Руководство на капитальный ремонт скважин

1. Капитальный ремонт скважин

Капитальный
ремонт скважин проводится в соответствии
с планом-заказом (табл. 9.15) и в указанной
последовательности (рис. 9.27) [13]).
В табл. 9.16 и 9.17 приведены типовые табе­ли
технического оснащения бригады и цеха
капитального ре­монта скважин [13].

Капитальный
ремонт скважин предполагает обследование
и исследование скважин.

Обследование
скважины —
это работы по определению глу­бины
забоя, состояния эксплуатационной
колонны, местона­хождения и состояния
аварийного подземного оборудования и
др.

Исследование
скважин —
комплекс работ по: установлению
интенсивности притока жидкости из
пласта в скважину; опре­делению места
поступления воды, притока жидкостей и
газов через нарушения в эксплуатационной
колонне; отбору глубин­ных проб нефти;
измерению давлений и температур по
стволу скважины, глубины и колебаний
уровней; контролю за техни­ческим
состоянием обсадной колонны и цементного
кольца и др.

Обследование
скважины с помощью печатей (плоских,
ко­нусных и универсальных) начинают
с проверки состояния эксплуатационной
колонны, оставшейся в скважине НКТ,
на­сосов, штанг и других предметов.

Печать
представляет собой металлический
корпус, покры­тый свинцовой оболочкой
толщиной 8-10 мм, меньше диаметра колонны
на 10-12 мм. Вместо свинцовой оболочки
иногда ис­пользуют сплав АС, состоящий
из 98 %
алюминия и 2 %
сурь­мы — для универсальной печати.

Печать
спускают на трубах, НКТ или бурильных
трубах и по отпечатку на печати судят
о состоянии верхнего конца аварий­ного
оборудования, а также о состоянии стенки
эксплуатаци­онной колонны на участке
нарушений, смятий, трещин и т.п.

Однако
наличие дефектов в резьбе, продольных
трещин в колонне печатью обнаружить
невозможно. Для этого необхо­димо
провести опрессовку колонны, которая
проводится после установки пакера.

К
числу работ капитального ремонта
относятся работы по созданию каналов
связи ствола скважины с пластом. Для
этого применяют перфорацию (кумулятивную,
пулевую, торпедную) обсадных колонн, а
также гидропескоструйную.

Кумулятивный
перфоратор. Кумулятивный
заряд пред­ставляет собой шашку
взрывчатого вещества, имеющую выемку,
расположенную со стороны, противоположной
месту детона­ции взрыва. Газы,
образующиеся при взрыве такого заряда,
движутся от поверхности выемки и
встречаются на оси заряда, образуя
мощную струю. Встречая на своем пути
какую-либо преграду, эта струя выбивает
в ней лунку глубиной, приблизи­тельно
равной диаметру заряда (рис. 9.28, а). Если
выемку в кумулятивном заряде облицевать
тонким слоем металла и по­местить
заряд на некотором расстоянии от
преграды, то про­бивное действие
кумулятивного заряда резко усилится
(рис. 9.28, •).

Образующаяся
при взрыве кумулятивного заряда
металли­ческая струя движется по оси
заряда с большой скоростью, достигающей
8000 м/с. При встрече с преградой она
создает давление до 30 000 МН/м²,
чем и
достигается ее большая про­бивная
сила.

Кумулятивные
перфораторы применяются корпусные и
бес- корпусные. Корпусные перфораторы
имеют герметически за­крытый корпус,
в котором помещаются группы зарядов.
Такие перфораторы, так же как пулевые
и
снарядные, могут быть использованы
многократно. В бескорпусных перфораторах
каждый заряд закупоривается отдельно
в индивидуальную гер­метическую
оболочку, разрушающуюся при взрыве.

В
кумулятивных перфораторах обеих
конструкций заряды взрываются при
помощи детонирующего шнура, а шнур в
свою очередь взрывается от электродетонатора,
присоединенного к
кабелю, на котором перфоратор опускают
в скважину.

Кумулятивный
перфоратор собирается в гирлянду общей
длиной до 10 м с числом зарядов до ста и
более.

Пулевой
перфоратор бывает
селективный (выстрелы пу­лей проводятся
поочередно) и
залповый (одновременные выст­релы из
группы стволов) (рис. 9.29). Применяют пули
диаме­тром 11-12,7 мм. Диаметр перфоратора
65, 80, 98 мм.

Торпедный
перфоратор отличается
от пулевого тем, что заряжается не
пулями, а снарядами замедленного
действия. Снаряд торпедного перфоратора,
пробив колонну и
цементное кольцо, проникает на некоторую
глубину в пласт и
здесь раз­рывается, в результате чего
в призабойной зоне скважины со­здаются
каверны и
трещины. На промыслах применяются
тор­педные перфораторы Колодяжного
ТПК-22 и
ТПК-32 (с диа­метром снарядов 22 и
32 мм).

При
выборе способа перфорации руководствуются
следую­щими положениями. Пули и
снаряды, пробивая обсадную ко­лонну,
сильно деформируют ее и
вызывают образование тре­щин в колонне
и
цементном камне.

Рис.
9.29. Пулевой перфоратор залпового действия
ППЗ

Кумулятивная
перфорация характеризуется большой
пробивной способностью в твердых и
плотных преградах и
не вызывает повреждений обсадных колонн
и
цементного кольца. Поэтому кумулятивную
перфорацию целесообразно приме­нять
при твердых породах, снарядную — при
от­носительно плотных и
малопроницаемых породах, а пулевую
перфорацию при неплотных породах и
слабосцементированных песчаниках.

Торпедирование
—
взрывание зарядов взрыв­чатого
вещества в скважинах для очистки
приза­бойной зоны от посторонних
предметов и
улучше­ния притока нефти или газа на
забое скважины.

Дефекты
в эксплуатационной колонне обычно
ликвидируют путем спуска дополнительной
ко­лонны в случае:

невозможности
ликвидации дефекта путем це­ментирования;

наличия
нескольких дефектов на разных глу­бинах;

возможности
спуска дополнительной обсадной колонны
ниже места слома основной эксплуатаци­онной
колонны.

Дополнительные
колонны спускают внутрь ос­новной
обсадной колонны с установок ее башмака
ниже дефекта (выше эксплуатационного
объекта или на забое). Иногда спускаемая
колонна являет­ся промежуточной, т.е.
перекрывает только ин­тервал ствола
с дефектом. Дополнительная ко­лонна
спускается в скважину с пакером или с
последующим ее цементированием.

Если
по техническим причинам не удается
вос­становить ствол скважины до забоя,
то проводят операции по зарезке и
бурению второго ствола, которые
заключаются в следующем: обследование
состояния скважины; цементирование
колонны и
устанавление от­клонителя на нужной
глубине;

вскрывание
окна в обсадной колонне; забуривание
второго ствола (до нужной глуби­ны);

проведение
комплекса электрометрических работ;

спускание
колонны с последующим цементированием
и оп­рессовкой;

перфорирование
колонны в зоне продуктивного горизонта.

Отклонитель
—
инструмент в виде плоского или
желобооб­разного клина, спускаемый
в скважину на бурильных трубах или
кабеле. Предназначен для обеспечения
необходимого от­клонения райберов
при вскрытии окна в колонне и бурового
инструмента при бурении второго ствола.

Райбер-фрезер
скоростного
резания типа РПМ предназна­чен для
вскрытия окна в колоннах диаметром
146-273 мм. Вскрытие окна производят роторным
способом последовательно набором трех
райберов. После вскрытия окна бурение
второго ствола проводят обычным порядком.

Все
скважины, пробуренные для разведки и
разработки ме­сторождений нефти и
газа, при ликвидации и списании за­трат
делятся на шесть категорий:

1. Поисковые
   и разведочные скважины (а также опорные
   и параметрические),
   выполнившие свое назначение и оказавши­еся
   сухими или водяными, не доведенными до
   проектной от­метки, а также скважины
   с притоком нефти или газа промыш­ленного
   значения.

2. Эксплуатационные
   скважины, оказавшиеся сухими или
   водяными, а также оценочные, выполнившие
   свое назначение.

3. Скважины,
   подлежащие ликвидации по техническим
   при­чинам вследствие некачественной
   проводки, аварии в процессе бурения,
   испытания и эксплуатации,
   а также скважины, про­буренные для
   глушения открытых фонтанов.

4. Скважины
   основных фондов предприятия,
   после обводне­ния сверх предела по
   проекту разработки, снижения дебитов
   нефти и газа до предела рентабельности,
   при прекращении приемистости
   нагнетательных скважин.

5. Скважины
   в запретных зонах (полигоны, промышленные
   предприятия, населенные пункты),
   скважины, ликвидируемые после стихийных
   бедствий (землетрясения,
   оползни и т.д.) или вследствие причин
   геологического характера.

6. Законсервированные
   скважины в ожидании организации промысла
   (свыше 10 лет); скважины, использование
   которых невозможно из-за несоответствия
   условиям эксплуатации — конструкции,
   диаметра и коррозиестойкости обсадной
   колонны и ее цементирования.

На
каждую скважину, подлежащую ликвидации,
должен быть составлен план проведения
работ по оборудованию устья и ствола
скважины, согласованный с территориальным
округом

Госгортехнадзора,
а также военизированной частью (отрядом)
по предупреждению и ликвидации газовых
и нефтяных фон­танов и утвержденный
руководством объединения.

В
ликвидируемых скважинах в определенном
порядке должны быть установлены цементные
мосты и надлежащим образом оборудовано
устье скважины. Основой ликвидации
яв­ляется заполнение ствола скважины
землей или жидкостью плотностью,
позволяющей создать на забое давление
на 15 %
более пластового (при отсутствии
поглощения). Места распо­ложения
цементных мостов высотой 50-100 м определяются
в зависимости от причин ликвидации
скважины и отражаются в соответствующих
инструкциях.

При
ликвидации скважин, в которых вскрыты
нефтегазово­допроявляющие пласты не
разрешается демонтировать колон­ные
головки.

При
этом заглушки должны быть рассчитаны
на давление опрессовки колонны.

После
завершения работ по ликвидации скважины
геологи­ческая служба организации-исполнителя
обязана составить справку, в которой
должны быть отражены фактическое
поло­жение цементных мостов и результаты
их испытаний, параме­тры жидкости в
стволе,
оборудование устья скважины, нали­чие
и состав незамерзающей жидкости в
приустьевой части ствола скважины (где
это необходимо).

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 затрубном пространстве
или цементного стакана на забое скважины;

наличие
в теле колонны слома, трещин, раковин;
наличие соседней обводненной скважины.

