4.1 Переезд бригады
Первая учебно-производственная практика началась с переезда бригады № 6 на скважину №744, куст №187 Шагирто-Гожанского месторождения. Основной задачей при переезде бригады является безопасная погрузка и разгрузка оборудование и инструмента бригады, буксировка жилых вагонов и расстановка их на новом месте.
Очень важной задачей при приезде бригады является грамотное и правильное расстановка оборудование, технологической емкости, промывочного мерника, приемных мостков и подъемного агрегата согласно нормам и требованиям техники безопасности и охраны труда. Все расстояния должны быть четко соблюдены согласно схемам расстановки оборудования (рис. 11).
Рисунок 11 Схема расстановки оборудования при КРС
4.2 Глушение скважины
Глушение скважины является основным процессом перед ремонтом скважины. В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью задавочной жидкости.
Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:
· иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;
· вслучае эксплуатации скважины механизированным способом иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л;
· не иметь в своем составе растворенного газа.
Удельный вес задавочной жидкости рассчитывается по формуле: У = (Рпл + 0,1Рпл) 
10/Н, где Рпл – пластовое давление, кгс/см2, Н – расстояние от устья скважины до эксплуатационного пласта.
В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а так же инвертноэмульсионные, гидрофобные растворы (ИЭР, ГФР). Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.
Технология глушения скважин зависит от способа ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину по техническим условиям давления на экс.колонну:
- D – 168мм допускается не более 10мПа;
- D – 146мм – не более 12мПа;
- D – 140мм – не более 15мПа.
Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости ЦА – 320 по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.
Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи ввыбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м3 добавляется 5% КНЦ.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.
При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий, их после глушения, от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом.
4.3 Подъём ГНО
После расстановки оборудования и глушения скважины производится разборка арматуры скважины, демонтируется полированный шток с СУСГ-ом, устанавливается ППШ, опрессовывается ППШ на 4 Мпа. После опрессовки производится подъем насосных штанг с плунжером НН-44. После подъёма ППШ демонтируется.
Далее производится демонтаж планшайбы с подвесным патрубком и установка ППШР. После установки ППШР его нужно опрессовать на 10 Мпа, путем до спуска в скважину пакера ПРО-ЯМО ЯГ на 5 НКТ. После опрессовки ППШР производится ГНО на НКТ. Все поднятое оборудование оценивается на степень загрязнённости и производится пропарка оборудования.
4.4 Спуск-подъем пера с шаблоном
Шаблонирование эксплуатационной колонны с последующей промывкой до жесткого забоя проводится в первую очередь для, проверки проходимости эксплуатационной колонны оборудования нужного диаметраи беспрепятственного спуска в них глубинного оборудования и инструмента., и для определения ее целостности, наличия сужения, коррозии.
Корпус шаблона (рис. 12) изготовляют цельным без фасок на нижнем и верхнем торцах. Шаблон имеет сквозное продольное отверстие для промывки и предотвращения скопления механических примесей при спуско-подъемных операциях
Рисунок 12 Шаблон.
Послу спуска шаблона на забой производится промывка скважины, после подъёма шаблона, начинается терморежим 24 часа. По истечению 24 часов производится геофизическое исследование скважины(АКЦ, СГДТ-2) с целью определения качества цементирования и интервала установки оборудования.
4.5 Перфорация
После проведения геофизического исследования и получения данных по скважине, проводилась перфорация в интервалах 955-954 м. 10 отверстий; 947.5-945.5 м. 20 отверстий; 943.5-942.5 м. 20 отверстий. Прострелянные ранее интервалы остались не изолированы ниже.
Кумулятивная перфорацияхарактеризуется 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, в условиях наиболее трудного сообщения ствола скважины с пластом.
Кумулятивная перфорацияосуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км / с и создает давление на преграду до 0 15 - 0 3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм.
4.6 Скреперование
После проведения перфорации в заданных интервалов должно проводится скреперование эксплуатационной колонны в местах посадки пакеров, механическим скрепером СК-146 мм (рис 13).
Рисунок 13 СК-146
Скреперование должно проводится, в интервалах не менее 20 метров выше посадки пакеров и 20 метров ниже посадки пакера. После проведения скреперования скважина промывается обратной промывкой.
4.7 Спуск 2-х пакерной компоновки для проведения кислотной обработки.
