин при той же осе­вой нагрузке. После вскрытия окна длиной 1,4-1,6 м от конца отклонителя, т. е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80-90 об/мин, а осевую нагрузку снижают до 10-15 кН.

Райбером № 2 при нагрузке 10-15 кН разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером № 1, по всей длине отклонителя. Райбером № 3 обрабатывают стенки окна и обес­печивают выход в породу при осевой нагрузке до 10 кН и час­тоте вращения ротора 80-90 об/мин.

«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер № 3 без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера сохраняется в пределах не ме­нее 142 мм. В противном случае рекомендуется обработать окно еще одним райбером диаметром 143 мм.

При использовании комбинированного райбера и райберов типа РПМ осевую нагрузку рекомендуется поддерживать в пре­делах 15-30 кН при частоте вращения ротора 60-90 об/мин.

Вскрытие окна производят, не превышая заданной осевой на­грузки. Большие осевые нагрузки на райбер приводят к прежде­временному выходу его за колонну, и окно получается укорочен­ным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных по величине и по знаку "напряжений в теле буриль­ных труб, что приводит к довольно быстрому появлению уста­лости металла и, как следствие, - к поломке бурильных труб в утолщенной части. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в окне в результа­те образования «мертвого» пространства - необработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стен­ки райберами практически невозможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонитель, и повторять работы по вскрытию нового окна.

Во избежание этого над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы соответствующих размеров. Для вскрытия окна в скважинах с двумя-четырьмя клапанными и винтовыми колоннами диаметром 168 мм и более требуется длительное время и повторная проработка окна рай­берами разных номеров. Для облегчения и ускорения этого.про­цесса целесообразно уменьшить число рядов обсадных колонн в интервале окна отвинчиванием или торпедированием. Но вна­чале необходимо определить длину свободной части колонны При большой разнице в диаметрах колонн окно во внутренней

колонне прорезается на всю длину скоса клина отклонителя, а затем в за­висимости от соосности и длины про­света необходимо начать продольную прорезку в значительном интервале последующих колонн до выхода рай­бера в грунт. В этих случаях окно ре­комендуется вскрывать удлиненными райберами, снижая осевую нагрузку на них.

ВНИИБТ разработал и внедрил новую технику и технологию зарезки и бурения второго ствола, сущность ко­торых заключается в следующем.

С помощью универсального выре­зающего устройства (УВУ), которое исключает применение отклонителей и райберов, полностью вырезают часть обсадной колонны длиной 5-6м в на­меченном интервале зарезки. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127, согласно проектному профилю, бурят второй ствол с заданным отклонением.

Универсальное вырезаю­щее устройство (рис. V.13) предназначено для полного удаления части эксплуатационных колонн диаметром 168-219 мм.

Поршень 2, имеющий отверстия для прохода промывочной жидкости, снабжен металлокерамическими насадками и уплот-нительными манжетами. Возвратная пружина 4 служит для воз­врата поршня 2 и толкателя 5 в исходное положение. Рез­цы 7 -съемные, располагаются в прорезях корпуса / и удер­живаются толкателем, пальцами и опорным кольцом. Прореза-ние стенки обсадной трубы осуществляется "прорезными резца­ми, армированными твердым сплавом, а торцевание тела тру­бы-торцующими резцами, снабженными заменяемыми твердо­сплавными вставками.

Промывочная жидкость, "Проходя через отверстия в поршне создает перепад давления, под действием которого толкатель выдвигает резцы из корпуса. При этом резцы поворачиваются относительно съемного опорного кольца, которым воспринимает­ся реактивная сила от осевой нагрузки при торцевании трубы ращение устройства осуществляется ротором.

Проверку внедрения резцов в тело обсадной трубы в началь­ный период прорезания окна необходимо производить без на­грузки в течение 10-15 мин. Дальнейшее прорезание колонны осуществляют постепенным увеличением осевой нагрузки до

5-10 кН при расходе жидкости 10-12 дм*. По мере сработки резцов торцевание колонны производят увеличением осевой на­грузки от минимальной до 50 кН при том же расходе. Для за­мены резцов устройство поднимают на поверхность после резко­го падения механической скорости фрезерования тела трубы.

После вскрытия в "эксплуатационной колонне приступают к процессу бурения второго ствола.

Режимы бурения

Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расхо­дом промывочной жидкости и ее качеством; временем пребыва­ния долота на забое.

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

Оптимальным называют режим, установленный с уче­том геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств для получения высоких коли­чественных и качественных показателей при минимальной стои­мости 1 м проходки.

Специальным называют режим, установленный для за-буривания второго ствола и последующего бурения в осложнен­ных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, по­глощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.

Передавать осевую нагрузку на долото за счет массы ниж­ней секции колонны бурильных труб нерационально, так как в этом случае секция будет подвергаться напряжениям на сжа­тие, изгиб и кручение. Это приводит к поломкам бурильной ко­лонны и искривлению ствола скважины. Поэтому в нижней ча­сти бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ. В про­цессе бурения осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа.

Заданная нагрузка,на долото контролируется гидравличе­ским индикатором массы. Осевая нагрузка в процессе забури-вания второго ствола должна быть равномерной при скорости проходки 3-4 м/ч.

Частота вращения долота должна быть в пределах 40- 60 об/мин. На таком режиме второй ствол следует забуривать не менее чем на 5-6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме.

После спуска очередного долота при нагрузке 15-30 кН про­рабатывают интервал 10-15 м от забоя. В течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опо­ры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуе­мого значения, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной.

Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Успешное бурение второго ствола до проектной глубины ис последующие работы во многом зависят от качества и количе­ства промывочной жидкости, подаваемой на забой, т. е. от ско­рости восходящего потока в затрубном пространстве.

Борьба с обвалами

Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов. Признаки обвалов в скважине:

1) значительное повышение давления на выкиде буровых
насосов;

2) резкое повышение вязкости бурового раствора;

3) вынос раствором на дневную поверхность большого коли­
чества частиц обваливающихся пород;

4) при спуске инструмент не доходит до забоя;

5) затяжки инструмента в процессе его подъема.
Основные мероприятия по борьбе с обвалами:

1) .применение бурового раствора, исключающего обвалы;

2) сокращение до минимума непроизводительных простоев и
поддержание необходимого в условиях ожидаемых рбвалов ре­
жима бурения;

3) обеспечение необходимой скорости восходящего потока в
затрубном пространстве.