При
капитальном ремонте исправляют
повреждения обсад­ных колонн и
изолируют пути движения в скважину
верхних, нижних, подошвенных и пластовых
вод.

Изоляцию
верхней воды, поступающей через нарушение
обсадной колонны, проводят:

заливкой
цементным раствором на водной основе
через на­рушение в колонне под давлением
с последующим разбурива- нием цементного
кольца;

заливкой
цементным раствором с последующим
вымыванием его излишков;

спуском
дополнительной колонны и ее цементированием;
спуском специальных пакеров.

Изоляцию
верхней воды, поступающей через отверстия
фильтра, осуществляют:

заливкой
цементным раствором через отверстие
фильтра с последующим разбуриванием
цементного кольца или вымыва­нием
излишков цементного раствора;

заливкой
нефтецементным раствором через отверстия
фильтра с последующим вымыванием
излишков раствора.

Для
изоляции верхних вод через нарушение
в колонне за­качивают под давлением
цементный раствор. Предварительно
отверстия фильтра затрамбовывают
песком, и, если необходи­мо, создают
цементный стакан под насыпной пробкой
ниже дефекта в колонне.

После
затвердения раствора колонну испытывают
на герме­тичность опрессовкой, а затем
разбуривают цементный стакан и песчаную
пробку с промывкой скважины до забоя.

При
наличии в колонне нескольких дефектов
ремонт их
проводят в таком же порядке, начиная
сверху.

Верхнюю
воду, поступающую через отверстия
фильтра, изолируют закачкой нефтецементного
раствора. Изоляцию нижних вод проводят
созданием нового цементного стакана
разбуриванием до прежнего забоя и
последующей промывкой. Процесс
цементирования осуществляют способом
“сифона”
с помощью желонки (в неглубоких скважинах)
или заливочного агрегата (в глубоких
скважинах). При этом раствор подается
небольшими порциями без давления.

Технология
проведения изоляции подошвенных вод
анало­гична технологии при изоляции
нижних вод. Цементирование проводят
нефтенасыщенным раствором, а раствор
нагнетается под давлением. Иногда перед
этим предварительно производят
гидравлический разрыв пласта.

Для
перекрытия доступа воды из одной скважины
в другую проводят цементирование
обводненной скважины под давлени­ем
через отверстия фильтра водо- или
нефтецементным рас­твором. В процессе
цементирования и затвердения цемента
необходимо провести испытания обеих
скважин на закрытие вод опрессовкой
или при максимально возможном снижении
уровня раствора в колонне.

Цементирование
под давлением через отверстие в фильтре
или через дефект в колонне проводится
с целью продавлива- ния цементного
раствора. Изоляция будет более эффективной,

чем
выше давление и чем медленнее будет
проводиться продав- ка цементного
раствора.

Используются
основные технологии:

1. Цементирование
   под давлением через трубы с последую­щим
   разбуриванием цементного стакана.
   Спущенные трубы устанавливаются на
   5-10 м выше места ввода цементного
   рас­твора. Цемент ниже конца заливочных
   труб после твердения разбуривается.

2. Цементирование
   под давлением через заливочные трубы
   с вымыванием излишнего цементного
   раствора. После продав- ки цементного
   раствора производится наращивание
   колонны заливочных труб для вымывания
   цементного раствора из зоны его ввода.

3. Комбинированный
   способ цементирования при необходи­мости
   оставлять скважину под давлением до
   конца схватыва­ния цемента. При этом
   нижний конец заливочных труб
   уста­навливается в пределах нижних
   отверстий фильтра. После вытеснения
   цементного раствора из заливочных труб
   послед­ние поднимаются выше уровня
   раствора, устье скважины гер­метизируется,
   цементный раствор продавливается
   жидкостью, закачиваемой в трубы или
   одновременно в трубы и в кольцевое
   пространство. Затем скважина оставляется
   герметически за­крытой под давлением
   до конца затвердения цемента.

Цементирование
без давления производится для создания
нового цементного забоя, цементного
стакана или перекрытия нижней части
фильтра.

Цементирование
с помощью заливочного агрегата
осуществ­ляется путем спуска заливочных
труб, нижний конец которых устанавливается
у нижней границы предполагаемого
цементно­го стакана. Через заливочную
головку закачивается расчетное количество
цементного раствора, который вытесняется
в коль­цевое пространство до выравнивания
столба в трубах и коль­цевом пространстве.
Затем трубы поднимаются на высоту
це­ментного стакана, а излишний
цементный раствор вымывается способом
обратной промывки.

Цементирование
по способу “сифона” проходит по
следую­щей технологии. В скважину
спускается колонна заливочных труб и
через вертлюг промывается водой для
полного заполне­ния ствола. Нижний
конец заливочных труб устанавливается
у нижней кромки цементного стакана. На
верхний конец зали­вочных труб
монтируются воронка с сеткой, через
которую подается цементный раствор,
после чего через вертлюг зака­чивается
вода. Движение жидкости происходит до
равновесия столбов цементного раствора
в трубах и кольцевом простран­

стве.
Затем заливочные трубы поднимаются на
высоту цемент­ного стакана, а излишний
цементный раствор вымывается спо­собом
прямой промывки.

Цементирование
с помощью желонки применяют в скважи­нах
глубиной до 800-900 м. При этом цементный
раствор не­большими порциями подается
на забой специальной желонкой.

В
процессе цементирования можно использовать
пакеры, как извлекаемые, так и неизвлекаемые.

Применение
пакеров имеет ряд преимуществ: на участок
обсадной колонны от пакера до устья не
переда­ется высокое давление в
заливочных трубах в процессе про-
давливания цементного раствора;

возможно
цементирование под давлением при
негерметич­ности верхней части
обсадной колонны;

исключается
возможность попадания цементного
раствора в затрубное пространство.

После
окончания цементировочных работ обычно
проводятся испытания обсадной колонны
на герметичность. При испыта­нии
колонны на герметичность способом
опрессовки устье скважины оборудуется
опрессовочной головкой и манометром.
Жидкость нагнетается в колонну с плавным
увеличением дав­ления. Давление на
устье скважины должно на 20 % превы­шать
ожидаемое максимальное устьевое
давление, но не менее 8-10 МПа (для колонн
168-140 мм). Возможна опрессовка от­дельных
участков колонны с помощью пакера.
Проверка на герметичность заключается
в том, что после замены глинистого
раствора на воду не должно происходить
перелива жидкости или выделения газа,
а также в течение 30 мин давление не
должно снижаться более чем на 0,5 (при
давлении выше 7,0 МПа) или 0,3 МПа (при
давлении 7,0 МПа).

При
испытании колонны на герметичность
способом сниже­ния уровня с помощью
компрессора и откачки жидкости
доби­ваются, чтобы остающийся в
скважине столб жидкости был на высоте
на 20 % менее столба при вызове притока
в процессе опробования. В скважинах,
пробуренных глинистым раствором с
плотностью не более 1,4 г/см³,
проверка на герметичность заключается
в замене этого раствора на воду. При
этом в те­чение часа не должно быть
перелива или выделения газа.

Испытания
колонны на герметичность оформляются
специ­альным актом.

При
капитальном ремонте скважин для
транспортировки и приготовления
цементного раствора используется
цементосме­сительная машина СМ-4М на
базе автомобиля ЗИЛ-131А.
Эта машина имеет вместимость бункера
3,2 м³
и обеспечивает по

раствору
плотностью 1,7—2,0
г/см³
подачу 0,4-0,6
м³/мин.
В состав СМ-4М входят редуктор, бункер
со шнеком, смеситель­ное устройство,
система контроля и регулирования.
Редуктор (одноступенчатый) соединен с
коробкой отбора мощности ав­томобиля.
Шнек представляет собой винт, а валом
шнека слу­жит труба 114×6
мм. Смесительное устройство — гидроэлеватор
в виде приемной воронки с диффузором,
переходящим в вы­кидную трубу с соплом.

Для
проведения цементировочных работ
(включая опрес­совку) используются
цементировочные агрегаты на базе
авто­мобиля большой грузоподъемности
(табл. 9.18).

К
капитальному ремонту относятся и работы
по устранению аварий, допущенных в
процессе эксплуатации и ремонта.

Наиболее
часто встречаются следующие аварии:

1. Аварии,
   связанные с трубами НКТ и бурильными
   труба­ми. К ним относятся:

а) прихват
колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты
мо­гут быть механического происхождения
(прихват при смятии обсадной колонны,
при большой деформации колонны по той
или иной причине, при применении двух
рядов труб и т.д.),
в цементном растворе, при потере
циркуляции (связанной с ка­чеством
бурового раствора);

б) ”полет”
(обрыв) насосно-компрессорных и бурильных
труб. “Полет”
НКТ может быть также со скважинным
насосом и штангами, при этом верх
штанговой колонны может остаться внутри
колонны НКТ или же торчать наружу. При
“полете”
бурильных труб в скважине остается и
бурильный инстру­мент.

1. Аварии,
   связанные со скважинными насосами,
   пакерами,

якорями,
забойными двигателями, приборами и др.
К ним от­носятся:

а) прихват
пакера, погружного насосного агрегата
центро­бежного, винтового и диафрагменных
насосов;

б) оставление
в скважине погружного насосного агрегата
с кабелем или без него;

в) оставление
в скважине штангового насоса и штанг;

г) оставление
в скважине насосных штанг вследствие
обры­ва;

д) оставление
в скважине винтобуров, турбобуров и
других элементов забойной компоновки;

е) оставление
в скважине приборов, устройств для
исследо­вания скважин и пластов,
геофизических приборов.

1. Аварии,
   связанные с кабелями, канатами,
   проволокой, гибкими трубами. К ним
   относятся:

а) оставление
каротажного кабеля, в том числе кабеля
по­гружных электронасосов;

б) оставление
каната при работе желонкой или проведении
других работ;

в) оставление
проволоки;

г) оставление
гибких труб.

1. Аварии,
   связанные с попаданием в скважину
   посторон­них предметов — плашек,
   сухарей и т.д.

Практика
показывает, что причин аварий может
быть мно­жество, но преобладающей
является оплошность персонала [8].

Существуют
простые правила, позволяющие существенно
уменьшить риск возникновения аварий:

при
спуске нестандартного оборудования
или инструмента необходимо задать себе
вопросы: можно ли извлечь этот инст­румент
при его возможном прихвате и оставлении?
Какой ин­струмент для этого нужен и
есть ли он в наличии?

