Подземное оборудование
НКТ Из насосно-компрессорных труб составляются колонны, спускаемые в скважину.
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.подъемных труб.
Клапаны – отсекатели.предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.
Ингибиторные клапаны.предназначены для подачи из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов разного назначения в процессе эксплуатации скважины.
Разъединитель колонны.предназначен для соединения колонны подъемных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифтных скважинах.
10 устроиство для регулирования дебита фонтанной скважины
Штуцера. Предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцера устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или др абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали из металлокерамического материала с центральным каналом заданного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим работы скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкции быстросменных штуцеров.
Простейший штуцер выполняется в виде диафраглы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между 2 фланцами выкидной линии. Применяют регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика.
В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи.
11 Устьевое и подземное оборудование ШГНУ
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.
ШСНУ включает:
- наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
- подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.
Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.
В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.
Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2
ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.
ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.
Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов
13 Конструкция и принцип работы ШСН
Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.
Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы изготавливают следующих типов:
НВ1 - вставные с замком наверху;
НВ2 - вставные с замком внизу;
НН - невставные (трубные) без ловителя;
НН1 - невставные с захватным штоком;
НН2 - невставные с ловителем.
Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструировании насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены потребителем изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.
Скважинный штанговый насос являются составной частью скважинной насосной установки и предназначены для подъема жидкости из нефтяных скважин. СШН по принципу работы относятся к плунжерным насосам прямого действия.
При опускании плунжера всасьшающий клапан под действием силы тяжести закрывается, открывается нагнетающий клапан, и происходит вытеснение в приемный трубопровод объема жидкости, равного объему насосной штанги, погружающейся при этом в жидкость.
При ходе плунжера вверх нагнетающий клапан закрывается, и если давление пластовой жидкости превышает давление в цилиндре, открывается всасывающий клапан. Происходит заполнение цилиндра жидкостью с одновременным подъемом столба жидкости в приемный трубопровод
14 Маркировка и классификация ПЭЦН .
Стандартная комплектация УЭЦН:
- погружной центробежный насос;
- модуль входной или газостабилизирующий модуль (газосепаратор, диспергатор, газосепаратор-диспергатор);
- погружной электродвигатель с гидрозащитой (2,3,4) кабель и кабельный удлинитель;
- станция управления погружным электродвигателем.
Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рисунок 3) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.
Глубина подвески насоса определяется:
- глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости;
- глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;
- противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;
- потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;
- работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор.
15 Назначение и типы плунжеров ШСН
Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений:
ПХ1 -- с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;
ПХ2 -- то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;
П111 -- с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;
П211 -- то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.
Пары «седло-шарик» клапанов насосов изготавливают в трех исполнениях:
К -- с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;
КБ -- то же, с седлом и буртиком;
КИ -- с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из нержавеющей стали.
Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1.3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1.3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.
16 ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Если притекающую пластовую энергию пополнять закачкой газа в скважину с поверхности, то осуществляется искусственное фонтанирование, которое называем газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным. В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом, или газлифтом.
Область применения газлифта — высокодебитные скважины с большими забойными давленями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные скважины, а также скважины в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота, отсутствие дорог и др.). Газлифтный способ эффективен при эксплуатации искривленных скважин, разработке многопластовых месторождений.
Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа; для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие каналы могут быть созданы либо двумя параллельными, либо концентрично расположенными рядами труб. В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают конструкции двух-, полутора- и однорядных подъемников (рис. 8.1). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока, в том числе подкачкой жидкости в затрубное пространство между первым (внешним) рядом НКТ и эксплуатационной колонной. В настоящее время применяется однорядный подъемник. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан (или иногда через 2—4 отверстия диаметром 5—8 мм в рабочей муфте). Рабочая муфта или клапан при прохождении газа создают постоянный перепад давления 0,1—0,15 МПа, который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10—15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок. Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия, и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. Большой диаметр затрубного пространства позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.
17 Системы и подземное оборудование газлифтной добычи нефти
В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство, а при центральной—в центральные трубы. На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе, так как оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях, а при центральной системе песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв, в случае добычи парафинистой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.