Разобщение пластов

После окончания бурения второго ствола и проведения элек­трометрических работ приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается в креплении стенок скважины обсадными трубами и последующем их цементирова­нии для предохранения от обвалов и изоляции пластов.

Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колон­ны или хвостовика, подразделяются на четыре этапа: подготов­ка бурового оборудования и инструмента; подготовка обсадных труб; подготовка ствола скважины; спуск колонны.

Подготовка бурового оборудования и инст­румента. Перед спуском эксплуатационной колонны тща­тельно проверяют подъемное оборудование и инструмент. Выш­ку (мачту) осматривают, проверяя болтовые соединения в уз­лах, поясах, диагоналях. Вышка должна быть строго верти­кальной, так как небольшой перекос ее вызовет большие за­труднения при спуске колонны. Необходимо также проверить исправность подъемного механизма (лебедки, трактора-подъем­ника), силовых двигателей, прочность их крепления, состояние | отдельных узлов. Особое внимание при этом следует уделять тормозной и талевой системам и талевому канату. В случае не­обходимости талевый канат "следует заменить. Затем необходи­мо проверить насосы и манифольдную линию; наличие и ис­правность элеваторов, круговых ключей, шаблонов и слайдера.

Подготовка обсадных труб. Обсадные трубы* пред-! назначенные для спуска в скважину, необходимо заблаговре­менно доставить на скважину и внимательно осмотреть под ру- ководством мастера по капитальному ремонту скважин.

Трубу укладывают на приемном мосту, каждую нумеруют и замеряют ее длину. Резьбу труб и муфт тщательно очищают

щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Дефект­ные трубы отбраковывают при осмотре, а также в процессе свинчивания их во время спуска. Если в процессе навинчивания ручным способом труба на 5-6 ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также заменяют, если она свобод­но завинчивается вручную до конца резьбы. Для замены отбра­кованных труб на скважине необходимо иметь их запас (5% от длины спускаемой колонны).

Одновременно с обсадными трубами на скважину доставля­ют элементы низа обсадной колонны, обеспечивающие ее успеш­ный спуск и цементирование.

Конструкция низа эксплуатационной колонны состоит из. башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного пат­рубка, обратного клапана, упорного кольца и скребков. Реко­мендуется для успешной эксплуатации горизонта с низким плас­товым давлением с целью предотвращения цементации пор и. облегчения условий освоения скважины эксплуатационную ко­лонну спускать с готовым фильтром. В этом случае конструк­ция низа колонны должна состоять из башмачной направляю­щей пробки, башмака, фильтра необходимой длины, удлинен­ной воронкообразной муфты с прямым клапаном, короткого за­ливочного патрубка, эластичной брезентовой воронки, обратно­го клапана и упорного кольца.

При спуске хвостовика конструкция низа аналогична описан­ной выше с той лишь разницей, что в процессе цементирования без использования заливочных пробок упорное кольцо не уста­навливают и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой.

Подготовка ствола к спуску колонны. Для ус­пешного спуска эксплуатационной колонны ствол скважины от окна до забоя расширяют (прорабатывают) гидравлическим расширителем или эксцентричным долотом с таким расчетом, чтобы диаметр ствола не менее чем на 15-20% был больше диаметра муфт колонны труб, подлежащих спуску. Скорость проработки ствола не должна превышать 12-15 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, осевая нагрузка на до­лото-на 20-30% меньше, чем в.процессе бурения при макси­мальной подаче насосов. Качество бурового раствора должно отвечать требованиям геолого-технического наряда. После про­работки скважину промывают в течение времени, необходимом для замены одного или двух объемов жидкости в ней.

Для крепления второго ствола спускают сплошную колонну или хвостовик.

Сплошную колонну спускают в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой проводили рабо­ты, деформирована выше вскрытого окна или имеет большой диаметр. При этом необходимо следить за соблюдением очеред­ности спуска обсадных труб "и за показаниями гидравлического индикатора массы.

При понижении нагрузки на крюке следует ствол скважины промыть до восстановления нагрузки, затем продолжать спуск. Первую нижнюю трубу пропускают через окно с промывкой. Кроме того, промывать скважину необходимо в интервалах, предусмотренных планом спуска колонны. Проверка доведения колонны до забоя достигается допуском труб с промывкой сква­жины. При этом нагрузка не должна превышать 20-40 кН.

Хвостовик спускают на бурильных трубах со специаль-

ным переводником, имеющим левую резьбу. Конец хвостовика
должен располагаться в эксплуатационной колонне на 15-
20 м выше вскрытого окна. Верхнюю часть его оборудуют ворон­
кой, наибольший диаметр которой должен быть на 10-12 мм
меньше внутреннего диаметра колонны, в которой производи­
лась зарезка. Нижнюю трубу пропускают через окно с промыв­
кой скважины. При спуске последующих обсадных или буриль­
ных труб их заполняют буровым раствором. После окончания

спуска труб навинчивают ведущую бурильную трубу, восстанав-ливают циркуляцию и проверяют состояние забоя промывкой.

Цементирование колонны

Цементирование обсадной колонны -одна из самых ответст-

венных операций, от успешности которой зависит дальнейшая
нормальная эксплуатация скважины.

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида ко­лонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвосто-

Одноступенчатое цементирование. После окон­чания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе

подготовки скважины к цементированию колонну обсадных труб периодически расхаживают и непрерывно промывают сква-

жипу для предотвращения прихвата колонны. Башмак ее уста­навливают на 1-2 м выше забоя, устье оборудуют цементиро­вочной головкой и закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвин-

чивают стопорные болты на цементировочной голоэке*и закачи­вают расчетное количество продавочного бурового раствора.

Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца

«стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый

удар. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.

При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъ-

емом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную

головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной

заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементно­го раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в ниж­нюю и перекроет отверстия кольца. При этом давление в бу­рильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции как одно целое перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъ­ема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой и путем вращения инструмента по часовой стрелке осво­бодить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вы­мыть излишек цементного раствора. Через 16-20 ч электротер­мометром следует определить высоту подъема цемента за ко­лонной, оборудовать устье скважины (в случае спуска сплош­ной колонны), испытать колонну на герметичность и перфори­ровать в интервале продуктивного пласта.

Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола - испытание эксплуа­тационной колонны на герметичность, перфорирование отверс­тий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вы­зов притока нефти или газа из пласта).

ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН [ЛС]

Скважины, дальнейшее использование которых признано не­целесообразным, подлежат ликвидации. Причины ликвидации могут быть следующие.