Необходимо
составлять эскизы с размерами на все
оборудо­вание и инструмент, особенно
нестандартного и крупногаба­ритного.

Следует
избегать холостых рейсов при спуске
оборудования и инструмента, так как
любой рейс увеличивает риск возник­новения
аварий.

При
проведении ловильных работ необходимо
на поверхно­сти убедиться в
работоспособности инструмента перед
спуском в скважину. Недостаточная
четкость в захватывании ловильно- го
объекта инструментом значительно
уменьшает успех его по­следующей
работы в скважине.

Существующие
современные технологии и инструменты

позволяют
ликвидировать практически любую аварию,
однако стоимость работ может оказаться
очень высокой и скважину целесообразнее
ликвидировать.

Основными
видами работ при устранении аварий в
скважи­нах являются ловильные,
фрезерные и вспомогательные.

В
соответствии с видами аварий имеется
набор скважинных устройств и инструмента:
захватные устройства для буриль­ных
и насосно-компрессорных труб; режущие
устройства для очистки ствола скважинным
фрезерованием;
захватные уст­ройства для извлечения
скважинных двигателей, приборов, пакеров,
долот и другого оборудования; захватные
устройства для штанг, кабелей, канатов,
проволоки и др.;
вспомогатель­ные устройства и
инструмент.

Захватные
устройства в первом случае предназначены
для захвата и удержания прихваченных
и аварийных (после об­рыва) НКТ и
бурильных труб. К
захватным устройствам кабе­лей и
канатов относятся удочки, ловители
штанг, кабеля и др. По принципу работы
захватные устройства для труб бывают
врезные, плашечные и спиральные. К
врезным инструментам относятся ловильные
метчики и колокола, к плашечным — ло­вители
и труболовки для НКТ, а к спиральным —
труболовки и ловители.

Режущие
инструменты — фрезеры забойные, кольцевые,
комбинированные, райберы, труборезка
и др. В некоторых случаях режущий
инструмент комбинируется с захватным
уст­ройством (магнитным, плашечным и
др.).

К
вспомогательным инструментам относятся
отклонители, фиксаторы муфт обсадных
колонн, скважинные гидродомкраты, пауки,
яссы, металлошламоуловители и др.

Рассмотрим
более подробно захватные устройства
для на­сосно-компрессорных труб.

Метчик
(рис. 9.30, а) представляет собой ловильный
инст­румент врезного неосвобождающегося
типа с захватом за внут­реннюю
поверхность. Для НКТ метчики выпускаются
типов МЭУ
(универсальный) и МЭС (специальный),
а для буриль­ных труб — типов МБУ и
МСЗ. Метчик типа МЭУ предназ­начен
для ловли и извлечения НКТ, верхний
конец которых заканчивается ниппелем
и муфтой. Ловля осуществляется пу­тем
врезания во внутреннюю поверхность
трубы. Метчик типа МЭС позволяет
осуществлять ловлю НКТ, верхний конец
ко­торых оканчивается муфтой. Метчик
типа МСЗ — это специ­альный метчик для
бурильных труб с захватом путем
ввинчи­вания в замковую резьбу.

Колокол
типов К и КС (рис. 9.30, б)
представляет собой

ловильный
инструмент врезного неосвобождающегося
типа с захватом за наружную поверхность.
Колокол типа КС (сквозной) предназначен
для ловли труб, верхний конец кото­рых
поврежден (смят или сломан). При его
применении по­врежденный конец
пропускается через колокол, и
он зарезает- ся за следующую муфту или
замок.

Труболовки
могут быть: для захвата за внутреннюю
по­верхность:
их называют внутренними труболовками;
для за­хвата за наружную поверхность:
их называют наружными труболовками,
ловителями или овершотами.

Труболовки
могут быть освобождающиеся и
неосвобождаю- щиеся. Первые труболовки
позволяют освободиться при необ­ходимости
от захваченной трубы.

Труболовки
могут быть правые и
левые. Правые труболовки предназначены
для извлечения труб целиком, левые
труболов­ки позволяют прикладывать
крутящий момент на отворот и
извлекать трубы по частям.

Труболовки
могут быть с передачей крутящего момента
за­хваченной колонне и
без него.

Наружные
труболовки обычно имеют узел уплотнения,
поз­воляющий создать, кроме прочного,
и
герметичное соединение с захваченной
колонной с целью ее промывки.

Выпускаются
труболовки типов ТВ и
ТВМ. Это инструмент

Рис.
9.31. Внутренняя труболовка
осво­бождающаяся типа ТВМ (t)
и неосво- бождающаяся типа ТВ
(■
):

1
— переводник; 2
— механизм освобож­дения; 3
—
стержень с насечкой; 4
— плашка; 5
— поводок; 6
— стержень

плашечного
типа с захватом за внутреннюю поверхность,
ТВ — неосвобождающаяся,
ТВМ — ос­вобождающаяся (рис. 9.31).

Труболовки
типа ТН — на­ружные труболовки: ТНЗ —
с плашечным
захватом, ТНОС — со спиральным или
цанговым захватом. Спиральные труболов­ки
более современные, так как обладают
более прочным захва­том вследствие
более равномер­ного распределения
нагрузки на корпус труболовки.

Аварии
с гибкими трубами НКТ во многом похожи
на ава­рии с кабелем, и
их ликвидация является сложной задачей.
Ава­рии с гибкими трубами происхо­дят
чаще всего из-за их обрыва по причине
больших растягива­ющих напряжений.
При этом гибкая колонна в скважине
при­обретает форму спирали, что
затрудняет ее извлечение. В ме­сте
разрыва может быть образована шейка
длиной до 100 мм. Залавливание гибких
труб должно осуществляться специаль­ным
инструментом (овершотом),
который обеспечивает мини­мальное
сопротивление входящим трубам. Извлечение
гибких труб возможно как целиком, так
и
по частям.

В
настоящее время выпускается большая
номенклатура ло- вильного инструмента.

Эффективность
ловильных
работ повышается, если в ком­поновку
включать яссы. Яссы — это инструменты
для нанесе­ния сильных ударов по
прихваченной колонне сверху вниз и
снизу вверх. Яссы могут быть гидравлические
и
механические.

В
практике капитального ремонта возникает
необходимость определения места
прихвата. Одним из методов является
замер удлинения труб при растяжении.
Зная модуль упругости ма­териала
труб, растягивающее усилие и
удлинение, можно оп­

ределить
длину колонны до прихвата. На точность
метода вли­яют силы трения,
особенно в кривых скважинах.

Дадим
описание этого метода в изложении [8].

Вначале
создают натяжение, равное весу на крюке
до при­хвата колонны (или равное весу
колонны в воздухе), делают на верхней
трубе отметку против стола ротора и
обозначают ее буквой “а”.
Затем создают сильное натяжение в
пределах кратковременных допускаемых
нагрузок на трубы и разгружа­ют колонну
до собственного веса, делают отметку
“б”.
Она окажется ниже отметки “а”.
Расстояние между отметками по­является
вследствие сил трения в скважине.

Далее
создают натяжение в пределах рабочих
(продолжительных) нагрузок на трубы,
делают отметку “в”
и затем натягивают колонну до нагрузки,
когда была сделана от­метка “б”.
После разгрузки колонны до нагрузки,
при которой была получена отметка “в”,
надо сделать отметку “г”.
За ус­редненные отметки принимаются
середины отрезков “аб” и “вг”.
Расстояние между усредненными отметками
— это удли­нение колонны при изменении
натяжения от собственного веса до
нагрузки, соответствующей отметкам “в”
и “г”.

Длину
свободной части (до прихвата) колонны
L
(в м) оп­ределяют по формуле

L
=
5,44—10³,
kф

где
I
— удлинение колонны, м; k
— коэффициент: для буриль­ных труб k
=
2,233/q,
для обсадных и НКТ k
=
2,084/q,
где q
— вес 1 м труб; ф
— дополнительное растягивающее усилие,
вызвавшее удлинение, Н.

1. Охрана
   окружающей среды при производстве
   подземных ремонтов скважин

При
производстве текущих и капитальных
ремонтов сква­жин наиболее вероятен
контакт пластовых флюидов (нефть, газ,
пластовая вода) с окружающей средой
(почва, вода, атмо­сфера). Кроме того,
подготовленные для операции рабочие
жидкости, обработанные химреагентами,
также представляют угрозу окружающей
среде.

В
целях предотвращения загрязнения среды
необходимо принять все меры, исключающие
попадание нефти и раство­

ров
в почву и воду, а газов в воздух. Для
этого необходимо иметь приспособление,
улавливающее жидкости (например, поддоны,
откачивающие насосы) и утилизирующее
их.

Попадание
газа в атмосферу (особенно с сероводородом)
должно быть прослежено с помощью
индикаторов. Особенно опасны разливы
нефти, которые еще и пожароопасны.

В
организации подземного ремонта скважин
важное место занимает проведение
подготовительных работ. При ремонте
скважин со стационарным подъемным
сооружением вначале необходимо проверить
исправность и наличие смазки в крон-
блоке, а также исправность лестниц,
перил, ограждений, та­левого блока,
подъемного крюка. Также проверяется
центровка вышки или мачты.

При
производстве спуска-подъема НКТ подъем
и опускание элеваторов необходимо
проводить без ударов и рывков, при этом
элеватор должен быть обращен замком
вверх. При пере­рывах в работе колонна
НКТ и штанга должны быть спущены на
устьевой фланец скважины, а талевой
блок —
на рабочую площадку.

Тракторист
подъемника обеспечивает исправность
искрога­сителя и чистоту смотрового
стекла. При переезде он проверя­ет
отсутствие предметов на гусеницах и не
допускает переезда через нефтеводогазовые
трубопроводы, проложенные на по­верхности.
В ночное время должны быть освещены
верх подъ­емного сооружения и рабочая
площадка. Не допускается работа на
установках без аккумуляторов. Монтажное
оборудование (ключи, спайдеры, элеваторы
и т.п.) должно отвечать техни­ческим
требованиям.

Спускоподъемные
операции начинают только после уста­новки
оттяжек, проверки действия ограничителя
двигателя крюкоблока и заземления
агрегата.

Подниматься
на вышку агрегата допускается только
в ава­рийных случаях персоналу с
предохранительными поясами.

Все
канаты на агрегате подлежат периодическому
осмотру. Не разрешается работа агрегата
при обрыве одной пряди, а также, если на
шаге свивки каната диаметром до 20 мм
число оборванных проволок составляет
более 5 %,
а в канате диамет­ром свыше 20 мм —
более 10
% всего числа проволок.

