Поточний і капітальний ремонт свердловин - розробка нафтових родовищ

Бавлінского управління підземного і капітального ремонту свердловин здійснює своєчасний і якісний капітальний ремонт нафтових, нагнітальних, скидних, допоміжних та інших свердловин, а також буріння дрібних колодязів. Відповідно до плану робіт на свердловинах проводяться заходи з інтенсифікації видобутку нафти і питної води, підвищенню приемистости нагнітальних і поглинаючих свердловин, а також ліквідація цих свердловин, випробування нової техніки і технології; ремонтує експлуатаційні та водозабірні свердловини, проводить геолого-технічні заходи з метою інтенсифікації видобутку нафти і оптимізації режиму роботи свердловини

Капітальний ремонт свердловин

Основними причинами, що викликають необхідність проведення великої рогатої худоби, залишаються зниження дебітів нафти, обводнення свердловин, пескопроявленіе, перенесення інтервалів перфорації, ліквідація негерметичність колон і міжколонних проявів. Ці причини характерні для старих свердловин і розробки пластів на пізній стадії.

Капітальний підземний ремонт свердловини об'єднує всі види робіт, що вимагають тривалого часу, великих фізичних зусиль, залучення численної різнофункціональних техніки.

Підземний (поточний) ремонт свердловин

Під поточним ремонтом свердловини розуміють комплекс технологічних і технічних заходів, спрямованих на відновлення її проізводітельнос-ти, і обмежений впливом на привибійну зону пласта і знаходиться в свердловині оборудованіе.Текущій ремонт включає наступні роботи: заміна відмовив обладнання, очищення вибою і стовбура свердловини, відновлення продуктивності пласта за рахунок окремих методів інтенсифікації (прогрів, промивка, закачування хімреагентів.

Капітальним ремонтом свердловин (КРС) називається комплекс робіт, пов'язаний з відновленням працездатності обсадних колон, цементного кільця, привибійної зони пласта, ліквідацією аварій, а також спуском і підйомом обладнання при роздільної експлуатації і спуску пакера, клапанів відсікачів, газліфтного обладнання.

До проведення робіт з капітального ремонту свердловину оглядає майстер. Документ про стан свердловини, переданої в капітальний ремонт, оформляється двостороннім актом.

Підготовча бригада ремонтує під'їзні дороги до свердловині, готує майданчик і якоря відтяжок для підйомного агрегату, підвозить необхідний комплект бурового інструменту і нкт, встановлює на підготовлену площадку пересувний агрегат, підготовляє робоче місце відповідно до існуючих вимог і схемами.

Перед капітальним ремонтом обстежується гирлі свердловини, і в разі потреби бригада ремонтує його.

В обстеження свердловин входять:

-визначення глибини забою свердловин;

-перевірка стану експлуатаційної колони і стовбура свердловини;

-визначення місця розташування і стану труб, обладнання, а також сторонніх предметів в стовбурі свердловини;

-перевірка стану обсадних труб, фільтру свердловини;

-інтенсивність водотоку і ін.

Електротермометрія для визначення місця припливу сторонньої води. Для визначення місця розташування в свердловині стороннього предмета, форми верхнього кінця, а також характеру зламу або зминання експлуатаційної колоннислужат друку. Визначення місця припливу води в свердловину проводять за допомогою резістівіметра.

Поточний ремонт свердловини включають в себе заміну підземного устаткування, очищення труб від АСПО, солей, піску, а також ряд заходів, які сприяють збільшенню продуктивності свердловин: соляно кислотна обробка, закачування в пласт ПАР, глибоко проникає ГРП. Мета поточного ремонту усунення неполадок, які порушують режим роботи свердловини. Поточний ремонт підрозділяють на планово попер. і відновний.

Перед поточним ремонтом свердловини ретельно вивчається її історія, вид ремонту, яке обладнання на ній встановлено, термін його експлуатації. Складається план проведення ремонту, в який входять необхідні заходи, і вказується послідовність їх проведення. Даний план приймає юридичну силу після затвердження його головним інженером підприємства.

Після цього складається замовлення на поточний ремонт.

Після оформлення відповідної документації виробляють підготовчі роботи: планування території навколо свердловини, заглиблення якорів, де вони відсутні, для встановлення підйомника, забезпеченого відтягненнями.

Після виконаних робіт виробляють глушіння свердловини. Рідина глушіння повинна забезпечити надійне глушіння свердловини з збереженням колекторських властивостей пласта, повинна мати велику щільність, ніж пластова рідина для запобігання відкритого фонтанування і швидке освоєння після ремонту.

Поточний ремонт свердловин на промислах здійснюють бригади підземного ремонту свердловин. Залежно від чинного фонду на нафтопромислі може бути кілька бригад ПРС і одна бригада подготовителей.

Щомісяця по кожному промислу становлять план-графік підземного ремонту свердловин із зазначенням обов'язкових геолого-технічних заходів.