1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность
ее устранения, а также невозможность использования скважины
для других целей, например: в качестве наблюдательной, нагне­
тательной, пьезометрической и т. д.

2. Отсутствие нефтенасыщенных горизонтов, вскрытых дан­
ной скважиной, и невозможность ее использования для других
целей (углубление, переход, использование в качестве погло­
щающей для закачки сточных вод и т. д.).

3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее
разрезе объектов для перехода.

4. Расположение скважины в застроенных ".и занятых зонах
(предприятия, жилые массивы, водохранилища и т. д.) или в
зонах стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т. д.).

Материалы по ликвидации скважин оформляют в соответ­ствии с существующими положениями и согласуют с органами государственного горно-технияескэго надзора.

В процессе ликвидации скважины извлекают подземное обо­рудование и максимально возможное число обсадных труб, изо­лируют вскрытые пласты и устанавливают ipenep. Объем и ха­рактер работ зависят от их назначения, конструкции и состояв* ствола. Работы по ликвидации новых скважин, в которые спу-

щеньт только технические колонны (без эксплуатационной), за­ключаются в следующем.

В непродуктивных интервалах в данной скважине устанав­ливают цементные мосты высотой, равной толщине пласта плюс.20 м выше кровли и ниже подошвы. Над кровлей верхнего пла­ста цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м. Ствол заполняют буровым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.

Если в разрезе не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, то допускается извлечение техниче­ских колонн, при этом в башмаке последней остающейся ко­лонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером следую­щим образом. При оставленной технической колонне на сплюс­нутой сверху трубе диаметром 73 мм на глубину не менее 2 м опускают деревянную пробку и заливают скважину до устья цементным раствором. Над устьем сооружают бетонную тумбу размером 1,0x1,0x1,0 м. Высота репера над этой тумбой долж-. на быть не менее 0,5 м.

При извлеченной технической колонне репер устанавливают в кондукторе или шахтовом направлении, а затем сооружают тумбу размером 1,0X1,0X1,0 м.

Ликвидацию скважин после их опробования при спущенной эксплуатационной колонне производят так же, как описано выше. Обсадные колонны в этом случае извлекают, если залежь чисто нефтяная и отсутствуют напорные минерализованные.пластовые воды, загрязняющие верхние пресные воды.

Если невозможно извлечь обсадные колонны, то устье закры­вают глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем или заглушкой, после чего устанавливают репер.

Ликвидационные работы в эксплуатационных скважинах в связи с полным истощением продуктивных пластов и их обвод­нением, а также в нагнетательных и наблюдательных скважи­нах, которые в дальнейшем не могут быть использованы для других целей, производят так же, как было описано.

Работы в скважинах, подлежащих ликвидации "вследствие технических причин или некачественной проводки и аварий, проводят по специальным прое

Введение

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура , капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ , устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся:

ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);

устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);

устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);

переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);

внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).

Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,

КР-7 – с обработкой призабойной зоны;

ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)

и, наконец, консервация и расконцервация скважин (КР-11).

Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

К ремонтно-изоляционным (КР-1) относятся следующие виды работ и, соответственно, технико-технологические требования к сдаче: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, цель которого – выполнив запланированный объем работ, снизить обводненность продукции; отключение отдельных пластов, предусматривающее после сдачи отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте либо из отключенного пласта.

В этот раздел входит также исправление негерметичности цементного кольца, что должно служить снижению обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита скважины. Правда, подтвердить, что эта цель достигнута, придется промыслово-геофизическими исследованиями.

Ими же подтверждается и отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности, достигнутое в ходе наращивания цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонками и кондуктором.

Результаты следующих трех видов работ подтверждаются лишь при гидроиспытаниях. Негерметичность эксплуатационной колонны возможно устранить тампонированием, установкой пластыря и спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра. Напомним, что эти виды работ шифруются кодом КР-2.

Прохождением шаблона до необходимой глубины, а также герметичностью колонны в интервале работ фрезером характеризуется выполнение заданий по извлечению оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации; очистке забоя ствола скважины от металлических предметов; прочих работ по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации, а также ликвидации аварий, случившихся во время ремонта скважин. (КР-3).

Шифр КР-4 обозначает работы, направленные на увеличение дебита скважин. К ним относятся переход на другие горизонты и приобщение пластов.

Герметичность пакера, увеличение дебита нефти и увеличение или сокращение объемов закачки воды достигаются за счет работ под шифром КР-5. К ним относятся внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, а также пакеров - отсекателей.

Зарезка двух и более стволов скважин (а так же прочии работы связанные с бурением). Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6).

Увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью обработки призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

В этом комплексе немаловажную роль играют гидроразрыв пласта, проведение ГПП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны. В классификаторе все они идут под шифром КР-7.

К капитальному ремонту скважин относят специалисты и их исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения.

Достижению приемистости, оговоренной в плане служит освоение скважин под нагнетательные и получению дополнительного притока – перевод скважин под отбор технической воды. Эти работы обозначаются шифром КР-9.

Обеспеспечение или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро - и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10).

К комплексу работ по обработке призабойной зоны относится еще и комплекс подвида работ по повышению нефтеотдачи пластов. Они обозначаются общим шифром ПНП-1 и предусматривают создание оторочек растворителя, раствора ПАВ, растворов полимеров, кислот, щелочей, горячей воды, пара, газожидкостных смесей, активного ила, газа, парогазовых смесей, мицеплярного раствора и других реагентов.

Сюда же относится инициирование и регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин – это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин.

1. РИР (КР-1).

Ремонтно-изоляционные работы являются одним из наиболее сложных видов капитального ремонта скважин. Осложнения и аварии при проведении РИР вызывают необходимость выполнения большого объема сложных дорогостоящих работ и даже могут привести к физической ликвидации скважины.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважинах занимают особое место в комплексе геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличения газоотдачи пласта.

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.

Причиной прорыва посторонних вод являются:

некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;

разрушение цементного кольца в межколонном пространстве (что влечет за собой заколонныеперетоки) или цементного стакана на забое скважины;

наличие в теле колонны слома, трещин, раковин;

наличие соседней обводненной скважины.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТЫ.

Назначение изоляционных работ

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут не только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ-изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной обсадной колонны – «летучки».

Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свойства, пластические массы и некоторые другие вещества. Изоляционные работы с применением различных видов цемента называются цементированием.