Запрещается
подогревать масло в картере коробки
переме­ны передач открытым пламенем.

СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ

1. Адонин
   А.И.
   Добыча нефти штанговыми насосами. —
   М.: Недра, 1979.

2. Аливердизаде
   К.С.
   Балансирные индивидуальные приводы
   глубиннона­сосной установки
   (станка-качалки).
   —
   Ленинград: Гос. науч.-техн. изд-во нефтяной
   и
   горно-топливной
   литературы, 1951.

3. Байбаков
   Н.К.,
   Гарушев А.
   Р.
   Тепловые методы разработки нефтяных
   месторождений. —
   М.: Недра, 1980.

4. Бухаленко
   Е.И.,
   Абдуллаев Ю.Г.
   Монтаж, обслуживание и
   ремонт нефтепромыслового оборудования.
   —
   М.: Недра, 1985.

5. Добыча,
   подготовка и
   транспорт природного газа и
   конденсата: В 2 т./ Под ред. Ю.П. Коротаева.
   — М.: Недра, 1984.

6. Евченко
   B.C.,
   Захарченко Н.П.,
   Каган Я.
   М.
   и др.
   Разработка нефтя­ных месторождений
   наклонно направленными скважинами. —
   М.: Недра, 1986.

7. Зайцев
   Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов O.B.
   Теория и
   практика газлиф­та. — М.: Недра, 1987.

8. Кэмп
   Г.
   Ловильные работы в нефтяных скважинах.
   Техника и
   техноло­гия: Пер. с англ. Г.П. Шульпинко.
   — М.: Недра, 1990.

9. Махмудов
   С.А.
   Монтаж, эксплуатация и
   ремонт скважинных штанго­вых насосных
   установок. — М.: Недра, 1987.

10. Оборудование
    для раздельной эксплуатации нефтяных
    и
    газовых скважин//Каталог ОКБ РЭ. — М.:
    Изд-во ЦИНТИхимнефтемаш, 1975.

11. Панов
    Г.Е.
    Охрана труда при разработке нефтяных
    и
    газовых место­рождений. — М.: Недра,
    1982.

12. Правила
    разработки газовых и
    газоконденсатных месторождений.-
    М.:
    Недра, 1971.

13. Правила
    ведения ремонтных работ в
    скважинах//Безопасность труда в
    промышленности. — 1998. — №
    6-9.

14. Ришмюллер
    Г., Майер X.
    Добыча нефти глубинными штанговыми
    насо­сами: Пер. с нем. — Терниц (Австрия),
    1988.

15. Середа
    Н.Г., Сахаров В.А., Тимошев А.Н.
    Спутник нефтяника и
    газо­вика. — М.: Недра, 1986.

16. Скважинные
    штанговые насосы для добычи нефти//Каталог
    ОКБ Нефтемаш. — М.: Изд-во ЦИНТИхимнефтемаш,
    1986.

17. Справочник
    по капитальному ремонту нефтяных и
    газовых сква­жин/Под ред. Н.С. Горохова.
    — М.: Недра, 1973.

18. Справочное
    руководство по проектированию разработки
    и
    эксплуата­ции нефтяных месторождений.
    Добыча нефти. — М.: Недра, 1983.

19. Справочная
    книга по добыче нефти/Под ред. Ш.К.
    Гимматудинова. — М.: Недра, 1974.

20. Справочник
    по нефтепромысловому оборудованию/Под
    ред. Е.И.
    Бу­халенко. — М.: Недра, 1990.

21. Справочная
    книга по текущему и
    капитальному ремонту нефтяных и
    газовых скважин/А.Д. Амиров и
    др. — М.: Недра, 1979.

22. Сулейманов
    А.Б.,
    Карапетов К.А., Яшин
    А.С.
    Практические расчеты при текущем и
    капитальном ремонте скважин. —
    М.: Недра, 1984.

23. Сулейманов
    А.Б., Кулиев Р.П. и
    др.
    Эксплуатация морских нефтегазо­вых
    месторождений. —
    М.: Недра, 1986.

24. Трубы
    нефтяного сортамента: Справочник/Под
    ред. А.Е.
    Сарояна. —
    М.: Недра, 1987.

25. Уразаков
    К.Р.
    Эксплуатация наклонно направленных
    насосных сква­жин. —
    М.: Недра, 1993.

26. Чичеров
    Л.Н.
    Нефтепромысловые машины и
    механизмы. — М.:
    Недра, 1983.

27. Элияшевский
    И.В.
    Технология добычи нефти и
    газа. — М.: Недра, 1986.

28. Юрчук
    А.М., Истомин А.З.
    Расчеты в добыче нефти: Учеб. для техн.
    -М.: Недра, 1979.

29. Tech
    facts.
    Technical information for the oil and gas specialists. A BAKER oil
    tools company. Printed in U.S.A. 1977.

ПРЕДМЕТНЫЙ
УКАЗАТЕЛЬ

Агрегат
57, 291 Алевролит 17 Антиклиналь 17 Арматура
фонтанная 34, 38

Балансир
90

Вентиль
41 Вертлюг 300 Вязкость 11

Градиент
геотермический 10 Газлифт (эрлифт) 62, 64
Газовый фактор 11 Газосепаратор 261
Гидробур 336 Гидрозащита 207 Гидропривод
(гидрокачалка) 97 Глина 17

Давление
буферное (устьевое) 10

• забойное
  10

• затрубное
  10

• пластовое
  9

Двигатель
винтовой забойный 299 Дебит 44

Депрессия
8, 44, 47 Деэмульгатор 264 Динамограмма 184
Динамограф 186 Динамометрия 184 Дроссель
42

Елка
фонтанная 37

Залежь
нефтяная 7

• газовая
  7

Заводнение
внутриконтурное 220

• законтурное
  220, 219

• приконтурное
  219
  Закачка газа площадная 226 Замок 138

Испаряемость
11 Исследование скважин 341

Кабель
круглый 208

• плоский
  208

Камера
скважинная 78

Карбонатность
8

Коагулянт
237

Коллектор
11

Колонная
головка 35

Компенсатор
207, 211

Контакт
водонефтяной (ВНК) 17

• газонефтяной
  (ГНК) 17 Коэффициент насыщения 11

• наполнения
  185

• нефтеотдачи
  18

• подачи
  185

• пористости
  7

• объемный
  нефти 12

• растворимости
  газа 12 Крюк подъемный 298

Лебедка
подъемная 287 Линия нулевая 185

Масштаб
перемещений усилий 185 Месторождение
нефтяное 7

• газовое
  7

• газоконденсатное
  7

Нагреватель
270

Насос
скважинный штанговый 113

• безвтулочный
  132

• вставной
  128

• невставной
  128

• струйный
  202 Нефтенасыщенность 7 Ниппель посадочный
  148

Обезвоживание
нефти 264, 265 Обессоливание:

• термохимическое
  265

• электрическое
  265, 266 Оборудование устья 68, 96, 212
  Обработка призабойной зоны

• кислотная
  247

• ПАВ
  242

• тепловая
  53, 242 Обследование скважин 341 Отстой
  холодный 265 Отстойник 270 Отклонитель
  357

Песчаник
17

Перфоратор
пулевой 355

• торпедный
  355

• кумулятивный
  354 Перфорация гидропескоструйная 241
  Пласт 17

Плотность
газа (относительная) 16

Поддержание
пластового давления

(ППД)
219

Подъемник
289

Пористость
7

Промывка
23, 339

Проницаемость
7, 8

Райбер-фрезер
357 Разработка залежи 21

Разрыв
пласта гидравлический

241

пороховым
газом 242

ударной волной 242

Редуктор
90

Режим
водонапорный 18

• газовый
  18 Резервуар 271

Сальник
устьевой 93 Спайдер 307

Стабилизация
нефти 264 Ступень геотермическая 10

Температура
вспышки 13

• воспламенения
  13

• застывания
  13

• плавления
  13

• самовоспламенения
  13 Теплообменник 265 Траверса 90 Трансформатор
  209 Трубная головка 37

Трубы
насосно-компрессорные
(НКТ) 102

Торпедирование
скважин 242 Турбонасос 202

Упругость
паров жидкости 11 Уровень динамический
10,188

• статический
  10, 188 “Усадка”
  нефти 12 Установка гидропоршневая 202

• гидроштанговая
  203

• диафрагменная
  201

• ЛСГ-16А
  71

• подготовка
  нефти (УПН) 264

• роторная
  297

Фильтр
206

Фракционный
состав нефти 13 Шатун 90

Штанги
насосные 154

• полые
  155 Штропы 306

Элеватор
302 Электровозбудимость 13 Электродегидратор
271

1
фут =
0,3048 м; 1 баррель =
158,98 л; 1 баррель =
42 гал­лона;

1
кубический фут =
28,6 л; 1 галлон (амер.) =
0,02381 бар­реля;

1
галлон =
0,003785 м³;
1 галлон =
3,785 л;

1
г =
0,0353 унции; 1 л.с. =
0,7457 кВт; 1 м³
=
6,289 барреля;

1
м³
=
264,172 галлона; 1 м³
=
35,3146 куб. фута;

1
м³
=
1,30795 куб. ярда; 1 галлон в минуту =
34,296 ба
рреля в
сутки; 1 см =
0,032808 фута; 1 см =
0,3937 дюйма; 1 см =
=
0,010936 ярда;

1
м =
3,2808
фута; 1 м =
39,37 дюйма; 1 м =
1,0936 ярда;

1
миля =
10,7639 кв. фута;

1
м²
=
1,1959 кв. ярда; 1 т =
2204,622 фунта; 1 Вт =
=
0,00134 л.с.;
1 ярд =
91,44 см; 1 ярд =
0,9144 м; 1 фунт/кв. дюйм =
0,0703 кг/см²;

1
фунт/фут =
1,486 кг/м.

За
рубежом многие фирмы выпускают большую
номенкла-

ных
скважин, оборудованных установками
СШН/К.Р.
Уразаков, М.Н. Абдул-лина, М.А.
Залялиев и
др.//Эксплуатация нефтяных месторожде­ний
Западной Сибири: Сб. науч. тр.
НижневартовскНИПИнефть. — М.:

1Нормальные
объемы измеряются при 0 °Сидавлении 1033 ГПа.

1Оптимизация
технологических параметров работы
наклонно направлен­

2ВНИИОЭНГ,
1991.

А какова Ваша оценка данной статье?

Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985.

