Фонтанная эксплуатация скважин, в том числе и горизонтальных - это способ добычи нефти, при котором жидкость в скважине поднимается на поверхность за счет природной пластовой энергии - гидростатического напора и расширения содержащегося в нефти газа. На основании широкомасштабных промысловых работ предложена стратегия обоснования способа эксплуатации ГС в зависимости от их дебитов жидкости и газа. Скважины с газовым фактором до 150 м3/т рационально эксплуатировать УЭЦН, с большим газовым фактором – в режимах «насос – фонтан» и «фонтан».
В ОАО «Сургутнефтегаз» на насосном режиме рекомендовалось эксплуатировать (на 01.01.99 г.) 46 % ГС. Глубина спуска насосов определяется условиями исследования и глушения скважин. Из-за высоких забойного давления и дебита газа достаточно насосы спустить в скважину на глубину 800 – 1000 м и иметь их напоры 600 – 800 м. В режиме «фонтан - насос» рекомендуется эксплуатировать скважины, по которым не гарантируется устойчивый фонтанный режим. Насос в скважине является техническим средством вывода и поддержания в ней фонтанного режима. Кроме того, следует отметить, что эксплуатация ГС механизированным способом (УШСН, УЭЦН, УЭВН, УЭДН) осуществляется аналогично эксплуатации вертикальных скважин, при условии установки насосных агрегатов в вертикальной части ствола скважины. Применение того или иного вида насосного агрегата регламентируется возможностью, целесообразностью применения и экономической эффективностью.
6.1 Особенности эксплуатации скважин УШСН
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий свыше 40 % действующего фонда скважин [5].
Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или нескольких пластов скважин глубиной до 3500 м с дебитом жидкости до нескольких сотен тонн в сутки.
Установка штанговая скважинная нефтяная (УШСН) включает в себя штанговый глубинный насос (ШГН), колонну штанг, оборудование устья и индивидуальный привод станок – качалка (СК).
ШГН по конструкции подразделяются на невставные (трубные) и вставные. Невставным или трубным насосом называют насос, цилиндр которого присоединяют непосредственно к НКТ и вместе с колонной спускают в скважину, а плунжер спускают и поднимают отдельно на насосных штангах (рисунок 6.1 а).
Вставным называют насос, цилиндр и плунжер которого спускают в скважину одновременно на насосных штангах; насос устанавливают на специальную замковую опору, предварительно спущенную в скважину на колонне НКТ (рисунок 6.1 б).
Штанги насосные служат соединительным узлом между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. Предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.
Оборудование устья предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах. При эксплуатации скважин ШГН может применятся оборудование устья типа ОУ-140-146/168-65 или ОУШ-65/50х140.
а б
| 1 – шариковый нагнетательный клапан; 2 – цилиндр; 3 – плунжер; 4 – патрубок-удлинитель; 5 – всасывающий клапан; 6 – седло конуса; 7 – шток захватный | 1 – шток; 2 – подъемные трубы; 3 – конус; 4 – замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плунжер; 7 – направляющая труба |
Рисунок 6.1 – Схемы штанговых глубинных насосов
Станок-качалка – индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов. Основные узлы СК: рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, редуктор с кривошипами и противовесами.
При эксплуатации ГС глубинными насосами, между штангами и трубами возникают значительные силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, и снижает межремонтные периоды. Для предотвращения истирания труб и штанговых муфт используют роликовые, каленые и шлифованные муфты, которые устанавливаются в местах искривления ствола скважины. Роликовая муфта – удлиненная, с резьбой насосных штанг. В теле ее прорезаны три – четыре щели, в которых установлены ролики, вращающиеся на осях, закрепленных в теле муфты. При работе станка ролики катаются по трубе, уменьшая трение. Каленные муфты штанг со шлифованной поверхностью вследствие высокой твердости материала и гладкой поверхности хорошо сопротивляются износу и предохраняют от износа трубы, так как, сглаживая более мягкую сталь труб, муфты скользят по ним, почти не разрушая стенок.
При наличии песка рекомендуется применять в искривленных скважинах специальные скребки – завихрители, закаленные токами высокой частоты.
Для борьбы с односторонним истиранием штанг и муфт используют штанговращатели. Число неполадок в скважинах значительно уменьшается при переводе станка – качалки на малое число двойных ходов (качаний) при большой длине хода.
Нормальная сила, возникающая между штангами и трубами, определяется по формуле А. М. Пирвердяна:
, (6.1)
где N – нормальная сила, действующая в точках соприкосновения штанговых муфт с НКТ в интервале l, Н;
l0 – длина штанги, м;
l – длина интервала, измеренная вдоль оси ствола скважины, м;
Р – усилие, действующее на колонну штанг в середине интервала, в которое входит: вес штанг, находящихся ниже середины интервала, вес столба жидкости, действующего на плунжер, Н;
δ1, δ2 – кривизна в начале и в конце интервала, Рад;
β – разность азимутов начала и конца интервала, Рад;
q – линейная плотность штанг, кг/м.