На підставі плану-графіка технологи цеху ПКРС виписують завдання з докладним описом робіт на свердловині. Відомості про прийом-здачу свердловини в ремонт і з ремонту підписують майстер з видобутку нафти і старший інженер промислу.

Поєднання на Олексіївського родовищ особливостей фізико-хімічних властивостей нафт, пластових вод, високий вміст газу і води в продукції зі сформованими термобарическими умовами викликає поява таких ускладнень при експлуатації обладнання, як утворення відкладень парафінів, гідратів і солей.

Парафіноотложеній і гідратоутворення спостерігається в основному в простоюють свердловинах, коли змінюються температурні режими в стовбурі. Основна маса парафінових відкладень містить тверді і рідкі вуглеводні. Гідратоутворення характерно для свердловин з високим газовим фактором і в значній мірі стимулюється збільшенням обводненості продукції. До складу гідратних пробок, поряд з гідратами входять нафту і механічні домішки.

Кількість газу, що виділяється з рідини в процесі її руху по стовбуру свердловини, є величиною змінною і залежить від термодинамічних умов і характеристики газорідинної суміші, отже, змінюється щільність суміші.

Коефіцієнт сепарації (відношення об'єму газу, який пішов в затрубний простір, до загального обсягу газу на прийомі насоса) залежить від дебіту рідини, зазору між спущеним обладнанням і обсадної колоною.

Вплив газу в робочих органах насоса проявляється в погіршенні енергообміну між робочими вузлами і рідиною, змінюється робоча характеристика насоса.

Безводний період займає незначну частку, в загальному, часу розробки нафтових родовищ. На його тривалість впливає, як геологічна характеристика поклади, так і способи її розробки - застосування штучного впливу на продуктивні пласти шляхом закачування води. Нафта за своїм хімічним складом схильна до утворення емульсії, так як містить асфальтени, смоли, механічні домішки, мінеральні солі (утворюються в'язкі і стійкі водонефтяние суміші). При обводнення, близькою до точки інверсії, утворюються стійкі емульсії, які в поєднанні з парафіноотложеній створюють високий гідравлічний опір течією свердловини рідини. Вплив емульсій найбільш відчутно в свердловинах, оснащених ШГН, де зворотно-поступальний рух штанг сприяє створенню емульсії і примусовому розмазування парафіну по стінках НКТ. На освіту високов'язких емульсій також переважний вплив надає температурний фактор. Робочі параметри насоса - подача, напір і коефіцієнт корисної дії при роботі на водонафтових сумішах знижуються в порівнянні з роботою на воді або нафти.

Кущова буріння свердловин поставило перед експлуатаційниками ряд проблем, пов'язаних з безаварійним спуском і експлуатацією УШГН. Встановлено, що в інтервалах набору кривизни, що становлять 2 градуси і більш на 10 метрів стовбура свердловини, зростає число відмов обладнання. Причина полягає у виникненні изгибающих і мнуть сил, що впливають на корпус і вузли насоса. Причинами відмов при цьому є знос пари циліндр-поршень і не спрацьовування клапанів, що призводить до негерметичності насоса.

Тому важливо дотримання швидкості спуску обладнання та глибини спуску установок, УШГН не повинен потрапити в інтервал інтенсивного набору кривизни.

У разі припинення або зменшення подачі рідини необхідно перевірити стан насоса або окремих деталей. Для перевірки стану невставного насоса спочатку витягають на поверхню штанги з плунжером, а потім труби з циліндром насоса. (В Двохклапанні насосі при підйомі плунжера) Для вилучення вставного насоса піднімають тільки колону штанг разом з глибинним насосом.

Про зрив клапана можна судити по догляду рідини з насосних труб в свердловині. Після підйому штанг на поверхню перевіряють стан плунжера і клапанів насоса.

Причиною припинення подачі рідини насосом часто є спрацьованість плунжера або усмоктувального і нагнітального клапанів. Якщо спрацьовані клапани, потрібно змінити їх спрацьовані деталі і знову спустити плунжер з клапанами, не піднімаючи циліндр.

Плунжер вважається придатним для подальшого використання при збереженні видимого шару хрому на його поверхні і відсутність значних слідів корозії і глибоких подряпин. Допускаються неглибокі поздовжні ризики (якщо ризики не по всій довжині плунжера) і невелика спрацьованість до кінця плунжера. На плунжер з канавками ризики, які перетинають канавки, не повинні бути розташовані в суміжних секціях. Якщо один кінець плунжера спрацьований незначно, допускається переставлення плунжера, його верхній кінець стає нижнім, а нижній верхнім. Основними причинами припинення подачі є знос клапанів і плунжерній пари, а також багато відмов через обрив штанг.

Вироблено 172 ремонту через негерметичність НКТ. Зроблено 61 ремонт з обривами штанг. Сталося 12 аварій з підземним обладнанням, в тому числі по з'єднаннях УЕЦН - 5 аварій, 5 аварій - по різьбі НКТ, 3 аварій ліквідовані при ПРС, частково залишено ВРХ.