Изложены основные сведения по геологии нефтяных месторождений, физике нефтяного пласта, промыслово-геофизическим методам исследования скважин. Даны классификация капитальных ремонтов скважин, основные термины и определения. Описаны технологические схемы проведения ремонтно-изоляционных работ и обработок призабойных зон, а также сведения о материалах и реагентах для их выполнения, классификация, технические характеристики и правила эксплуатации оборудования, инструментов и различных приспособлений для капитального ремонта скважин.
Для мастеров капитального ремонта скважин.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.
В практике эксплуатации нефтяных месторождений применяются фонтанный и механизированный способы добычи нефти. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность под действием пластовой энергии. Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы пластовое давление было больше гидростатического давления жидкости (газожидкостной смеси или газа) в стволе скважины. Подъем жидкости за счет гидростатического напора происходит только до определенной глубины, где давление становится меньше давления насыщения. Тогда из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему ее на поверхность. Таким образом, в большинстве случаев скважины фонтанируют за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. Режим эксплуатации фонтанных скважин является оптимальным при наименьшем газовом факторе. Регулирование режима эксплуатации фонтанной скважины осуществляется созданием противодавления на ее устье или у башмака фонтанных труб (устьевой или забойный штуцеры).

При снижении пластового давления применяют механизированный способ добычи, включающий установки: скважинных штанговых насосов, центробежных электронасосов, компрессорные. Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), направление продукции скважины в замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом. Колонную головку устанавливают при бурении скважины. С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование, при эксплуатации скважины — фонтанную арматуру.

По ГОСТу фонтанную арматуру изготавливают на рабочее давление. 7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа, ее техническая характеристика приведена в табл. 1. Фонтанную арматуру изготавливают по семи схемам, четыре из которых тройникового типа и три крестового. Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеются песок и другие механические примеси. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвешивания колонны НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

ОГЛАВЛЕНИЕ
1.Оборудование для добычи нефти
Оборудование фонтанной скважины
Оборудование скважин, эксплуатирующихся установками скважинных штанговых насосов
Станки-качалки
Установка погружных центробежных электронасосов Установка погружных винтовых электронасосов
Оборудование для компрессорной эксплуатации скважин
Компрессоры
2.Оборудование и инструменты, применяемые при капитальном ремонте скважин
Подъемные сооружения — вышки и мачты
Подъемные механизмы — лебедки, подъемники, агрегаты
Талевая система
Инструмент для спуско-подъемных операция
Оборудование для вращения инструмента
Промывочные агрегаты и насосы
Цементировочные агрегаты
Насосные агрегаты
Цементосмесительные машины и агрегаты
Пескосмесительные агрегаты
Автоцистерны
Насосно-компрессорные трубы
Зарубежные насосно-компрессорные трубы
Бурильные трубы
Утяжеленные бурильные трубы
Ведущие бурильные трубы
Обсадные трубы
Забойные гидравлические двигатели
Долота
Ловильные инструменты
Пакеры
3.Исследование скважин
Оборудование для спуска скважинных приборов с целью исследования скважин
Промысловые исследования по определению интервалов негерметичности эксплуатационной колонны
4.Обработка призабойной зоны пластов
Солянокислотная обработка призабойной зоны
Приготовление раствора соляной кислоты
Виды кислотных обработок, условия и технология их применения Кислотные обработки скважин с терригенными коллекторами . Образование неорганических отложений нефтяных добывающих скважинах и методы его предупреждения
Механические методы обработки призабойной зоны
Тепловые методы обработки призабойных зон пластов Физические методы воздействия на продуктивные пласты
5.Капитальный ремонт скважин
Классификация капитального ремонта скважин
Ремонтно-изоляционные работы
Технология проведения ремонтно-изоляционных работ методом тампонирования
Установка цементных мостов в скважине
Ликвидация скважин
Особенности ремонта нагнетательных скважин
Зарезка второго ствола
Технология вскрытия «окна» и бурения
Ликвидация аварий
Методы и технология освоения скважин после ремонтно-изоляционных работ
Изоляционные (тампонажные) реагенты, применяемые при проведении РИР, их свойства
Жидкости для промывки и глушения скважин
Гидравлический расчет промывки
6.Данные по геологии
Понятие о породах-коллекторах
Проницаемость горных пород
Нефтеводонасыщенность горных пород
Состав и физические свойства нефти
Состав и свойства природных газов и газоконденсатов
Воды нефтяных и газовых месторождений
Давление в нефтяных и газовых месторождениях
Заканчивание скважин
7.Справочные данные.

Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать:

Скачать книгу Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985 — fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.

Скачать pdf
Ниже можно купить эту книгу по лучшей цене со скидкой с доставкой по всей России.Купить эту книгу

Скачать
— pdf — Яндекс.Диск.

Дата публикации: 12.01.2017 11:43 UTC

Теги:

справочник по геологии :: геология :: Блажевич :: Уметбаев

П Е Р Е Ч Е Н Ь

документации, необходимой на скважине

для бригад капитального ремонта скважин и освоения

1. План работ на скважину.

2. Акт приема скважины в
капитальный ремонт,освоение.

3. Схема обвязки устья
скважин.

4. Пусковой паспорт.

5. Акт на испытание
ограничителя подъема талевого блока.

6. Акт на испытание якорей.

7. Акт на опрессовку ПВО

8. Акт на испытание
промывочного шланга.

9. Протокол № 1 на измерение
сопротивления изоляции.

10. Паспорт заземляющего
устройства.

11. Акты дефектоскопии на
оборудование и инструмент.

12. Сертификат качества на
талевый канат.

13. Тарировочная таблица на
ГИВ-6

14. Эксплуатационные
паспорта на оборудование и инструмент. Руководство по их безопасной эксплуатации.

15. Схема расположения
оборудования на скважине (кусте) при капитальном ремонте,освоении, кислотной
обработке,ГРП и ГПП, ГФР.

16. Схема строповки
оборудования, инструмента при КРС и освоении.

17. Акт испытания
предохранительных поясов и спасательных веревок.

18. График проведения
учебно-тренировочных занятий по сигналу “Выброс” и плану ликвидации возможных
аварий.

19. Журнал осмотра
оборудования, инструмента и предохранительных устройств

20. Вахтовый журнал бригады.

21. Журнал меры инструмента
и НКТ.

22. Журнал проверки
состояния условий труда.

23. Журнал регистрации
инструктажей на рабочем месте.

24. Журнал учета результатов
проведения учебных тревог.

25. Документация по
предупреждению и ликвидации нефтегазоводопроявлений (согласно перечня) и Плану
ликвидации аварий при КРС

26. Сборник инструкций по
технике безопасности по профессиям и видам работ для работников бригад КРС и
освоения.

27. Сборник инструкций по
производству работ, связанных с повышенной опасностью.

28. Удостоверения по технике
безопасности.

29. Документация на
передвижной подъемный агрегат:

— акт испытания рессивера,
мачты;

— акты дефектоскопии
оборудования и узлов;

— инструкция по эксплуатации
подъемника;

— вахтовый журнал машиниста;

— инструкция по ТВ для
машиниста.

30. Список обученности
работников бригады.

31. График проверки знаний
работников бригады.

32. Акт о сдаче скважины из
капитального ремонта в эксплуатацию.

33. Схема автодорог и
расположения кустов на месторождениях.

34. Наряд-допуск на
одновременные работы.

35. Перечень необходимого
оборудования, инструментов и приспособлений при освоении и капитальном ремонте
скважин, утвержденный руководством общества.

36. Разрешение ВПЧ на
эксплуатацию электронагревательных приборов.

37. Акт на глушение
скважины.

38. Задание на производство
работ по глушению скважины.

39. Правила ведения
ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.

40. Правила безопасности в
нефтяной и газовой промышленности.

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ. УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ, ФИНАНСИРОВАНИЮ И ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ РД 39-1-402-80

Москде ВНИИОЭНГ 1980

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДЕНО

Заместителем Министра нефтяной промышленности АЗ. Валихановым

8 мая 1 980 г.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ, ФИНАНСИРОВАНИЮ И ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

РД 3&-1—402-80

Москва ВНИИОЭНГ 1980

добыче нефти и газа передает цеху ПРС (ПКРС) ‘Заказ на подземный (текущий) ремонт скважины №…’ (приложение

2.11.). Наряд должен содержать перечень получаемых ремонтных работ на скважине и ее геолого—техническую характеристику.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ Капитальный гемзнт скважин

3.1.    Основанием для производства ремонта скважин является утвержденный НГДУ месячный квартальный план-график бригад КРС.

3.2.    На основании плана-графика НГДУ (цех по добыче) за 5 дней до планируемого ремонта скважины представляет в службу ремонта результаты ее исследований, к числу которых относятся:

а)    данные исследований методами НГК, ННК, ИНГК, при определении водонефтяного контакта в неперфорированном пласте, при вскрытой кровле водонефтяного пласта, а также в пласте, обводненном закачиваемой водой;

б)    данные исследований методами радиоактивных изотопов (при определении притока нижней воды и зон поглощений за эксплуатационной колонной);

в)    данные косвенных методов нефтепромысловых исследований — анализ промыслового материала, направление и распределение отборов жидкости и закачки воды, динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовые давления, а также различные виды каротажа.

3.3.    Исследования, осуществления которых представляются затруднительными для заказчика КРС — НГДУ, по договоренности сторон могут быть поручены ремонтной службе.

В этом случае комплекс необходимых исследовательских работ включается в объем ремэнтных работ.

<5.4. На скважины, передаваемые в капитальный ремонт после аварии или ликвидации ее последствий, НГДУ (цех по добыче нефти и газа) передает службе ремонта акт о расследовании аварии.

3.5.    В соответствии с планом-графиком работы КРС, на основании ‘Заказа на производство капитального ремонта скважин’ и данных пред ремонтных исследований скважины ₅ цех КРС (УПНП и КРС) выдает мастеру ремонтной бригады, согласованный с заказчиком, ‘Наряд на проведение ремонтных работ’ (приложение 3.1.), в котором указывается перечень поручаемых бригаде работ, сроки исполнения, порядок оплаты.

3.6.    На основании ‘Наряда на проведение ремонтных работ’ мастер ремонтной бригады за трое суток до начала ремонта принимает скважину от мастера цеха по добыче нефти и газа по двухстороннему акту (приложение 3,2.) при отсутствии отклонений от норм и правил по технике безопасности (допустимых расстояний от ЛЭП до скважины, состояние ее заземления, заземляющих устройств электрооборудования, наличие плакатов и предупреждающих знаков по ТБ, состояние факельных и нефтяных линий, задвижек и подъездных путей, наличие лестниц, крышек на колодцах, мерников и т.д.).