Суммарная сила трения по всей длине труб и штанг:
, (6.2)
где T- сила трения по всей длине труб и штанг, Н;
μ – коэффициент трения, который принимается равным 0,2 для скважин с легкой нефтью;
Минимальное значение длины интервала l не должно быть менее дины l0 (длины штанги).
На основе анализа, выполненного В.Ф. Троицким, формула (6.1) без внесения практически ощутимой погрешности в расчеты может быть упрощена и записана в виде (6.3):
(6.3)
Кроме того, суммарную силу трения в скважине можно определить путем анализа динамограммы, снятой с этой скважины.
При эксплуатации наклонно-направленных, искривленных и горизонтальных скважин УШСН необходимо учитывать следующее:
- из формулы (6.3) следует, что в интервалах глубины скважины, где отмечается значительная кривизна и изменение азимута оси ствола скважины, сила нормального давления, а следовательно и сила трения, могут быть весьма значительными. При небольшой величине градиента азимута величина силы трения будет определяться только кривизной;
- влияние кривизны и азимута тем больше, чем выше она расположена в пределах глубины спуска насоса;
- достаточно, чтобы в интервале спуска насоса лишь в одном месте сила трения была велика – уже это обстоятельство будет вызывать необходимость в частых подземных ремонтах.
- эксплуатация искривленных скважин с приемлемыми экономическими показателями возможна лишь при сравнительно небольшом дебите, т.е. с минимальным пробегом трущихся поверхностей в единицу времени, так как скорость износа пропорциональна скорости откачки и увеличивается с увеличением диаметра насоса;
- при плоском профиле скважины, как показывает опыт, кривизна более 8 – 10 ˚ ощутимо влияет на работу подземного оборудования (кривизна расположена в нижней части интервала глубины спуска насоса).
- существует много типоконструкций штанговых протекторов, которые устанавливаются в интервалах интенсивного износа. Однако следует учитывать и то, что с установкой протекторов уменьшается износ муфт или труб, но полностью их износ не представляется возможным;
- износ труб и муфт сильно зависит от вязкости жидкости. Особенно значителен износ в сильно обводненных скважинах и менее всего в чисто нефтяных скважинах с вязкой нефтью;
- пластовая вода обладает коррозионными свойствами. При сильном воздействии коррозии любые протекторы могут оказаться малоэффективными. В таких случаях необходимо применять ингибиторы коррозии. Раствор ингибитора либо систематически в нужной дозе подается в затрубное пространство скважины, либо периодически закачивается в пласт.
Зависимость межремонтного периода штанговых скважинных насосов от максимального зенитного угла и интенсивности набора кривизны представлена на рисунке 6.2.
Возрастание угла наклона снижает работоспособность оборудования. Большая часть отказов приходится на заклинивание плунжера и обрыв штанг. Например, только в течение 1980 г. по причине заклинивания плунжера на Самотлорском месторождении произошло 29 отказов. Результаты ревизии показали, что заклинивание произошло вследствие попадания механических примесей между плунжером и цилиндром, чему предшествовал интенсивный износ рабочих органов.
На скв. 3954 интенсивность искривления ствола в интервале нахождения насоса 1190 – 1200 м с учетом азимутального угла составляет 4˚30`, как в следствие этого в течение 6 лет дважды заклинивало плунжер. За этот период происходило 32 обрыва колонны штанг. На Самотлорском месторождении имеются скважины, оборудованные ШСН с зенитным углом 35 - 45˚, следовательно существует повышенная опасность обрыва.
 |
1, 2, 3 – интенсивность набора кривизны 0-2˚, 2-4˚, 4-6˚ на 10 м соответственно
Рисунок 6.2 – Зависимость межремонтного периода ШСН (наработки на отказ) от угла наклона и интенсивности набора кривизны.
Анализ замера кривизны по всему фонду скважин месторождения показал, что в последние годы наметилась тенденция увеличения максимального зенитного угла. Это свидетельствует о создании предпосылок снижения надежности глубинно – насосного оборудования.
Следует также учитывать, что скважины со значительной кривизной нежелательно эксплуатировать глубинными штанговыми насосами. При наличии возможностей такие скважины лучше эксплуатировать периодическим газлифтом.
Если нефтедобывающая компания хочет применять механизированные способы добычи в ННС с большим углом наклона или ГС, ей можно рекомендовать только бесштанговые системы добычи нефти, выбор которых определяется углом наклона. Или подобные системы должны быть установлены в вертикальной части ствола, до глубины, при которой начинается набор кривизны скважины.
6.2 Особенности эксплуатации скважин УЭЦН
Наряду с глубинными штанговыми насосами все большее применение находят погружные центробежные электронасосы, особенно для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин.
Погружные центробежные электронасосы, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяют передавать насосу значительно большую мощность, чем штанговой установке, а, следовательно, увеличивать добычу пластовой жидкости.