Применение тампонажного цемента со свойствами, близкими. к свойствам цемента, который употребляется при цементировании эксплуатационной колонны, имеет следующие преимущества:

а) цемент, затвердевший в трещинах цементного кольца, образует с ним однородное по физико-химическим свойствам тело, которое хорошо сопротивляется внешнему давлению, влиянию забойной температуры и коррозийному действию среды; б) цементный раствор не проникает в поры пласта, а образует на поверхности пористой среды непроницаемую цементную корку. Эта корка надежно предотвращает проникновение жидкости в породу или из породы в скважину на участке цементирования. В то же время - она препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования.

Цементный раствор из стандартного тампонажного цемента не способен проникать в мельчайшие трещины. Однако есть основания полагать, что разрушение цементного кольца во всех случаях происходит с образованием каверн и трещин, которые могут заполниться цементным раствором обычной дисперсности

Водонапорный режим эксплуатации сопровождается прогрессирующим обводнением пластов и скважин. Кроме того, скважины обводняются и посторонними водами из ниже - или вышележащих горизонтов. Поступление воды в скважины может происходить через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, через дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, нарушении цементного кольца в заколонном пространстве, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.

Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т. е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной (максимальной) выборки запасов нефти.

С учетом характера несоответствия конструкции скважины существующим условиям ее эксплуатации и требованиям рациональной выборки продуктивных пластов РИР делятся на две группы:

Технологические,

Аварийно-восстановительные.

К технологическим относятся работы, обусловленные требованиями технологии разработки продуктивных пластов и месторождения в целом:

1) РИР по отключению отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтедобывающих скважинах независимо от их местоположения по мощности и характера обводнения, регулированию закачки воды по мощности заводняемых пластов в водонагнетательных скважинах.

2) РИР по отключению отдельных пластов. Необходимость проведения РИР данного вида возникает в нефтяных добывающих и водонагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов обуславливает разновременность их выработки и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных пластов.

К аварийно-восстановительным относятся РИР, обусловленные аварийными ситуациями в процессе эксплуатации и ремонта скважин, недостатками в конструкции.

1) РИР по исправлению некачественного цементного кольца. Необходимость проведения этого вида работ обусловлена несоответствием качества тампонирования обсадной колонны условиям эксплуатации и является следствием как получения некачественного цементного кольца при проведении тампонирования, так и разрушения кольца в процессе эксплуатации скважины.

2) РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн. Необходимость проведения обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны.

3) РИР по наращиванию цементного кольца за обсадной колонной и кондуктором. Необходимость их применения в первую очередь диктуется требованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращением перетока пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность. В ряде случаев эти работы проводят одновременно с ликвидацией нарушений обсадной колонны.

4) РИР по креплению слабоцементировочных пород в призабойной зоне пласта. Необходимость проведения обусловлена разрушением призабойной зоны пласта и нарушением нормального режима эксплуатации.

5) К наиболее ответственным и важным РИР относятся работы по ликвидации скважин.

Если работы по ликвидации скважин произведены некачественно, со временем возникает серьезная опасность сообщения пластов, практически со всеми вышележащими пластами, в том числе, с городскими водозаборными скважинами.

УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.

При не герметичности цементного кольца возможны следующие осложнения:

Перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

Обводнение продуктивных пластов;

Прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться по выбору зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство.

I. Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, подошвенные и промежуточные.

1.1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположенных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефтеносные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, чаще глинистыми, разделами. При бурении скважины непроницаемые перемычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока. Если кольцевое пространство в зоне плотного раздела зацементировано некачественно, то при освоении или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

1.2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и занимает его нижнюю часть.

Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и характеризуются слоистым строением с включением различных по мощности алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут вклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в условиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементированы участки заколонного пространства против плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационными отверстиями.

1.3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.

1.4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид осложнения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации нами не рассматривается.

2. Каналами перетока могут служить дефекты в цементном кольце или зона контакта последнего с обсадной колонной или плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно и протяженность каналов перетока, изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характеризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких каналах близки к ламинарной зоне. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов её разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.

Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.

3. При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

3.1. Расстояние от перфорационных отверстий в колонне до плотных разделов по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор, ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагнетании интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего. При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или перекрыть её незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраняется при использовании цементных растворов с пониженной водоотдачей.

3.2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми поперечными размерами. Это накладывает жесткие требования на проникающую способность тампонажных растворов.

3.3. Мощность непроницаемых разделов также различна. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изолирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

3.4. С момента приготовления до окончания процесса цементирования под давлением проходит значительное время, часть которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспечению стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.

4. В качестве тампонирующих материалов следует применять составы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной обработке.

4.1. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендуется использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от известных: не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов, соответственно до 50 и 70 °С, а затвердевший камень обладает улучшенными физико-механическими показателями.

4.2. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии использовать гидроактиватор и применять добавки, облагораживающие смесь: окэил, KCGB, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью цементного раствора при приготовлении суспензии целесообразно использовать осреднительную емкость.

4.3. В качестве составов смесей с высокой проникающей способностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы - отверждаемые глинистые раствор (ОГР), водные растворы фенолформальдегидных смол, водонерастворимые ГГШ, а также гелеобразующие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее желательно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако ^пользование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода фильтрующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так одновременно южно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае слезет использовать специальные перфорационные отверстия в колонне выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.

5. Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.

6. При любом способе цементирования, если не достигнуто требуемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем операцию повторить.

7. После разбуривания цементного моста, к которому приступают после 24 ч ОЗЦ, качество изоляционных работ проверяют геофизическими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жидкости.

8. В комплексе геофизических исследований включаютОТСЭК, ОИП, ИО, ОПП.

9. Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.

10. Вызов притока - основной при контроле за качеством изоляции каналов перетока, которое считается удовлетворительным, если после создания депрессии в колонне приток постороннего флюида не превышает нормативного значения.

Величину депрессии, а также допускаемый объем притока устанавливают местные геолого-технические службы в зависимости от условий скважины и способа эксплуатации.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Подготовительные работы к капитальному ремонту скважин.

Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. Ремонтно-изоляционные работы. Устранение негерметичности обсадной колонны. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. Ремонт скважин, оборудованных Перевод на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин на использование по другому назначению. Зарезка новых стволов. Работы по интенсификации добычи нефти. Кислотные обработки. Гидроразрыв пластов. Консервация и расконсервация скважин. Ликвидация скважин. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли насосно-компрессорных труб, насосных штанг и посторонних предметов: метчики, колокола, труболовки, овершоты, комбинированные ловители, пауки и др. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения. Извлечение прихваченных труб с помощью гидравлического домкрата.