3.7.    Для осуществления ремонтных работ на скважине заказчик — НГДУ (цех по добыче нефти и газа) обязан:

3.7.1.    осуществить предварительную подготовку рабочего места для обеспечения последующей бесперебойной работы ремонтной бригады;

3.7.2.    своевременно отключать и включать электроэнергию на скважине;

3.7.3.    давать заявки Б ПО на демонтаж и монтаж установок ЭЦН;

3.7.4.    в особо сложных условиях производить демонтаж наземного оборудования, препятствующего выполнению операций по КРС в соответствии с правилами техники безопасности;

3.7.5.    обеспечивать потребность бригады КРС в технологической жидкости (нефть, пластовая и техническая вода);

3.7.6.    при ремонте нагнетательных скважин с аномально-высоким пластовым давлением по требованию исполнителя ремонта производить снижение пластового давления;

3.7.7.    при выполнении технологически сложных операций ремонта (КР-1, КР-2, КР-7, КР—12 и др, по классификатору) по требованию службы ремонта выделять представителя цеха по добыче нефти и газа. О необходимости присутствия представителя исполнители ремонта извещают цех добычи нефти и газа за 24 час до начала этих работ.

В случае неявки представителя цеха к указанному времени исполнитель ремонта вправе произвести предусмотренную работу, а нефтепромысел (цех по добыче нефти и газа) не имеет право оспаривать проведение данной операции;

3.7.8.    устанавливать для исполнг еля ремонта маршруты движения техники в зоне ремонтируемой скважины;

3.8.    Исполнитель капитального ремонта скважин (цех КРС, УПНП и КРС) несет ответственность за качественное проведение ремонтных работ, соблюдение их сроков и состояние скважин после ремонта.

При этом он обязан:

3.8.1.    осуществлять работы по капитальному ремонту скважин в строгом соответствии с согласованным с заказчиком нарядом;

3.8.2.    извещать заказчика о случаях обнаружения неточностей геолого-^гехнических данных ремонтируемых скважин. При необходимости в дополнительных работах согласовывать с заказчиком их объем и вносить изменения в наряд;

3.8.3.    обеспечивать сохранность и исправность подземных и наземных коммуникаций, проходящих в зоне ремонтируемой скважины, строго соблюдать утвержденные маршруты движения техники;

3.8.4.    немедленно извещать НГДУ о происшедших на скважинах авариях или осложнениях, независимо от их причин;

3.9.    Аварии (осложнения), происшедшие в процессе капитального ремонта скважин, расследуются комиссией, состоящей из представителей НГДУ и исполнителя ремонта,

3.10.    Аварии, происшедшие в процессе капитального рю-

монта скважин, устраняются за счет средств виновника их возникновения (по определению комиссии).

Оплата производится по плановой стоимости 1 бригадо— часа за фактически отработанное и пересчитанное по технологическим нормам время

Дополнительный объем работ, связанный с ликвидацией аварий, не считается отдельным скважино—ремонтом и принимается по акту после окончания ремонтных работ,

3.11,    Выявление причин отказа или выхода из строя оборудования спущенного в скважину при выполнении ремонтных работ, расследуется комиссией из представителей НГДУ и исполнителя ремонта.

Повторный спуск в скважину эксплуатационного оборудования производится за счет средств подразделения, виновного в выходе его из строя. Если бригада, осуществляющая ремонтов причастна к выходу из строя данного оборудования, то окончанием ремонта на скважине считается дата принятия ее из ремонта по наряду,

3.12,    Для осуществления ремонтных работ на скважинах исполнители ремэнта — цех КРС, УПНП и К PC — заказывает в специализированных подразделениях объединения: УТТ и СТ и УПТО и КО необходимые подъемно-промывочные агрегаты, лебедки, тракторы, автотранспорт и различные материалы.

Для своевременного представления механизированных средств и материалов, службой КРС может разрабатываться совмещенный график движения бригад КРС, подачи механизмов и поставки материалов. Этот график должен быть согласован с соответствующими подразделениями и утвержден руководством УПНП и КРС (НГДУ).

3.13,    После проведения капитального ремонта скважины заказчик-НГДУ (цех по добыче нефти и газа) обязан обеспечить бригаду для оборудования скважины насосно—компрессорными трубами, насосными штангами, погружным центробежным электронасосом, штанговым глубинным насосом, устьевым оборудованием и т.д,

3.14,    После окончания ремонтных работ исполнитель дол—

жен в течение суток освоить скважину. Освоение скважин после капитального ремонта включает:

установление наличия, величины и характера притока жидкости;

определение качества работы насосной установки (для механизированных скважин);

определение качества производимого ремонта (для отдельных его видов),

3,15, Сдача отремонтированной скважины заказчику обусловлена условиями ее освоения.

В случаях, когда ремонт не оговорен требованиями к продукции скважин:

а)    при механизированной эксплуатации скважина считается освоенной после 48 ч нормальной работы насоса, если независимо от характера откачки (периодическая, постоянная) подача жидкости происходит без срыва, динамограмма и подача нормальная;

б)    при фонтанной эксплуатации скважина считается освоенной после 24 ч фонтанирования, либо после извлечения из нее трех объемов жидкости постоянного состава;

в)    скважины с малопродуктивными пластами считаются освоенными после вызова притока компрессорами и снятия кривой восстановления давления (уровня);

В случаях, когда ремонт оговорен требованиями к продукции скважин:

а) при механизированной эксплуатации скважина считается освоенной после 48 ч нормальной работы насоса при условии соответствия состава продукции предъявляемым требованиям. Если состав продукции не отвечает этим требованиям, то освоение должно продолжаться без участия бригады капитального ремонта.

При этом исполнитель работ имеет право: произвести дополнительные исследования по определению качества ремонта. Если в результате будет установлено, что ремонт выполнен некачественно (ошибочны результаты ранее проведенных исследований, либо ошибочно определен вид ремонта), то этот ремонт считается не оконченным, с кв а-

РД ЗЭ-1-402-В0 Стр. 15

жина не подлежит сдаче, дополнительные исследования включаются в объем ремонта и бригада продолжает ремонтные работы;

сдать скважину в эксплуатацию с одновременным оформлением гарантийного письма, в котором он обязуется завершить ремонтные работы, если после извлечения из скважины определенного объема жидкости состав ее по-прежнему не будет соответствовать требованиям* При этом необходимый объем извлечения жидкости устанавливается в зависимости от добывных возможностей скважины. После окончательного выполнения ремонта составляется акт на выполненный объем работ;

Если в процессе завершения ремонта исполнителем оудет доказано, что первоначальный ремонт был выполнен качеств-вен но, то дополнительный ремонт оформляется как самостоятельный;

б) при фонтанном способе эксплуатации скважина считается освоенной:

если пластовое давление и статический уровень жидкости исключают возможности фонтанирования. Ремонт при этом считается законченным после извлечения из скважины трех объемов жидкости постоянного состава и удовлетворения ее требованиям сдачи$

если скважина фонтанирует жидкостью, не удовлетворяющей требованиям к сдаче в эксплуатацию, то проводится комплекс исследовательских работ и определяется качество выполненного ремонта.

Освоение скважин после ремонта компрессором производится согласно ⁹Инструкции по безопасному ведению работ на скважинах с применением воздушного компрессора;

3.16.    В период освоения скважины заказчик — НГДУ (цех по добыче нефти и газа) обязан осуществлять контроль за работой глубиннонасосной установки вплоть до выхода скважины на оптимальный режим,

3.17,    Исполнитель ремонта обязан после окончания р<*» монтных работ.произвести очистку территории от замазу-

ченности и глинистого раствора, ликвидировать сооруженные во время работы земляные амбары и др.

3.18.    Сдача скважин в эксплуатацию из ремонта производится на основании двухстороннего акта (приложение 3.3,). В акте указывается время начала и окончания ремэнта, его характер, отмечается изменение в конструкции скважины, происшедшее в процессе ремонта, дается описание работ и основных операций, указывается спущенное в скважину оборудование, а также отмечаются качество ремонта и результат освоения;

3.19.    Исполнитель ремонта предъявляет акт цеху по добыче нефти и газа (ЦДНГ)*в течение суток с момента выполнения требований к освоению и сдаче скважины после ремонта.

К акту прилагается вся исполнительная документация на скважину ‘Заказ*, акт о приеме (сдаче) скважины, наземного оборудования и территории в капитальный ремонт.

3.20.    В случае некачественной подготовки скважины к сдаче в эксплуатацию цех по добыче нефти и газа (нефтепромысел) обязан в течение суток дать мотивированный отказ от ее приемки. Если за этот срок отказа не последовало — скважина считается принятой.

Разногласия по поводу-приемки скважины в эксплуатацию из ремонта решаются вышестоящей организацией по отношению к исполнителю ремонта.

. Дадаздны! laacaall шш ямти.

3.21.    До начала производства подземного (текущего) ремонта рабочие места ремонтных бригад организуются подготовительными бригадами; в число основных обязанностей подготовительных бригад входит:

весь цикл работ, связанных с глушением и промывкой скважин;

транспортировка технологической жидкости с пунктов набора или подготовки на ремонтируемую скважину;

подготовка и очистка территории вокруг скважины в

радиусе не менее 35—40 м и площадки для размещения оборудования;

ремонт и устройство для оттяжек;

подготовка трассы для переезда подъемных агрегатов;

перетаскивание культбудки и монтаж осветительной установки.

3.22.    Нефтяная скважина считается подготовленной для ремонта, если ооздана возможность проведения на ней спуско-подъемных операций.

Спуско-подъемные операции при ремонте скважин должны выполняться бригадами подземного (текущего) ремонта с учетом последовательности отдельных операций, использования передовых и безопасных приемов труда и соблюдения распределения обязанностей между членами бригад.

3.23.    Каждая ремонтная бригада должна быть оснащена набором оборудования, механизмов и инструментов в соответствии с утвержденным типовым перечнем.

3.24.    Работа бригад подземного ремонта осуществляется по вахтовой системе, а число вахт в бригаде зависит от сменности.

3.25.    До начала ремонтных работ цех по добыче нефти

и газа (нефтепромысла) выдает мастеру ремонтной бригады «Технический наряд на производство подземного (текущего) ремонта скважин» (приложение 3,4.), который является основным документом по учету затрат рабочего времени на проведение ремонтных работ и заполняется на основные и подготовительно-заключительные работы.

3.26.    Прием и сдача скважины в ремонт осуществляется на основании акта (приложение 3.5.), заполняемого в

2 экземплярах.