После проведения скреперования заданных планом работ интервалов, бригада готовится к проведению кислотной обработки. Для проведения кислотной обработки разных интервалов по отдельности необходимо спускать 2-х пакерную компоновку (рис. 14).
Рисунок 14 Схема 2-х пакерной компоновки
2-х пакерная компоновка обеспечивает раздельную кислотную обработку отдельных интервалов перфорации. Кислотная обработка проводится силами подрядной организации ООО «КРИЗОЛ», раствором НПС-К.
Кислотная обработка скважин - эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины.
Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, после снижения кольматации (процесс естественного и искусственного проникновения мелких, главным образом глинистых и коллоидных частиц в поры и трещины горных пород) солями жесткости (привносимыми закачиваемой водой) повышается приемистость нагнетательных скважин в терригенных коллекторах.
4.8 Освоение скважины методом свабирования.
После проведения кислотной обработки, закачки кислотного раствора в пласт и ожидания падения избыточного давления, т.к. данный раствор закачивается без реакции, наступает следующий этап разработки продуктивного пласта это- свабирование.
Свабированиепредставляет собой наиболее простой и довольно эффективный способ освоения скважин.
Свабированиеосуществляется свабом(поршнем), снабженным обратным клапаном. Сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы (НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается, и сваб выталкивает на поверхность столб жидкости, расположенной выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин, с АВПД производится с установкой на устье лубрикатора. К преимуществам данного метода относятся плавность создания депрессии, осуществление процесса вызова притока без привлечения дополнительных технических средств; к недостаткам - повышенная взрывоопасность (трение каната создает условия искрообразования), аварийность (обрыв каната, заклинивание сваба) и низкая производительность.
Свабирование производится отдельно с каждого интервала на посаженных пакерах, с отбором проб. Пробы отобранные для анализа отправляются на анализ заказчику, там их проверяют на обводненость, наличие кислотной смеси, а так же проверяют удельный вес. Только после получения положительного результата от заказчика, происходит перепасадка на другой интервал.
После того как был отработан поочередно каждый интервал, производится срыв пакеров и производится свабирование с общего интервала, оценивается приток жидкости из пласта, и ее состав. После получения положительного результата, происходит демонтаж геофизического оборудования, обмен жидкости в скважине на рабочую и подъём 2-х пакерной компоновки. В ином случае если по результатам свабирования жидкость получаемая из скважины не удовлетворяет заказчика или приток не достаточен для нормальной работы скважины производятся дополнительные работы по повышению отдачи нефтяного пласта.
4.9 Сварочные работы и РИР.
После завершения работ по освоению новых продуктивных интервалов, вышла необходимость смены арматуры скважины, т.к. скважина должны была выходить на отдельно-раздельный способ эксплуатации (ОРЭ). А так установленная на данной скважине арматура не подходила под данный способ эксплуатации ее необходимо было заменить на новую
После оформления мастером все необходимых нарядов и допусков у заказчика, было произведено спуск ПРО-ЯМО с муфтой проглушкой и фильтром на НКТ 2.5 на глубину 50 метров, и посадка пакера. После посадки произвели долив затрубного пространства и НКТ до устья скважины. Так как по регламентам на сварочные работы установлено то что подъемный агрегат должен быть демонтирован, произвели его демонтаж.
После смены устьевой арматуры на новую, смены ложной муфты и колонного патрубка и наращивания кондуктора, по плану работ произвели опрессовку устьевой арматуры. По результатам опрессовки получили падение давления от 10 Мпа до 3 Мпа за 30 минут, и водопроявления и кондуктора.
По согласованию с заказчиком было принято решения о поиске интервала утечки от 50 метров до устья. Был произведен монтаж подъемного агрегата и рабочей площадки. Далее производился подъём НКТ 2.5 с ПРО-ЯМО с поинтервальной опрессовкой через каждые 10 метров. Опрессовка показала не герметичность эксплуатационной колонны в интервале от 5 метров до 1 метра.
По результатам данной опрессовки, было принято решения о проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно цементажзаколонного пространства в интервалах от 270 метров до 0 метров, а именно заполнения кондуктора цементом.