Установка цементных мостов и испытание их на герметичность. Испытание эксплуатационных колонн на герметичность.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

капитальный ремонт скважины;

текущий ремонт скважины;

скважино -операция по повышению нефтеотдачи пластов.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино -смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

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 биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

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, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 ч 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.

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

с помощью специально спускаемой колонны труб;

путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

на кабеле или на канате.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

К капитальным ремонтам скважин и работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся работы, представленные в табл. 3 и 4

Классификатор капитальных ремонтов скважин

	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
КР 1 Ремонтно-изоляционные работы
	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта Отключение отдельных пластов Исправление негерметичности цементного кольца Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором	Снижение обводненности продукции. Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а). Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизическими исследованиями
КР 2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
	Устранение негерметичности тампонированием Устранение негерметичности установкой пластыря Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра	Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании
КР 3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
	Извлечение оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером Достижение цели, оговоренной в технологическом плане Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий
КР 4 Переход на другие горизонты и приобщение пластов
	Переход на другие горизонты Приобщение пластов	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока. Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти
	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей	Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды.
КР 6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением
	Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин	Выполнение запланированного объема работ
КР 7 Обработка призабойной зоны
	Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Проведение ГПП Виброобработка призабойной зоны Термообработка призабойной зоны Промывка призабойной зоны растворителям Промывка призабойной зоны растворителям ПАВ Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.) Прочие виды обработки призабойной зоны Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов	Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Выполнение запланированного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин
КР 8 Исследование скважин
	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)	Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения
КР 9 Перевод скважины на использование по другому назначению
	Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха	Достижение приемистости, оговоренной в плане Выполнение запланированного объема работ. Получение притока Выполнение запланированного объема работ Обеспечение приемистости
КР 10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием Промывка в паро-и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок	Обеспечение приемистости Восстановление приемистости
	Консервация и расконсервация скважин	Выполнение запланированного объема работ
	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объема работ

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушевидных фрезеров.

Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3--5 мм.

Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 .Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).

Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.

Таблица - Выбор осевой нагрузки на справочное долото в зависимости от размеров обсадных и бурильных труб

Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

Ремонтно-изоляционные работы

Изоляция пластов или их отдельных интервалов.

Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

производят глушение скважины;

спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым);

при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер);

производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/(ч * М Па), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

выбирают тип и объем тампонажного раствора;

приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов.

Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.

Исправление негерметичности цементного кольца.

Производят глушение скважины

Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

Поднимают НКТ и скважинное оборудование

Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

температуру и пластовое давление;

тип горных пород;

давление гидроразрыва;

дебит скважины;

химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала запустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности технологического процесса.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв -пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв -пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

при приемистости 1.5 м3/(ч МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

при приемистости менее 1,5 м3/ (ч * МПа) -- на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

при приемистости скважины до 2 мз/(ч*МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

при приемистости более 2 м3/(ч * МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0--1,5 м ниже фильтра.

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50--100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100--200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.

Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую -- обратным.

В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей.

Устранение негерметичности обсадной колонны

Тампонирование

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)

Проводят исследования скважины.

Проводят обследование обсадной колонны.

Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5--10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20--30 м ниже дефекта.

При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч * МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

При приемистости 0,5 м3/(ч * МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

Установка стальных пластырей

В современной отечественной и зарубежной нефтедобывающей отрасли одним из эффективных методов ремонта скважин является установка стальных гофрированных пластырей на дефект обсадных колонн с использованием специальных транспортных устройств.

В отечественной практике известны устройства типа ДОРН - 1, ДОРН - 2, которые обеспечивают транспортировку и установку стальных пластырей на дефект в обсадных колоннах. В настоящее время создано и испытано устройство ДОРН - 3М, которое имеет принципиальное отличие от предыдущих конструкций. Установка стального пластыря производится по схеме сверху вниз. Это отличие позволяет следующее:

исключить попадание твердых частиц между колонной и пластырем в процессе установки, следовательно повышается коэффициент успешности ремонта.

Использовать пластыри с нулевыми и отрицательными периметрами.

Устанавливать пластырь без осевых (растягивающих) нагрузок на инструмент

Не применять левые переводники

Работать с минимально необходимым давлением жидкости в системе, а значит, и минимальной радиальной нагрузкой на дорнирующую головку при проходах ее в пластыре, что обеспечивает благоприятные условия ремонта скважин

Ликвидировать незначительные смятия обсадной колонны. В этом случае необходимо работать только дорнирующей головкой без пластыря.

Применять данное устройство для ремонта обсадных колонн предпочтительно на глубине 1000 м и более.

На рисунке 3.10.1 показано устройство для транспортировки и установки стального пластыря ДОРН - 3М

Устройство состоит из пяти отдельных узлов: циркуляционного клапана 9, силового цилиндра 10, подвижной дорнирующей головки 1, связующей полой штанги 2 и основного нижнего упора 6. Пластырь 3 монтируется на штангу 2 между дорнирующей головкой 1 и основным нижним упором 6. Силовой цилиндр 10 выполнен из трех рабочих и одного холостого цилиндров, поршней, соединенных между собой штоками и регулируемого упора. Дорнирующая головка 1 включает в себя полый стержень с радиальным отверстием, составной корпус с отверстием, камерами и уплотнительными элементами, конусный пуасон, калибрующие сектора, кожух, самоуплотняющуюся манжету, обоймы, гайки, переводники.

Связующая полая штанга 2 состоит из стержня 8, на котором размещены промежуточные упоры пластыря 7.

Основной нижний упор 6 выполнен в виде конуса с пазами, в которых на шарнирах с пружинными лепестками расположены упорные пластины пластыря, при этом в рабочем состоянии они занимают положение перпендикулярное к образующим пластыря, контактируя одним концом с его торцом, другим с уступами пазов в корпусе, а в транспортном состоянии заподлицо в пазах корпуса - пуасона.

Такая конструкция упора позволяет в случае аварийной ситуации извлечь устройство без оставления его элементов в скважине, продолжить без подъема на поверхность расширение и калибровку пластыря до полного сопряжения его со стенкой обсадной трубы или после устранения неполадок опустить в скважину для качественного завершения операции.

Циркуляционный клапан 9 состоит из корпуса, переходника, фильтров, сбивного пальца, шара.

В устройстве могут быть использованы и клапаны других типов, которые обеспечивают заполнение жидкостью труб при спуске и сливе ее при подъеме.

