Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин

ВОПРОС  № 123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных  ремонтов, применяемая  техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин.

Виды и классификация  подземных работ в скважинах. Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением  и ликвидацией неполадок с  подземным оборудованием и стволом  скважины. При ремонтных работах  скважины не дают продукции. В связи  с этим простои скважин учитываются  коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Основными путями повышения K_э (что равнозначно добыче нефти) являются : сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин. Вот я бы хотел рассмотреть более подробно виды подземных ремонтов. Текущим ремонтом скважи (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).  В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы. Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) Ввод фонтанных скважин. Ввод газлифтных скважин. Ввод скважин, оборудованных ШГН. Ввод скважин, оборудованных ЭЦН. Перевод скважин на другой вид эксплуатации. Фонтанный - газлифт . Фонтанный – ШГН. Фонтанный – ЭЦ. Газлифт - ШГН Газлифт - ЭЦН ШГН - ЭЦН ЭЦН - ШГН ШГН - ОРЭ ЭЦН – ОРЭ. Оптимизация режима эксплуатации Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН. Ремонт скважин оборудованных ШГН. Ревизия и смена насоса Устранение обрыва штанг Замена полированного штока Замена,опрессовка и устранение негерметичности Очистка и пропарка НКТ. Ревизия,смена устьевого оборудования . Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН. Ревизия и смена насоса Смена электродвигателя Устранение повреждения кабеля. Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ. Очистка и пропарка НКТ Ревизия,смена устьевого оборудования. Ремонт фонтанных скважин . Ревизия,смена, опрссовка и устранение негерметичности НКТ. Очистка и пропарка НКТ Ревизия, замена, устьевого оборудования . Ремонт газлифтных скважин. Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ. Очистка, промывка забоя. Промывка горячей нефтью (водой) с добавление ПАВ Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО,ГКО и т.д.). Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени. 

ВОПРОС  № 124. Капитальный  ремонт скважин. Применяемая  техника по видам  капитального ремонта. Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ  связанных с восстановлением работоспособности обсадных солонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. К капитальным ремонтам скважин относят работы, представленные в следующей таблице. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин. Виды работ по КРС:  Ремонтно-изоляционные работы. Отключение отдельных обводненных интервалов пласта. Отключение отдельных пластов. Исправление негерметичности цементного кольца. Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Устранение негерметичности тампонированием. Устранение негерметичности установкой пластыря. Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной  
колонны меньшего диаметр. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной. Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин. Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин.Переход на другие горизонты и разобщение пластов. Переход на другие горизонты. Разобщение пластов. Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей.Комплекс подземных работ, связанных с бурением. Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана Фрезерирование башмака колонны с углублением ствола в гороной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин. Обработка ризабойной зоны Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Проведение ГПП Виброобработка призабойной зоны Термообработка призабойной зоны Промывка призабойной зоны растворителями Промывка призабойной зоны растворами ПАВ Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.) Прочие виды обаботки призабойной зоны Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов . Исследование скважин Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, 
утонение геологического разреза в скважинах Оценка технического состояния (обследование скважины). Перевод на использование по другому назначению Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным  оборудованием Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчанных пробок. Консервация и расконсервация скважин. Прочие виды работ. Наряду с понятием текущий  и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-оперцией 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, направленныз на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи. Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС). 

Билет №1. Понятие о скважине. Классификация скважин  по назначению.

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин. Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.). При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород. Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа. Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки. Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.). Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.). Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины. 

Билет №2. Конструкция нефтяных скважин. Выбор конструкции  скважины. 

При проектировании к конструкции скважины предъявляется  множество требований: экономичность, минимальная металлоёмкость, недопущение  геологических осложнений, ув

еличение коммерческих скоростей бурения и т.п. Но главный критерий надёжности конструкции скважин – недопущение грифонообразования после герметизации устья привозникшем флюидообразовании  или в процессе его ликвидации.  Геологическая служба предприятия обуславливает диаметр эксплуатационной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых определены согласно рис. 1, рассчитывают снизу вверх. Соотношение меж-ду диаметрами эксплуатационной колонны и долота выбираются по данным показанным на рисунке 4 и формулам. Затем подбирают промежуточную колонну, исходя из диаметра долота под эксплуатационную колонну. Подбор остальных промежуточных колонн и кондуктора, а также долот проводят аналогично. Для глубоких скважин после определения конструкции проводят проверочный расчёт обсадных труб на прочность. Определив минимально необходимые толщины стенок труб промежуточных колонн, задаются величиной абсолютного износа труб      и проверяют их на механический износ в процессе бурения и СПО под следующую колонну по специальной методике. А именно, все ОК, спускаемые в искривлённые участки ствола скважины, проверяются на проходимость в этих участках. Минимальные диаметры УБТ наддолотного комплекса, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину, приведены на рис. 5. Жёсткость УБТ, обеспечивающая успешный спуск ОК должна быть > 1. 