4. ФИНАНСИРОВАНИЕ

4.1.    Порядок и источники финансирования ремонтных работ на скважинах обусловлены назначением ремонтов и их экономической сущностью.

4.2.    Финансирование капитального ремонта скважин осуществляется в порядке, предусмотренном инструкцией Госу—

дарственного Банка СССР от 29 декабря 1979 г. № 11 *0 порядке финансирования капитального ремонта основных фондов».

4.3.    Источником финансирования КРС являются амортизационные отчисления, предназначенные на капитальный ремонт. Начисление амортизации на капитальный ремонт скважин осуществляется объединением (НГДУ) по дифференцированным нормам, установленным для нефтедобывающих объединений постановлением Совета Министров СССР от 14 марта 1974 г. № 183, а для объединений *Азнефть*

и ‘Татнефть* письмом Госплана СССР от 8 августа 1977 г. М> АБ-234.

4.4.    Затраты на подземный (текущий) ремонт скважин относятся на себестоимость добычи нефти и газа,

4.5.    Работы по повышению нефтеотдачи пластов и увеличению продуктивности (приемистости) скважин финансируются за счет централизованного «фонда повышения нефтеотдачи пластов».

4.6.    Формирование фонда и его расходование осуществляется в соответствии с «Инструкцией о порядке планирования, финансирования и учета затрат в нефтяной промышленности, производимых за счет фонда повышения нефтеотдачи пластов* утвержденной Госпланом СССР, Минфином СССР, Госкомцен СССР, ГКНТ и ЦСУ СССР 6 июля 1977 г. №АБ-31-Д.

4.7.    Работы по ликвидации скважин производятся за счет уменьшения уставного фонда.

Приложение 2.1.

УТВЕРЖДАЮ    УТВЕРЖДАЮ

Гл* геолог НГДУ    Гл.    инженер    НГДУ

ЗАКАЗ

на производство капитального ремонта скважины № _

НГДУ _

Плошадь_

1.    Краткая геолого-техническая характеристика и состояние скважины

Кондуктор __________

Диаметр ствола _ Кривизна    ствола    _

Эксплуатационная колонна … .

Подземное оборудование _

Искусственный забой _

Эксплуатационный горизонт

Отметка муфты

Интервалы перфорации _

Отметка ротора _

Конец бурения

2.    История бурения скважины:

Начало бурения _

Зоны уходов __

Зоны неф те- и водопроявлен ий ____________________________

Аварии в процессе бурения _

Высота подъема цемента а) за кондуктором _

б) за эксплуатационной колонной

3.    История эксплуатации скважины:

Дата ввода    Способ освоения _

Способ эксплуатации____

Начальный дебит нефти    .    %    воды    _

Настоящая инструкция разработана в лаборатории технико-экономических исследований добычи нефти и газа ВНИИОЭНГ

Авторы: К.Э.Н. Африканов С.С._# х«э«и_# Волихлнова А.М., Галуо-тов А.М., Зарецкий Б_#Я„ Золоев И.Т._# МахмудОеков Э.А_## Мишина И.В.

Всесоюзный научно-исследовательский институт организации, управление и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ). 1980.

Продолжение преложены я 2.1.

Замечания к эксплуатационному периоду скважины, динамика обводнения. перечень ремонтов, их результаты и т*д. _.

4.    Состояние скважины к началу ремонта:

Дебит _____________________ % воды

Характер и уд, вес воды _

Содержание сероводорода в % ______________________________________________

Состояние забоя (засоренность)    .

Пластовое давление . . . . . __________Стат,    уровень    ..

Динамнч. уровень    .     ..    _    _

5,    Проведенные исследования:

Определение места притока воды, нарушения эксплуатационной колонны и т.д. (материалы прилагаются) _

6, Характер и описание аварии (акт о расследовании аварий прилагается)

7. Цель ремонта

8,    Вид, подвид ремонта по классификатору шифр

9,    Ожидаемый дебит_

10,    Ожидаемая обводненность _

Начальник цеха по добыче нефти и газа (нефтепромысла)

Ст. геолог цеха по добыче нефти и газа (нефтепромысла)

Инструкция по планированию, финансированию и организации ремонта скважин и процессов повышения нефтеотдачи пластов РД 39-1-402-80

Впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 17 июня 1980 г_# N? 326.

Срок введения установлен с 1 июля 1980 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Важнейшую часть основных фондов нефтяной промышленности составляют нефтяные, газовые и нагнетательные скважины.

Скважиной называется сооружение, оснащенное фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенное для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи (ОСТ-3 9.036-70).

1.2.    Поддержание работоспособности скважин является основной задачей службы ремонта скважин, которая состоит из специализированных цехов НГДУ или подчиненных объединениям Управлений. Служба ремонта скважин осуществляет капитальный ремонт скважин, их текущий (подземный) ремонт и работы по повышению нефтеотдачи пласта.

Кроме того, на службу ремонта скважин возложено производство работ по ликвидации скважин после эксплуатации.

1.3.    Осуществляемые ремонтной службой работы имеют различное назначение и экономическую сущность. Различны системы их планирования и источники финансирования.

Настоящая инструкция предназначена для упорядочения в отрасли планирования, финансирования и организации ремонта на скважинах и работ по повышению нефтеотдачи пластов.

1.4.    Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.

1.5.    Подземным (текущим) ремонтом скважин (ПРС) называется направленный на поддержание ее работоспособности комплекс работ по замене скважинного и устьевого оборудования и работ по изменению режима ее эксплуатации, переводу работы скважин с одного способа эксплуатации на другой, очистке подъемной колонны от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок.

1.6.    К процессам по повышению нефтеотдачи пластов относятся работы по созданию различных оторочек, очага горения и закачки различных агентов с целью более полного извлечения нефти из недр.

1.7.    Единицей ремонтных работ является скважшю—ремонт. Это комплекс подготовительных основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Если после окончания ремонтных работ скважина не отработала 48—часового гарантийного срока, то, независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, работы эти считаются продолжением первоначального ремэнта, т.е. одним скважин о—ремонтом.

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

К первой категос ш сложности относятся ремонты при глубине скважин до 1500 м.

Ко второй категории — относятся все виды ремонтов, производимые в скважинах глубиной более 1500 м.

Кроме того, независимо от глубины, к этой категории относятся все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением

смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта, работы на скважинах с сильными нефтегазопроявлениями, ремонты в наклонно направленных скважинах, все виды ремонтно-изоляционных работ, работ по закачке изотопов в пласт и технологически необходимые неоднократные цементные заливки, а также все другие ремонты, не вошедшие в первую категорию.

1.9.    Основанием для постановки и рассмотрения вопроса о необходимости проведения большинства видов ремонтных работ по каждой конкретной эксплуатационной скважине является наличие аномалии (несоответствия) в величинах дебита нефти, содержания воды в продукции и, наконец, ее аварийное состояние;

в нагнетательной скважине — давление закачки, приемистость;

В качестве эталонных, как правило, служат значения указанных параметров по окружающим скважинам, группам скважин, отдельным горизонтам и пластам.

1.10,    Обоснование необходимости проведения ремонтных работ и определение их вида, как правило, производятся в результате анализа геолого-експлуатационных данных по скважине и окружающим скважинам, данных разработки отдельных участков залежи и пласта в целом, данных исследовательских работ в скважинах.

При этом основными исходными данными являются:

а)    дебит нефти и ее обводненность в динамике с начала эксплуатации скважин; в нагнетательных скважинах —приемистость и давление закачки;

б)    литологическая характеристика продуктивного пласта и характер его насыщенности по мощности (нефть, вода);

в)    положение ВНК на дату начала эксплуатации скважины;

г)    конструкция скважины: диаметр ствола и глубина скважины, параметры и конструкция обсадной колонны, интервалы вскрытия продуктивного пласта перфорацией;

д)    физико-химические свойства пластовых вод, имеющихся в разрезе скважины, в том числе воды, используе-

мой для заводнения и добываемой вместе с нефтью (пластовая, закачиваемая, «чужая» и их смеси);

е)    расположение скважины на залежи по отношению к контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и т.д,;

ж)    геолого-техническая характеристика нагнетательных скважин (данные геофизических исследований, исследований РГД и др.);

з)    наличие в разрезе скважин водоносных пластов и их расположение по отношению к продуктивному;

и)    описание проведенных ранее исследований в скважине ремонтных и изоляционных работ, работ по увеличению продуктивности призабойной зоны пласта и их результаты.

1.11.    В случае, когда результаты анализа гео лого—эксплуатационных данных не позволяют однозначно определить вид необходимого ремонта или обосновать выбор метода его осуществления, разрабатывается комплекс дополнительных исследований, включаемые в объем ремонтных работ.

1.12.    Параметры, характеризующие скважины и обосновывающие необходимость проведения ремонтов, устанавливаются отдельно для каждого конкретного месторождения

и стадии его разработки;

1.13.    В зависимости от характера проводимых операций ремонтные работы в скважинах планируются и учитываются в соответствии с утвержденным «Классификатором ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов» (РД-39-1-149-79).

2. ПЛАНИРОВАНИЕ

2.1.    Ремонтные работы на скважинах относятся к гео— лого-‘гехническим мероприятиям, направленными на наиболее эффективное использование фонда скважин, при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды и рациональной разработки месторождения (залежи) с целью поддержания или восстановления проектных уровней добычи нефти, увеличения продуктивности (приемистости) нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов,

2.2,    Планирование ремонтных оабот является частью

технико-экономического планирования и включает: капитальный ремонт скважин или их ликвидацию, мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта и подземный (текущий) ремонт.

Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пласта

2.3.    Планированию ремонтных работ на скважинах предшествует осуществляемое геологической службой НГДУ выявление потребности в ремонтах, исходя из состояния скважин и плана геолого-технических мероприятий.

2.4.    Состояние скважин определяется на основании зафиксированных в эксплуатационных журналах и паспортах скважин данных наблюдений мастеров нефтепромысла и результатов приеденных геолого—технических обследований.

2.5.    В результате выявления потребности в ремонтах НГДУ (цех по добыче нефти и газа) оформляет на каждую требующую ремонта скважину ‘заказ на производство капитального ремонта скважины N? (приложение 2,1),

2.6.    Заказы составляются на весь фонд скважин, подлежащий ремонту в предстоящем году и в срок до 31 октября текущего года передаются службе ремонта скважин -УПНП и КРС, ЦКРС, ЦПКРС.