Подземное оборудование (рис. 1.9) включает в себя НКТ 4, скважинные камеры 1 с газлифтными клапанами (пусковые 2 и рабочие 3), верхний 5 и нижний 7 ниппели, гидравлический пакер 6, башмачную воронку 8. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан-отсекатель на глубине 100-150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.
Рис. 1.9. Подземное оборудование газлифтной скважины
Наибольшее распространение получили скважинные камеры, представляющие собой сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ. В рубашке камеры предусмотрен карман для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины и устьевое герметизированное оборудование.
Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством, а также регулируется поступление газа в НКТ. Газлифтные клапаны являются эффективным средством снижения так называемого пускового давления при пуске скважины в работу.
18 Назначение и принцип работы пусковых и рабочих газлифтных клапанов
Типы газлифтных клапанов
Газлифтные клапаны предназначены для управления подачей рабочего агента в лифт в точке их размещения. Процесс заключается в закрытии его или открытии на необходимую величину. По выполняемым функциям клапаны делятся на пусковые и рабочие. Пусковые клапаны осуществляют последовательное газирование жидкости в лифте в период пуска скважины, а рабочие - регулируют расход рабочего агента в процессе эксплуатации.
В современном газлифте применяются исключительно автоматические клапаны, управляемые давлением рабочего агента (рабочим давлением), давлением добываемой среды (трубным давлением), а также перепадом этих давлений - (дифференциальные клапаны). Выбор типа клапана зависит от его назначения, типа газлифтной установки, рабочего давления и других факторов.
Силу от действия управляющего давления на соответствующую площадь, определяемую конструкцией клапана, воспринимает чувствительный элемент, настроенный на определенное усилие. В зависимости от соотношения этих сил происходит перемещение исполнительного органа — управление потоком рабочего агента.
В качестве чувствительного элемента в клапанах служат пружины — механические и пневматические.
Пневматическая пружина представляет собой камеру, заряжаемую газом с определенным давлением; одна стенка камеры является упругой и передает усилие, возникающее под действием перепада давлений внутри и снаружи камеры, на шток исполнительного органа. Упругим элементом в настоящее время являются сильфоны. Сильфон представляет собой тонкостенный гофрированный цилиндр. Благодаря такой форме он может выдержать большие перепады давлений в значительные осевые перемещения.
В современных конструкциях применяют многослойные сильфоны из металла, стойкого к скважинной среде. Концевые детали соединяются пайкой специальными сплавами. Объем камеры выбирают таким образом, чтобы перемещение сильфона не вызывало значительного изменения давления в ней. В некоторых случаях применяют комбинацию из пневматической и механической пружин. Газлифтные клапаны для различных условий эксплуатации имеют разные конструктивные исполнения. Наиболее распространена следующая классификация клапанов:
Конструкции газлифтных клапанов
по направлению потока рабочего агента — нормальные (из затрубного пространства в трубы) и обратные (из труб в затрубье) ;
по способу крепления — стационарные и съемные. Последние имеют преимущественное распространение, поскольку для их смены не требуется подъема насосно-компреосорных труб, зато обладают большим поперечным габаритом;
по расположению стационарных клапанов — эксцентричные (устанавливаются сбоку) и концентричные — рукавные. Последние охватывают трубу и могут пропускать большие расходы газа.
Съемные клапаны могут быть с центральной установкой и в боковых карманах скважинных камер. Последние наиболее распространены, так как при любом числе клапанов в установке поперечное сечение лифта остается свободным.
Меняют клапаны специальным набором спускаемого на канате инструмента. Для этой цели используются агрегаты для скважинных канатных работ, включающие передвижную лебедку с гидроприводом и оборудование устья скважины с лубрикатором и превентором.
19 Пуск газлифтной скважины в работу.Снижение пускового давления
Рассмотрим физику процесса пуска газлифтной скважины на примере однорядного подъемника при прямой закачке газа. При подаче компримированного газа в затрубное пространство газ оттесняет статический уровень вниз; при этом повышается забойное давление. Часть жидкости из затрубного пространства поступает в подъемник, другая часть может поглощаться пластом.
По мере роста давления газа объем поглощаемой пластом жидкости возрастает (за счет увеличения репрессии). В момент достижения уровнем жидкости башмака давление газа становится максимальным, и газ начинает прорываться через башмак, насыщая жидкость в подъемнике. Плотность образующейся газожидкостной смеси снижается, и при определенном расходе газа смесь достигает устья и начинает изливаться.
