Капитальный ремонт скважин КРС

Pull-out of hole

Включает ремонтно-исправительные работы, зарезку и второго ствола скважин, ловильные, ремонтно-изоляционные работы, а также возврат на вышележащие пласты (горизонты) и ликвидацию скважин. К ремонтно-исправительным работам относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена поврежденной части эксплуатационной колонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. - М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

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

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… …

капитальный ремонт - 3.11 капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности, полного или близкого к полному восстановлению технического ресурса ЭПС с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

КРС (значения)

КРС - КРС аббревиатура, которая может означать: Капитальный ремонт скважин в нефтегазовой отрасли комплекс работ, предназначенный для увеличения (предотвращения падения) дебита скважины. Конечно разностная схема численный метод. Контрольная … Википедия

СТО Газпром 2-2.3-145-2007: Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ - Терминология СТО Газпром 2 2.3 145 2007: Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ: 3.1.1 геофизические исследования скважин, ГИС: Исследования, основанные на измерениях естественных и искусственных физических полей во… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Сокращения - 3.1. Сокращения ДМ документ на магнитном носителе. МНЗ магнитный носитель с записью. ПИ программное изделие. ПС программное средство. ПЭВМ персональная ЭВМ. ТАИ тепловая автоматика и измерения. ТЗ техническое задание. ТУ технические условия. ФАП… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Сокращения и обозначения - 3.10 Сокращения и обозначения ∆IL дифференциальная защита линии; ∆IT дифференциальная защита трансформатора; АСС текущий канал (Actual channel); ASC ASCII символ; ASDU блок данных прикладного уровня (Application Service Data Unit); APCI… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

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.

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.

Министерство по образованию РФ

Кафедра оборудования нефтяных и газовых промыслов

Отчёт по производственной практике

на тему: «Капитальнй ремонт скважин»

Краснодар 2010 г.

Капитальный ремонт скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин, консервация, расконсервация, бурение

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.

Содержание

1. «Классификатор» капитальных ремонтов скважин……………………..

2. Исправление смятого участка колонны………………………………….

3. Изоляционные работы……………………………………………………….

4. Технология установки стального пластыря……………………………..

5. Ликвидация аварий, допущенных в ходе эксплуатации или ремонта..

6. Извлечение оборванных труб………………………………………………

7. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов…………………

8. Перевод скважин из одной категории в другую………………………...

9. Общие положения по работам, связанным с капитальным ремонтом скважин…………………………………………………………………………...

10. Обработка карбонатных и терригенных коллекторов……………….

11. Гидропескоструйная перфорация………………………………………...

12. Термообработка призабойной зоны пласта……………………………..

13. Воздействие на призабойную зону пороховыми газами………………

14. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных

скважинах……………………………………………………………………….

15. Консервация и расконсервация скважин………………………………

1. «Классификатор» капитальных ремонтов 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;
КР-8 – исследование скважин;
далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),
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.

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 стволов скважин, бурение цементного стакана, бурение и оборудование шифров и артезианских скважин также служат повышению производительности. 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 т.н. обработки призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

В классификаторе все они идут под шифром КР-7.

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).

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.

2. «Исправление смятого участка колонны»

Одним из наиболее распространенных повреждений является смятие участка эксплуатационной колонны. Исправление его производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.

Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия, а последующего – увеличен на 3-5 мм.

Исправление смятого участка с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 градусов. Осевая нагрузка при этом выбирается в зависимости от диаметра обсадных и бурильных труб. Соотношение таково: при диаметре обсадной колонны в 114 мм осевая нагрузка колеблется в интервале от 5 до 10 кН; 127-146 мм – от 10-20; 168 мм – от 10 до 40; 219 мм – от20 до 50 и, наконец, при 245 мм – от 30 до 50 кН.

Аналогичные соотношения имеют и осевые нагрузки к диаметру бурильных труб. Если он составляет 60 или 73 мм – от 10 до 20, 89 – от 10 до 40, 114 – от 20 до 50 и 140 мм – 30-50 кН.

Испрвление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят также при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с теми показателями, которые мы только что рассматривали. При этом нужно учесть, что не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковых поверхностях.

Контролируют качество работ по исправлению смятия участка колонны с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

Оборудование, применяемое при капитальном 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.

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.

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.

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.

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

Капитальный ремонт скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин, консервация, расконсервация, бурение

Оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин (КРС)

Возможно вас заинтересует