Дорнирующая головка снабжена стопорным срезным штифтом, предупреждающее преждевременное расширение пластыря при спуске его в скважину. Устройство комплектуется стержнем (ломиком) диаметром 25мм, длиной 2 метра для открытия отверстия в циркуляционном клапане 9 перед подъемом инструмента.

Принцип работы устройства

Для спуска в скважину устройство в сборе с пластырем комплектуется из двух частей: первая включает в себя дорнирующую головку 1, полую штангу 2, упор 6, пластырь 3; вторая - циркуляционный клапан 9, силовой цилиндр 10.

Первая часть опускается в скважину и соединяется со второй над устьем через переводник, а дорнирующая головка 1 фиксируется от осевого перемещения регулируемым упором силового цилиндра 10. Устройство в сборе с пластырем опускается в скважину так, чтобы середина пластыря 3 была ориентирована на дефект 4 обсадной колонны 5 (рис 3.10.1 а). Если длина пластыря более допустимой высоты подъема агрегатом, то пластырь в сборе со штангой спускают в скважину по частям и сваривают их над устьем по соответствующей технологии. Расширение пластыря 3 до сопряжения с внутренней стенкой обсадной колонны 5 для перекрытия нарушения 4 осуществляется продавливанием дорнирующей головки 1 через пластырь силовым цилиндром 10, при этом предварительное расширение пластыря обеспечивается конусным пуансоном дорнирующей головки, а окончательное, до полного контакта с обсадной колонной - калибрующими секторами дорнирующей головки (рис 3.10.1 б).

Заход калибрующих секторов в пластырь на отрезке L1 осуществляется без избыточного давления жидкости в головке. После захода калибрующих секторов в пластырь жидкость поступает в камеру, а затем в полость самоуплотняющейся манжеты, что обеспечивает радиальный ход калибрующих секторов. Рабочее избыточное давление жидкости на калибрующие сектора поддерживается на отрезке L2 - хода дорнирующей головки под давлением. После первого шагового рабочего хода L = L1 + L2 давление дорнирующей головки надо снизить до «0» и инструмент осадить вниз (зарядить) на величину хода головки - 1500 мм. В это время первый промежуточный упор 7 выходит из пластыря и удерживает его от сдвига. Затем вновь создают рабочее давление в системе и процесс продавливания дорнирующей головки в пластыре повторяется на величину ее рабочего хода. Таким образом, продавливание дорнирующей головки повторяется циклами до выхода ее из пластыря. При этом оставшийся нерасширенным нижний участок пластыря после выхода из него последнего

промежуточного упора расширяется головкой с частичным использованием веса инструмента. При недостаточном весе его для продавливания головки давление в системе может быть снижено (при необходимости до 0). В этом случае работают только конусным пуансоном дорнирующей головки.

Устройство (рис 3.10.1 в) позволяет осуществлять повторные проходы установленного пластыря дорнирующей головкой с давлением, используя частично вес инструмента по технологии работы сверху вниз или снизу вверх. При этом осевая нагрузка на инструмент значительно (30 - 70%) снижается по сравнению с нагрузкой полученной в первоначальном проходе.

В случае невозможности протянуть дорнирующую головку через пластырь вниз (недостаточный вес инструмента, не сработал промежуточный упор и тд) продолжение операции по установке пластыря в обсадной трубе обеспечивается наличием в устройстве конусного упора, который своим конусом - пуансоном при подъеме инструмента расширяет оставшуюся часть пластыря снизу вверх. При этом давление в системе снимается. Затем под давлением производится протягивание дорнирующей головки через пластырь сверху вниз весом инструмента. Если калибровка не удалась из -за недостатка давления в системе, то устройство извлекается на поверхность, устраняются неполадки и операция по установке повторяется.

Заполнение жидкостью труб и устройства при спуске в скважину и слив жидкости при подъеме осуществляется через циркуляционный клапан 9.

Перед подъемом устройства на поверхность в циркуляционный клапан опускается стержень (ломик) который срезает сбивной палец и открывает отверстие для слива жидкости.

В 80-х годах в целях восстановления герметичности колонн были разработаны стальные профильные перекрыватели с диаметрами 146 и 168мм. Перекрыватели представляют собой профильную двухканальную трубу с цилиндрическими концами, в которых с одной стороны крепится башмак, а с другой - устройство для спуска перекрывателя в скважину. Профильная труба имеет длину 8 - 10 метров, толщину стенки 5мм и изготавливается из стали марки 10.

Башмак, профильная труба и устройство для спуска перекрывателя в скважину образуют гидравлическую камеру. В эту камеру через НКТ закачивается жидкость и создается давление до 16 - 18 МПа, под действием которого профильная часть перекрывателя выправляется и плотно прижимается к стенкам колонны (рис 3.10.2).

Перед тем как спустить перекрыватель с устройством, в колонну в интервале нарушения герметичности прорабатывают гидромеханическим расширителем. Шаблонируют колонну и НКТ. Перекрыватель спускают в скважину и устанавливают напротив места нарушения.

В колонну НКТ сбрасывают шар и закачивают жидкость. Когда шар садится в седло происходит увеличение давления, под действием которого перекрыватель выпрямляется и плотно прижимается к внутренней стенки колонны. Затем колонну НКТ отсоединяют от перекрывателя и поднимают, на бурильных трубах спускают развальцеватель, создают через него циркуляцию и вращая колонну бур труб ротором развальцовывают концы и недожимы перекрывателя, а так же разрушают башмак. При этом паста нанесенная на наружную поверхность профильной трубы уплотняется и достигается герметичность э/колонны.

Изоляция обводнившихся продуктивных пластов.

Работы по возврату скважин на вышележащий горизонт состоят как в установке цементного моста непосредственно на забое скважины с целью изоляции нижнего объекта от верхнего с последующей перфорацией верхнего объекта.

На рисунке показана схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на вышележащий горизонт.

Пакер с упором на забой состоит из двух подвижных частей: патрубка с двумя муфтами и герметизирующими элементами и сальниковой коробки с удлинителем. При необходимости патрубок изготовляют из НКТ диаметром 60 или 73 мм, в зависимости от диаметра пакерующих элементов. Длина патрубка подбирается из расчета числа устанавливаемых резиновых элементов.

На рисунке показана схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на нижележащий горизонт.

После перфорации колонны в нижележащем интервале спускают компоновку НКТ с пакером и циркуляционным клапаном над ним с целью вызова притока при освоении скважины, а также глушения скважины. Конструкция клапана позволяет пропускать через него геофизические приборы диаметром до 40 мм. В обоих случаях в компоновку включают перфорированные НКТ, в первом случае над пакером, а во втором ниже пакера.