20.Технология проведения СКО
Солянокислотная обработка скважин.
Солянокислотная обработка скважин – это воздействие соляной кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO2), либо представлены известняками или долонитами (CaCO3 – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками
CaCO3+2HCl = CaCl2+CO2 +H2O
Было твёрдое вещество (CaCO3) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl2), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.
При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.
Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.
При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе.
Лучший сорт кислоты – соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.
Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.
21 Растворы СКО
При соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты:
АНЦ 32/50
Агрегат для кислотной обработки собран на базе Урал-55571-1121-40.
Агрегат предназначен для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны скважин.Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101-100 и Урал 4320-1912-30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование.
В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться. Например, используются солянокислотные обработки с использованием Нефтенола К.
Соляная кислота с добавлением Нефтенола К позволяет более глубоко воздействовать на пласт, что увеличивает эффективность обработок. Особенностью НЕФТЕНОЛа К является его инертность к ингибиторам коррозии, содержащимся в соляной кислоте. Вследствие этого, с одной стороны, ПАВ-солянокислый состав по своим коррозионным свойствам не отличается в худшую сторону от соляной кислоты, что как правило имеет место при использовании большинства известных ПАВ.
С другой стороны, рабочий раствор имеет очень сильную проникающую способность и пролонгированный период активного воздействия за счет низкого поверхностного натяжения. Опытные солянокислотные обработки с применением Нефтенола К на месторождениях ЗАО «СП «Нафта-Ульяновск» показали высокую эффективность: прирост добычи нефти составляет в среднем около 5 м3/сут.
В настоящее время солянокислотные обработки с использованием НЕФТЕНОЛа К приняты к широкомасштабному промышленному внедрению на месторождениях данного предприятия.
Однако в настоящее время всё больше используются новые, более прогрессивные методы воздействия на пласт – использование серной кислоты, использование алюмосодержащей композицией с добавлением соляной кислоты (радиусы зоны обработки возрастают по сравнению с солянокислотными обработками в 4 - 10 раз).
22 Технология ГРП
Гидроразры́в пласта́ (ГРП) — один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант (обработанный кварцевый песок), в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины.
После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.
Проведение первого в мире ГРП приписывается компании Halliburton, выполнившей его в США в 1949 году. В качестве жидкости разрыва в тот момент использовалась техническая вода, в качестве расклинивающего агента — речной песок. Приблизительно в то же время уже проводились ГРП и в СССР, разработчиками теоретической основы явились советские ученые Христианович С. А., Желтов Ю. П., также оказавшими значительное влияние на развитие ГРП в мире.
Обычно на проведении ГРП и других методов интенсификации нефтедобычи специализируются сервисные нефтяные компании (Halliburton, Schlumberger, BJ Services и др.).
23 Агрегат А-80 для капитального ремонта скважин
Мобильная установка для бурения и капитального ремонта скважин А-80 предназначена для следующих целей:
-эксплуатационное и разведочное бурение нефтяных и газовых скважин;
-бурение вторых, в том числе горизонтальных стволов, при капитальном ремонте скважин;
-спуск и подъем насосно-компрессорных труб, промывка отложений песка и парафина в скважине, постановку цементных мостов и др.;
-спуск и подъем бурильных труб и инструмента для разбуривания цементных мостов, проведения аварийных работ и др.
Базовая установка (блок мачты-лебедки) смонтирована на самоходном шасси типа МЗКТ 80071 (производство Минского Завода Колесных Тягачей - Республика Беларусь) колесная формула 8x8.