Работы производились по следующему плану:
· сварочные работы, герметизация кондуктора на устье с монтажом патрубка и быстросъёмным соединением;
· спуск на НКТ 2.5 и посадка с отворотом ПВМ на глубину 480 метров;
· засыпка песчаной пробки выше ПВМ на 10метров и подъём НКТ 2.5;
· спуск ПРО-ЯМО-ЯГ на НКТ 2.5 и посадка на глубину 270 метров и опрессовка эксплуатационной колоны на 10 МПа- герметично, подъем ПРО-ЯМО-ЯГ;
· спуск ПГМ-146 на НКТ 2.5 на глубину 280 метров, перфорация эксплуатационной колоны, вызов циркуляции, подъем ПГМ-146;
· закрытие скважины на шибер, цементаж кондуктора, ОЗЦ -24 часа;
· спуск НКТ 2.5(открытый конец) с отбивкой кровли цементного моста на глубине 260 метров, опрессовка на 10 Мпа- герметично, подъем НКТ 2.5;
· спуск Д-98,бурение цементного моста с глубины 260 метров до глубины 300 метров, подъем Д-98;
· спуск НКТ 2.5 с промывкой до глубины 480 метров, наворачивание ПВМ, срыв ПВМ, подъём ПВМ.
Ремонтно-изоляционные работы дали свой положительный результат, по результатам опрессовки эксплуатационной колоны на 10 Мпа, получили положительный результат.
Дальнейшие работы на скважине проводились по плану утвержденному заказчиком, было спущено оборудование для отдельно раздельной эксплуатации, вызвана подача, скважина была сдана по акту заказчику ЦДНГ-3 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Прохождение первой учебно-производственной практики было не посредственно связано с моей трудовой деятельности. Помощником бурильщика капитального ремонта скважины я работаю уже на протяжении 4 лет. Данную работу я считаю очень сложной и трудоемкой, в ней важна не только физическая сила, но и глубокие знания и понимания своего дела. Должно быть обязательным выполнение всех требований регламента проведения капитального ремонта скважин, так как даже не большое отклонение от плана может привести к аварии, и понести за собой огромные убытки как и своему предприятию так и заказчику.
Так же самым главным в работе при капитальном ремонте скважин, должно быть беспрекословное соблюдение техники безопасности и охраны труда. Работа помощником бурильщика связана с многими опасными для жизни производственными факторами, это и передвижение больших и тяжелых железных предметов, это и в первую очередь опасность возникновения ГНВП.
Обучения и сдача экзаменов по ГНВП происходит ежегодно, а инструктажи и учебно-тренировочные занятия, регулярно на рабочем месте. Помощник бурильщика должен знать причины возникновения и методы борьбы с ГНВП. Ведь как показывает практика, все крупные аварии случившиеся в бригадах КРС, возникают из-за недостаточной обучености персонала, что приводит к крупным авариям и человеческим жертвам.
Работа помощником бурильщика капитального ремонта скважин это огромный трудовой опыт. Приобретённый знания, во время работы в бригаде, у старших опытных коллег это богатый опыт знания и понимания производства изнутри, который без сомнения пригодится в моей будущей трудовой деятельности.
СПИСОК ИСТОЧНИКОВ
· В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.— М.: Недра, 1985, 208 с.
· В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела. –Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский государственный университет. 2004 год, 720 страниц.
· https://www.ngpedia.ru
ОТЗЫВ
О прохождении учебно-производственной практике
на студента 2 курса(специальность 210310 «Нефтегазовое дело»)
Удмуртского государственного университета
Шипилова Вячеслава Анатольевича
Студент Удмуртского государственного университета Шипилов Вячеслав Анатольевич проходил практику на базе филиала ООО АРГОС «ЧУРС» в период с 27.06.2016 по 10.07.2016 года, целью которой являлась систематизация, закрепление и расширение теоретических знаний и практических навыков, применение их при решении производственных задач.
За время прохождения практики Шипилов Вячеслав Анатольевич проявил себя как грамотный студент, прилежно относящийся к поставленным задачам практики, в полном объеме выполнил установленную программу.
В процессе прохождения практики студент показал хороший уровень теоретических знаний, и закрепил их практическими навыками с большей долей самостоятельности в работе, принимал активное участие в работе предприятия.
Студент коммуникабелен, прилежен, дисциплинирован, добросовестно исполнял указания руководителя практики от предприятия.
Заместитель начальника цТКРС-1
ведущий инженер Лапшин Л.А.
_____________________