Верхняя часть НКТ на устье вворачивается в трубную головку фонтанной арматуры. За счет веса передаваемого на подвижную часть пакера резиновые элементы увеличиваются в диаметре до полного перекрытия затрубного пространства.

Пакер опрессовывается не давление, которое получают из суммы гидростатического давления столба жидкости и допустимого давления для пакера, но не выше давления опрессовки скважины. Опрессовку производят в затрубное пространство при открытом трубном. При этом циркуляционный клапан закрывается.

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:

1) установка фильтров;

заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;

термические и термохимические способы;

металлизация;

синтетические полимеры;

песчано-смолистые составы;

пеноцементы.

Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.

Выбор и подготовку скважин для ремонта осуществляют в соответствии с действующим РД по технологии крепления призабойной зоны.

Подготовительные работы.

Определяют температуру в зоне тампонирования.

Определяют содержание механических примесей в продукции.

Определяют дебит и содержание воды в продукции.

В зависимости от температуры в зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.

Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агрегат ЦА-320 М.

Останавливают и глушат скважину.

Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции, при обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.

Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.

Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин

Подготовительные работы.

Составляют план ликвидации аварии.

В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

План ликвидации аварии с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуют с противофонтанной службой и утверждают главным инженером предприятия.

Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. (см. приложение -аварийный инструмент)

При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы производят по специальному плану.

Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.

При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным пространством с соблюдением специальных мер безопасности.

Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций:

спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;

в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.

Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности.

Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы.

Обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м.

Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы -- внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют

труболовки,

колокола,

магнитные фрезеры,

фрезеры-пауки.

Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины.

Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при помощи

крючка и т.п.

Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.

Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия.

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений.

Перед переходом на другие горизонты и приобщением пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.

Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (50--100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта.

Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов.

Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.

Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.

Метод установки цементного моста применяют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии поглощения).

Метод засыпки песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10--20 м ниже отключаемого горизонта).

Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.

При отключении нижнего горизонта методом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемистости пласта до 2 м3/(ч * МПа) и цементный раствор и его модификации -- при приемистости более 2м3/(ч. МПа).

Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по технологии отключения верхних пластов.

Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и сочетание этих методов.

Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.

Перевод скважин на использование по другому назначению

Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.

Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки месторождений.

Работы по переводу скважин для использования по другому назначению производят по плану, составленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием.

В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы.

Определение герметичности эксплуатационной колонны.

Определение высоты подъема и качества цемента за колонной.

Определение наличия заколонных перетоков.

Оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб.

Снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью РГД.

Оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами.

Излив в коллектор жидкости глушения скважины в зависимости от текущей величины пластового давления или остановки ближайшей нагнетательной скважины.

Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту.

Освоение скважины осуществляют в следующем порядке:

В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП в соответствии с работами поп. 4.9.

Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН.

Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта.

Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости.

При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велось закачивание воды.

На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры.

Зарезка новых стволов

Начало бурения горизонтальных скважин положено в СССР в 1930 - х годах. Достаточно много горизонтальных и многозабойных скважин пробурено в 50 - е годы, однако отсутствие в некоторых случаях положительного результата объективно привело к снижению объемов горизонтального и многоствольного бурения.

Интерес к бурению горизонтальных и многоствольных скважин появился в 80 - х годах и это связано с появлением новых технологий бурения наклонно - направленных скважин, крепления скважин, новые типы промывочной жидкости.

Первые скважины с дополнительными боковыми стволами были пробурены в Техасе в 1930 году. Длина этих стволов составляла всего 7 метров.

В 1931 году был продолжен двухъярусный метод забуривания дренажных скважин. В каждом ярусе бурили по четыре ствола длинной по 25 метров.

В 1943 - 1944 Д.А. Зублин предложил оригинальный способ бурения боковых стволов с помощью турбодолота и гибких бурильных труб. При испытаниях в 1946 в одном из районов Калифорнии было пробурено 8 стволов с выходом на горизонталь. Длина горизонтальных участков составляет от 3 до 24 метров.

Впервые бурение бокового ствола в нашей стране было осуществлено в 1936 году. Однако эффективность работ была очень низкой и связано это было с низким качеством и несовершенством инструмента, промывочных жидкости, технологии бурения.

Основная причина, которая требует применения бурения боковых стволов:

вывод скважины из бездействующего фонда

уход из зоны обводненности

разработка целиков нефтяных залежей

В ОАО «Ноябрьскнефтегаз» большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки и для поддержания стабильного уровня добычи необходимо проведение мероприятий по поддержанию уровня добычи и оптимизации процесса разработки месторождений.

К наиболее важным мероприятиям, проводимых для указанных целей, относятся:

гидроразрыв пласта

ремонтно - изоляционные работы

регулирование заводнения

бурение горизонтальных скважин

бурение боковых стволов, вывод скважин из бездействующего фонда

В последние годы работы по бурению боковых стволов проводились на десятках скважин месторождений «ННГ», что позволило вывести скважины с бездействующего фонда и довести продуктивность скважин до проектных величин.

Имея опыт бурения боковых стволов руководство «ННГ» пришло к выводу:

Работы по бурению боковых стволов являются весьма перспективными, а в некоторых случаях это единственный способ вернуть скважину из бездействующего фонда

Успешность работ достигается за счет отсутствия близлежащей воды (выше, ниже)

Необходимо технико - экономическое обоснование бурения боковых стволов.

Основные типы профилей скважин с боковыми стволами.

Существует несколько типов профилей для скважин с боковыми стволами. В качестве основных критериев выбора профилей принято считать:

Форму профиля

Радиус искривления при выходе на горизонталь

Угол охвата резко искривленного участка

По этим признакам в зависимости от способа бурения и использования технических средств можно выделить три группы характерных профилей боковых стволов:

I - трех интервальный профиль

II, III - двух интервальный профиль

IV - четырех интервальный профиль

На рисунке представлены профили применяемые при бурении боковых стволов.

В практике бурения боковых стволов средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технической оснащенности бригады составляет 60 - 660 метров. Этот показатель зависит от целей поставленных перед боковым стволом.

В одних случаях, при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составлять малую величину.

В других случаях, уход от фронта обводненности или разработка целиков нефти, радиусы могут составлять значительную величину.

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения бокового ствола. При анализе способов бурения было выделено несколько проблем, возникающих в процессе строительства боковых стволов.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин - отклонитель. Он должен быть устойчив к нагрузкам от инструмента, не проворачиваться в процессе фрезерования и бурения.