24 Виды капитального ремонта скважин
Виды работ по КРС
КР1
Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1 Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2 Отключение отдельных пластов
КР1-3 Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4 Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором
КР2
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1 Устранение негерметичности тампонированием
КР2-2 Устранение негерметичности установкой пластыря
КР2-3 Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КРЗ
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КРЗ-1 Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КРЗ-2 Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной
КРЗ-3 Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КРЗ-4 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
КРЗ-5 Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
КР4
Переход на другие горизонты и разобщение пластов
КР4-1 Переход на другие горизонты
КР4-2 Разобщение пластов
КР5
Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей
КР6
Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1 Зарезка новых стволов скважин
КР6-2 Бурение цементного стакана
КР6-3 Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
КР6-4 Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
КР7
Обработка призабойной зоны
КР7-1 Проведение кислотной обработки
КР7-2 Проведение ГРП
КР7-3 Проведение ГПП
КР7-4 Виброобработка призабойной зоны
КР7-5 Термообработка призабойной зоны
КР7-6 Промывка призабойной зоны растворителями
КР7-7 Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
КР7-8 Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)
КР7-9 Прочие виды обработки призабойной зоны
КР7-10 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
КР7-11 Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов
КР8
Исследование скважин
КР8-1 Исследование характера насыщенности и выработки продук тивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
КР8-2 Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)
КР9
Перевод на использование по другому назначению
КР9-1 Освоение скважин под нагнетательные
КР9-2 Перевод скважин под отбор технической воды
КР 9-3 Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
КР 9-4 Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
КР10
Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1 Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противо-песочным оборудованием
КР10-2 Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок
КР11
Консервация и расконсервация скважин
КР12
25 Методы изоляции водопритоков
Технологии изоляции водопритоков в скважинах с использованием химических реагентов, специальных гелевых составов, цементов и т.д. Ликвидация или регулирование водопритока установкой цементных мостов на обводненные пласты или интервалы:
При применении технологий, тип реагента и его состав определяется по лабораторным исследованиям:
-Специальных гелевых составов;
-Вязко – упругих полимерных составов;
-Гидрофобизаторов призабойной зоны пласта;
-Высоковязких эмульсионных систем;
-Полимернодисперсных систем;
-Полимерной дисперснонаполненной системы.
Применение вышеуказанных реагентов различных групп регламентируется составом и свойствами добываемой жидкости и продуктивного пласта, пластовыми давлениями и температурой и многими другими факторами. Их применение обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции на 20 – 90%.
Реагенты и технологии их применения успешно применяются в Западной Сибири (ОАО «Лангепаснефтегаз», ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и т.д), в Татарии (АО «Татнефть»), в ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Оренбургнефть», в Казахстане, в Республике Коми и т.д.
Гелевые тампонажные составы на основе силиката натрия способны предотвращать заколонные перетоки, проводить селективную изоляцию обводненных интервалов пласта, избирательно проводить укрепление слабосцементированного песчаника на срок от 0,5 года до 3 лет.
Тампонажные составы на основе высокомоллекулярных полимеров, например полиакриламида (ПАА), обладают более высокой проникающей способностью по сравнению с тампонажными составами на основе силиката натрия и тем более цемента, успешно могут быть использованы для ликвидации любых негерметичностей эксплуатационной колонны, обладают избирательной адгезией на гидрофильные и гидрофобные поверхности и простотой применения. Срок воздействия – до 1 года.
Тампонажные растворы на основе специальных цементов, гарантируют свою долговечность, но у них достаточно низкая проникающая способность, их применение сопряжено с определенными трудностями технологического характера.
Кроме перечисленных существует очень большое количество различных как по своему компонентному составу, так и по своим технологическим характеристикам тампонажных составов. Окончательный выбор, какого либо из них конкретно, может быть проведен только после детального изучения и исследования пластовых флюидов и кернового материала.
Все перечисленные тампонажные растворы применяются практически во всех нефтедобывающих предприятиях отрасли. Их применение регламентируется состоянием заколонного пространства и непосредственно состоянием самой колонны, составом пластовых жидкостей и т.д.
Применение этих технологий обеспечивает снижение (до 20 – 90%), а во многих случаях и полное предотвращение заколонных перетоков на срок от полугода до 3 лет.
Установка цементных мостов обеспечит полную ликвидацию водопроявлений на весь период дальнейшей эксплуатации скважин, позволит проводить практически любые целесообразные для данных пластов виды обработок по интенсификации добычи нефти. При установке мостов используются определенные виды цементов, по специально разработанным для конкретных условий технологиям.
Технологии, после определенной адаптации, применяются практически во всех нефтедобывающих предприятиях России.
26 Виды подземного ремонта скважин
Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на:
-текущий
-капитальный
Текущий ремонт скважин подразделяют на:
-планово-предупредительный (или профилактический)
-восстановительный
Планово-предупредительный ремонт скважин — это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.
Межремонтный период работы скважин — это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.
Основными путями повышения Кэ (что равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.