В заказах указывается цель и вид предполагаемого ремонта, ожидаемый эффект от его проведения (дебит, обводненность), а также геолого—техническая характеристика скважины,

2.7.    Служба ремонта скважин на основании полученных заказов, исходя из наличия бригад, оборудования и техники в срок до 15 ноября т.г. составляет ‘Проект годового плана работ по КРС и ПНП’ по основным видам ремонтов. Для УПНП и КРС, обслуживающих ряд НГДУ, проект плана составляется также в разрезе НГДУ.

2.8.    К проекту плана должны быть приложены:

‘Калькуляция эксплуатационных расходов на КРС’ (приложение 2.2.),

‘Сводная смета затрат на производство работ по КРС’ (приложение 2.3.),

‘Расчет сметы затрат на ремонт одной скважины’ (приложение 2,4,),

2.9.    Объем ремонтных работ определяется исходя из количества бригад, их сменности, предусматриваемого роста производительности труда и норм продолжительности 1—го ремонта,

2.10.    В срок до 1 декабря т.г. производственное объединение — для УПНП и К PC, а нефтегазодобывающее управление — для UKPC устанавливают ‘План работ по КРС

ПИП на… год’ с поквартальной разбивкой (приложение 2.5.).

2.11.    Одновременно службе ремонта скважин утверждается система планово-оценочных показателей — для УПНП и КРС (приложение 2,6.) и для UKPC (приложение 2.7.).

2.12.    Служба ремонта скважин на основании установленных ей плановых показателей составляет смету затрат на производство ремонтов, определяет себестоимость одного бригадо-часа ремонта.

2.13.    На мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта, включенные в план внедрения новой техники, составляется отдельная смета.

2.14.    До начала каждого квартала служба ремонта скважин совместно с НГДУ (цехом по добыче нефти и газа) в соответствии с годовым планом работ по КРС и ПНП из общего числа заявленных к ремонту скважин выбирает скважины, подлежащие ремонту в течение предстоящего квартала.

Выбор скважин и установление очередности их ремонта должны осуществляться с учетом ожидаемого эффекта от ремонтных работ.

2.15.    За 15 дней до начала квартала служба ремонта скважин составляет ‘Квартальный план-график работы бригад капитального ремонта скважин’ (приложение 2.8.). Квартальный план-график составляется с разбивкой по месяцам и кроме номеров скважин, подлежащих ремонту, со-

держит сроки их проведения, сметную стоимость, ожидаемый эффект и др. показатели.

2.16.    Квартальный план-график утверждается гл.инженером и гл.геологом УПНП и КРС (для цехов КРС — гл.ии-женером и гл.геологом НГДУ), после чего является основанием для проведения предусмотренных ремонтных работ на указанных в нем скважинах в установленные сроки.

2.17.    Изменения квартального плана-графика допускаются в пределах установленного на квартал объема ремонтных работ с разрешения вышестоящей организации — объединения, НГДУ.

2.18.    Заказы на производство капитального ремонта скважин, не включенные в квартальные планы-графики, остаются в службе ремонта и учитываются при составлении планов на последующие периоды.

Подземный (текущий) ремонт скважин

2.19.    Планирование подземного (текущего) ремонта скважин осуществляется исходя из мероприятий по улучшению режима работы скважин и продолжительности их межремонтного периода.

2.20.    За 15 дней до начала года НГДУ устанавливает цеху ПРС, ПКРС общее количество подземных ремонтов и планово-оценочные показатели (приложение 2.9,).

Одновременно цеху утверждается смета затрат. Все показатели устанавливаются на год с поквартальной разбивкой,

2.21.    На основании поквартальной разбивки плана, за 15 дней до начала каждого месяца НГДУ устанавливает плановые показатели на предстоящий месяц,

2.22.    На основании месячного плана служба ремонта совместно с цехом добычи нефти и газа разрабатывает •Трафик движения бригад подземного (текущего) ремонта

по скважинам цеха добычи нефти и газа* (приложение 2.10.), который является основанием для проведения ремонтных работ на указанных в нем скважинах в установленные сроки.

2.23.    К составлению графика движения бригад цех по

Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д., 1979.

В справочной книге по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин приведены основные сведения по оборудованию, инструменту и приспособлениям, применяемым при спуско-подъемиых операциях, цементировании скважин, изоляции посторонних вод, ловильных и других работах; описаны основные технологические процессы при текущем и капитальном ремонте скважин, дано описание процессов восстановления бездействующих скважин методом зарезки и бурения второго ствола. Книга предназначена для производственно-технических работников цехов по текущему и капитальному ремонту скважин.

Эксплуатация вышек и мачт.

В процессе эксплуатации вышки и мачты следует периодически осматривать: после сборки и подъема вышки (мачты); до и после транспортирования в собранном виде; перед производством сложных работ (ловильных, расхаживаиие прихваченного инструмента, спуск обсадной колонны н т. п.); после сильного ветра (на открытой местности свыше 8 баллов и в лесистой — 10 баллов) и открытых нефтегазопроя влений. При осмотрах вышки (мачты) особое внимание следует обращать на: прямолинейность ног и зазоры в стыках труб, состояние фундаментов (деформацию, трещины, коррозию и другие дефекты); состояние сварных швов, диагональных тяг, балконов, лестниц, ограждений и оттяжек.

СОДЕРЖАНИЕ.

РАЗДЕЛ I НАЗЕМНЫЕ СООРУЖЕНИЯ, АГРЕГАТЫ, ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ
РАЗДЕЛ II ТЕХНОЛОГИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН (А. С. Яшин)
РАЗДЕЛ III ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН (А. С. Яшин, К. А. Карапетов)
РАЗДЕЛ IV МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (Л. Д. А миров, К. А. Карапетов)

Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать:

Скачать книгу Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д., 1979 — fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.

Скачать djvu
Ниже можно купить эту книгу по лучшей цене со скидкой с доставкой по всей России.Купить эту книгу

Скачать
— djvu — Яндекс.Диск.

Дата публикации: 16.11.2021 03:15 UTC

Теги:

Амиров :: Карапетов :: Лемберанский :: 1979 :: ремонт :: нефть :: газ :: скважина

Учебное пособие: Текущий и капитальный ремонт скважин

ы. Состав и организация работ при КРС. Ликвидация скважин

Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.

Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: 1 — ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 — ремонтно-исправительные работы — наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 — воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 — ловильные работы; 5 — ликвидация скважин.

Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонтазапас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

Подземный ремонт и спуско-подьёмные операции

Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры.

Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно — компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА , а для НКТ с высаженными концами наружу — типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподьёмность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН — 6 — 25) обозначает минимальный условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания и развинчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб — 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ — 60 — 50 В), без этой буквы — для гладких НКТ (ЭГ — 60 — 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футированными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пъедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка — качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка — качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10).

При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры «заряжают» электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.

Освоение скважин после подземного ремонта

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно — насосные пуском в работу насоса. В последнее время в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.

Ликвидация скважин

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.

Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие:

сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).

Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам: а) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;

б) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта;

в) снижение дебита до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;

г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приёмистости.

Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:

а) промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.

б) установку сплошного или прерывистого цементного моста в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.

в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.

г) проверку герметичности межколонного пространства и при необходимости цементирования его до полной герметизации.

Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные воды, обсадные колонны извлекают из скважины. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).

Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин

При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus — текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это — сток — добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это — источник — нагнетательная скважина.

Виды скважин :

По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины.

Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин.

Для стока (добывающая скважина) скорость движения жидкости в одной и той же точки одного и того же потока можно выразить так:

Где U — скорость жидкости, м/с

Q — дебит скважины, м3 /с

К — проницаемость пласта, мкм2

М — динамическая вязкость жидкости, Па/с.

dP — перепад давления на пути фильтрации жидкости, Па.

dr — длина пути, на котором фильтруется жидкость, м.

Левые части этих уравнений равны, приравниваем и правые части:

Откуда Рпл — Р заб = QxМ inRk, Гс решая относитель, но Qполучают

Q= 2ПxKxh (Pпл — Рзаб) MLn= Rk /rc

где Р пл — давление пластовое, Па

Рзаб — давление забойное, Па

Rk — радиус контура питания (давления) пл.

гс — радиус скважины, м.

Это выражение называется уравнением притока или законом Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.

Уравнение для притока в скважину имеет вид:

Q= ПхКxh (P2м — Р заб ) / МхВinRk /гс

где В — коэффициент, зависящий от природы газа (В=Р/р2 );

Q — массовый расход газа (причём Q= Vxp2), м3 /с;

V — переменный, объёмный расход газа при переменном давлении Рм3 ;

Р2 — плотность газа в тех же условиях, кг/м3 .

Формулы для расчёта дебита скважин справедливы при определённых условиях: только для плоскорадиального установившегося притока однородной по всей толщине пласта жидкости (газа) или для так называемых гидродинамически «совершённых» скважин. Однако, как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, внекоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являю тся несовершёнными по степени вскрытия.

В большинстве скважин пласт вскрывают на всчю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновремённо.

Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока иразного возрастания скорости их течения у префорационных отверстий. Уравнение притока жидкости в несовершенную скважину

где С — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру С1 и С2.

Коэффициенты С1 и С2 определяют по специальным графикам В.И. Шурова. Ориентировочно, С1 =2+20; С2 =10+30, тогда С=С1 +С2 =25+30.

Отношение дебита Qнесовершенной скважины к дебиту Qсовершенной скважиной называют коэффициентом совершенства ф:

Коэффициент ф характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное).

Если в выражении для притока нефти величину

обозначить буквой К, то получим новое выражение для дебита скважины:

Q= K (Pпл -Pзаб ) = КхdP;

Где К — коэффициент продуктивности потока, который показывает какая часть дебита скважины приходится на перепад давления в 1 атм (0,1 мПа),

К = Q/dP3 /сут. xатм.

Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка:

депрессии — в добывающей, эксплуатационной;

репрессии — в нагнетательной.

Депрессионная воронка — это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.

В пределах воронки депрессии градиенты давления, а значит и расходы энергии на единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением от скважины.

После освоения скважины, законченной бурением, производят гидродинамическое исследование скважины (ГИС) и пластов.

В процессе исследований измеряется дебит Qи забойное давление Pзаб. Исследования при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением давлений, соответствующих данному дебиту. Результаты измерения дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. После завершения исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

Если исследования скважины выполняются при Рзаб >Pпл по тангенству угла наклона индикаторной кривой к оси депрессии dP, определяют коэффициент продуктивности скважины:

tga=QdP=K,

где К — коэффициент продуктивности.

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х:

Х= Kxh

M

Производительностью скважин называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов.

Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины — суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ — в кубических метрах (м3 )