Билет №40. Вскрытие продуктивного  пласта и физические процессы протекаемые при этом. ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ. Эффективность добычи нефти и газа из скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной степени определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин. В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород ПЗП. Физико-химическое воздействие на ПЗП обусловлено взаимодействием флюида и фильтрата бурового и цементного растворов, действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил. Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт при его вскрытии оказывают следующие факторы: разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся активное давление столба цементного раствора); фильтрация фильтрата бурового (и цементного – при цементировании) раствора; изменяющийся температурный режим в скважине; гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом; гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины и др.  РАЗБУРИВАНИЕ (ВСКРЫТИЕ) ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТАВ процессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта недостаточно внимания уделяется технологическим факторам, до минимума снижающим отрицательное воздействие не только потому, что современная технология вращательного бурения не имеет пока достаточно средств для управления процессами в призабойной зоне, но и потому, что не учитывается большое значение этого процесса для последующей эксплуатации продуктивного пласта. В соответствии с едиными правилами буровых работ столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на 1,5–3,5 МПа (в зависимости от глубины). В реальных условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении, а также движения вниз бурового инструмента. Нечетко определены понятия качества работ в бурении и заканчивании скважин. Проблема качества строительства скважин (особенно горизонтальных) стоит очень остро. Интегральная характеристика качества скважин – получаемый полезный эффект, т.е. добыча углеводородов на рубль затрат при строительстве скважин, – за последние 10 лет сократилась более чем в 2 раза. Это объясняется не только необходимостью освоения новых, более труднодоступных и сложно построенных месторождений. Результаты анализа показывают, что при условии полного использования возможностей продуктивных пластов (если бы добывающие способности скважин не ограничивались возможностями применяемой технологии их строительства) добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2–4 раза больше в зависимости от условий – это один из главных путей увеличения эффективности нефтегазодобывающей промышленности. Решение проблемы качества строительства скважин сдерживается в первую очередь следующими факторами.1. Отсутствуют обоснованные методы оценки и управления качеством. Действительно, критерию обоснованности – наличию взаимно однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом – не удовлетворяет ни одна из известных методик. А если нет обоснованных методов оценки качества, то нет и обоснованного управления качеством.2. Регламенты и проекты на строительство скважин составляются без учета требований к качеству скважин, без обоснования условий, при которых они будут выполнять свое назначение. Например, в проектах отсутствуют оценка качества технологии вскрытия пласта и освоения скважины, обоснование допустимых нагрузок на крепь, т.е. уже на стадии проектирования закладываются все предпосылки некачественного строительства скважин. 3. При действующем экономическом механизме отсутствует заинтересованность буровых предприятий в повышении качества, во внедрении новых технических и технологических средств. Буровым предприятиям выгодно ускорение строительства скважин и снижение его фактической себестоимости по сравнению с проектными нормативами даже в ущерб качеству. 4. Буровые предприятия недостаточно оснащены необходимыми техническими средствами, материалами, оборудованием, устройствами контроля, программами и т.д.Успешное решение проблемы качества требует комплексного подхода, т.е. реализации широкого комплекса взаимоувязанных, разработанных на единой методической основе организационных, экономических и технических мероприятий. 

Билет №5. Перфорация обсадной колонны. (суть и метод). 

ПЕРФОРИРОВАНИЕ  ТРУБ В СКВАЖИНАХ. Конструкция скважины в виде сплошной эксплуатационной колонны, перекрывающей продуктивный пласт, с заливкой цементом затрубного пространства от забоя до нужной высоты для перекрытия верхних водяных горизонтов наиболее широко применяется благодаря ее небольшой стоимости. Против продуктивного пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией, а применяемые аппараты — перфораторами.

В настоящее  время для получения отверстий  в обсадной колонне и цементном  кольце применяют перфораторы трех типов: пулевые, торпедные (снарядные) и беспулевые (или кумулятивные).

Пулевые перфораторы  имеют следующие разновидности.

1.  Перфораторы  залпового действия,  у которых  все стволы   выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы лучше всего применять   при  простреле мощных  пластов,   если  не требуется избирательного   прострела   отверстий. 2.  Перфораторы последовательного действия, у которых последующий ствол выстреливает лишь после выстрела предыдущего. Эти перфораторы применяют в тех случаях, когда необходимо ослабить действие выстрела на обсадную колонну, предохраняя ее от возможных деформаций или появления трещин. 3.  Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного действия, дающие возможность выстрелить по одной пуле поочередно из каждого ствола в любой последовательности.

Недостаток пулевой  перфорации заключается в том, что  не всегда все выстрелы оказываются  аффективными в связи с быстрой  потерей энергии пулями при их ударе о трубы. Большая пробивная  способность, обеспечивающая лучшее вскрытие пласта, у торпедных (снарядных) перфораторов. В отличие от пулевых они вместо пуль заряжаются небольшими снарядами замедленного действия. Снаряд, пробив колонну и цементное кольцо, входит на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, создавая дополнительные трещины. Кvмулятивный заряд — это шашка мощного спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, например гексогена, которая имеет выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Поверхность выемки облицовывают тонким слоем меди.  Беспулевая (кумулятивная) перфорация обеспечивает более надежное вскрытие пласта и улучшает его проницаемость вследствие образования более глубоких каналов. Кроме того, беспулевая перфорация дает возможность создавать отверстия в колонне и в цементном кольце без повреждения последних.