Схемы также показывают фрезерования значительных объемов металла. Для успешного и безаварийного проведения данного процесса необходимо иметь надежные вырезающие устройства, которые позволяют фрезеровать колонну при разных зенитных углах.

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение приводит к экологически опасным последствиям. Бурение боковых стволов позволяет произвести подъем верхней части колонны и заменить ее на хвостовик.

При переходе на нижележащие горизонты, возникает необходимость удлинения ствола скважины

Технология и техника вскрытия окна в эксплуатационной колонне.

Основной проблемой бурения боковых стволов в настоящее время является вырезание окна в эксплуатационной колонне и забуривание на начальном участке бокового ствола, обеспечивающий надежный выход инструмента из старого ствола.

Известны два способа вскрытия окна, применяемых на практике:

Вырезание окна с помощью райбера по клиновому отклонителю

Полное вырезание секции э/колонны с последующей установкой цементного моста

На базе опыта бурения боковых стволов установлены границы применения обоих методов.

В наклонных скважинах с углом наклона более 20 применение вырезающих устройств с круговым фрезерованием становится сложным вследствие необходимости центровки фреза.

В условно - вертикальных скважинах применение клина - отклонителя осложняется в ориентации клина. Для ориентирования клина необходимо дорогостоящее оборудование. Поэтому клиновые отклонители предпочтительнее применять на участках скважин с углом перекоса более 20.

Вырезание окна с помощью клина - отклонителя.

Подобные документы

Характеристика геологического строения, коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Оценка эффективности применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводненности пластов.

дипломная работа , добавлен 01.06.2010


Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.

дипломная работа , добавлен 07.06.2017


Ремонт и техническое обслуживание деревоообрабатывающего станка ЦДК5-2: подготовка к капитальному ремонту узла, организация работ. Испытание станка после монтажа, установка и выверка, сдача в эксплуатацию. Техника безопасности при ремонте и монтаже.

курсовая работа , добавлен 16.04.2012


Расположение Приобского нефтяного месторождения, анализ его геологического и тектонического строения, нефтеносности продуктивных пластов. Литолого-стратиграфическая характеристика. История и условия осадконакопления. Состав и свойства пластовых флюидов.

курсовая работа , добавлен 10.11.2015


Орогидрография, стратиграфия и литология Восточно-Сургутского района буровых работ. Зоны возможных осложнений и исследовательские работы в скважине. Виды бурового раствора. Характеристика применяемых долот и обсадных труб. Освоение продуктивных пластов.

отчет по практике , добавлен 17.06.2014


Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения. Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Изучение повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия. Характеристика влияния упругих колебаний на призабойную зону скважин. Анализ резонансные свойства систем, состоящих из скважинного генератора и отражателей.

дипломная работа , добавлен 17.06.2011


Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".

курсовая работа , добавлен 14.04.2011


Подготовительные работы к ремонту. Способы очистки резервуаров. Ремонт оснований и фундаментов. Удаление дефектных мест без применения сварочных работ. Контроль качества ремонтных работ и испытание резервуаров. Приемка резервуаров после ремонта.

контрольная работа , добавлен 12.12.2010


Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Капитальный ремонт скважин

(a. well workover, well remedial work, workover job on well; н. Sondengeneralreparatur; ф. reparation capitale de puits; и. reparaciоn general de pozos ) - включает ремонтно-исправит. работы, зарезку и второго ствола скважин, ловильные, ремонтно-изоляционные работы, а также возврат и ликвидацию скважин. К ремонтно- исправительным работам относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена повреждённой части эксплуатац. колонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок. Смятые участки колонны выправляют справочными долотами и фрезерами, повреждённые места укрепляют цементным кольцом, установкой пластырей, спуском промежуточной колонны. Замена повреждённой части производится в случае, если место дефекта расположено выше башмака техн. колонны и уровня цементного камня в заколонном пространстве. В том случае, когда устранение дефекта затруднено, осуществляют зарезку и бурение второго ствола скважины. Для этого в колонне, выше места дефекта, вскрывают " ", из к-рого проводят наклонно направленное бурение второго ствола скважины, а также спуск и крепление второй колонны. Ловильные работы в скважине включают упавшей колонны насосно-компрессорных труб, насосных штанг, инструментов и др., а также чистку ствола скважины. При прорыве в скважину пластовых вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому продуктивному горизонту, подошвенных, краевых и поступающих из соседних скважин) проводят ремонтно- изоляционные работы. Приток верх. вод, поступающих через дефект в колонне, ликвидируют заливкой водо- или нефтецементного раствора, а также др. реагентов и материалов, спуском дополнит. колонны, пакеров; поступающих по заколонному пространству через отверстия фильтра - нагнетанием через эксплуатационный или спец. растворов под давлением. Нижние и подошвенные воды, проникающие через цем. стакан или дефект в зумпфе, изолируют созданием нового цем. стакана (предварительно разбурив старый); поступающие по заколонному пространству - нагнетанием растворов под давлением через отверстия фильтра. Ниж. и верх. воды изолируют также созданием цем. поясов вокруг эксплуатационной колонны в интервале между источником обводнения и эксплуатац. объектом. Ограничение и ликвидация притока вод краевых, из соседних скважин, а также обводнённых и выработанных горизонтов достигаются селективной изоляцией водонасыщенной зоны, в результате к-рой создаётся водонепроницаемый . Возврат скважин на выше- и нижезалегающие горизонты осуществляется при разработке м-ний с несколькими продуктивными пластами. В случае невозможности восстановления техн. состояния или прекращения эксплуатации скважину ликвидируют. При этом вырезают и извлекают обсадные трубы, а ствол цементируют. Литература : Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, М., 1979; Блажевич В. A., Умрихина Е. Н., Уметбаев В. Г., Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений, М., 1981. Б. П. Гвоздев.

Горная энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984-1991 .

Смотреть что такое "Капитальный ремонт скважин" в других словарях:

Капитальный ремонт скважин - 15. Капитальный ремонт скважин комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр, в том числе: восстановление технических характеристик обсадных… … Официальная терминология

капитальный ремонт скважин, КРС - 3.1.5 капитальный ремонт скважин, КРС: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному ресурса объекта с заменой или восстановлением его составных элементов. Источник: СТО Газпром 2 2.3 145 2007: Инструкция по… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации - 3.10 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности и работоспособности, восстановлению технического ресурса ЭПС или его составных частей.