Эксплуатационное оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН состоит из центробежного насоса, погружного электродвигателя – ПЭД; протектора; КРБК – кабель резиновый бронированный круглый (КРБП – кабель резиновый бронированный плоский); станции управления; устьевой арматуры; автотрансформатора (рисунок 6.3)
 |
1 – электродвигатель с гидрозащитой; 2 – насосный агрегат; 3 – кабельная линия;
4 – колонна НКТ; 5 – хомут; 6 – устьевое оборудование; 7 – станция управления;
8 – трансформатор; 9 – пакер подвесного устройства хвостовика; 10 – опора подвески хвостовика; 11 – затрубный пакер; 12 – противопесчанный фильтр
Рисунок 6.3 – Схема установка погружного центробежного электронасоса
При эксплуатации скважин УЭЦН используют специальное устьевое оборудование, которое предназначено для герметизации устья, подвешивания колонны подъемных труб на муфтовой подвеске, контроля и регулирования режима эксплуатации и проведения некоторых технологических операций. Применяется для работы в районах с умеренным климатом типа ОУЭ – 65/50х140 и типа ОУЭ – 65/50х140ХЛ – для районов с холодным климатом.
Показатели применимости установок по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей для установок УЭЦН (обычное исполнение) и УЭЦНК (коррозионно-стойкое исполнение) не более 0,1 г/л, для установок УЭЦНИ (повышенной износостойкости) не более 0,5 г/л; свободного газа на приеме насоса не более 25%, сероводорода не более 0,01 г/л и 1,25 г/л для установок УЭЦНК, воды не более 99%.
Показатели применимости установок по конструктивным особенностям:
- насосные установки устанавливают в интервале ствола скважины с набором кривизны не более 2˚/10 м, что исключает отказы агрегата из-за несоосности движущихся узлов и деталей, и при отклонении оси скважины от вертикали не более 45˚.
Погружной насос спускается на НКТ, к которому с помощью клемм прикрепляется кабели КРБК и КРБП, центробежный насос монтируется в стальной трубе, рабочие колеса собираются на валу, колеса распределяются в соответствии направленных аппаратах. Вал поддерживает подшипник (верхний – скольжения, нижний – радиально упорный). Число рабочих колес и направленных аппаратов колеблется от 84 до 332. Одно рабочее колесо создает напор от 3,5 до 5,5 м, поэтому для создания напора 700 – 1000 метров в корпусе насоса монтируется от 150 до 200 ступеней. Длина насоса примерно равна 5,5 метра. В соединительном патрубке, соединений насоса с НКТ, устанавливается обратный клапан (шарик) для заполнения НКТ жидкостью перед пуском насосной установки. Для удаления жидкости в них над обратным клапаном в конце НКТ устанавливается сливной патрубок использующийся для слива жидкости при подъеме насосных агрегатов. Перед подъемом ЭЦН в трубы бросается металлический ломик, который сбивает клапан. Трубы поднимаются без жидкости. Для защиты от коррозии рабочие колеса и аппараты напряжения покрываются эпоксидной смолой.
Погружной электродвигатель расположен под насосом, вал которого соединен с валом насоса с помощью соединения вала протектора. Этот двигатель представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении, помещенный в стальную трубу, он заполнен трансформаторным маслом. Ток его питания осуществляется по бронированному кабелю КРБК и КРБП, спускаемых на трубах и крепящихся к НКТ хомутиками- клеммами. Конец кабеля плоский из-за конструктивных особенностей этого двигателя, так как диаметр погружного электродвигателя больше чем диаметр НКТ. Кабель имеет кабельную муфту, через которую подсоединяется кабель к двигателю.
Автотрансформатор служит для регулирования напряжения как одного из главных условий длительного межремонтного периода работы эксплуатации ЭЦН. Станция управления осуществляет управление всей установки насоса. Длина погружного электродвигателя зависит от мощности и может достигать 10 метров. Ограничителем является высота подъемных сооружений. Статор двигателя состоит из магнитных и немагнитных пакетов, собравшихся в общем корпусе. Обмотка статора выполнена из маслотеплостойкого материала. Этот двигатель делает около 1000 оборотов в минуту, его мощнсть составляет 10–125 кВт. Наружный диаметр равен 103,117,123 мм и ограничены размерами эксплуатационной колонны. В настоящее время погружной электродвигатель выполняется в термостойком исполнении для эксплуатации установок при температуре плюс 95 ˚С.
Протектор служит для соединения посредством специальной муфты, стволами насоса из двух двигателей. Протектор состоит из двух герметично изолированных секций, через который проходит вал с двумя сплющенными концами. Верхняя секция заполнена специальной смазкой, а нижняя секция заполнена трансформаторным маслом для подачи в ПЭД по мере убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что дает возможность предотвратить попадание жидкости в ПЭД.
Скважина оборудована устьевым оборудованием для ЭЦН. Крестовик навинчивается на муфту и имеет боковую задвижку. Давление в межтрубном пространстве и на выкиде замеряется манометрами. Выбор ЭЦН регламентирует нормальный ряд погружных насосов, который составляет более 100 типов и отличается друг от друга подачей, дебитом, габаритами. В основном в настоящее используется ЭЦН в эксплуатационной колонне 146 и 168 мм. Для этих колонн максимальные габариты с учетом кабеля 144 и 136 мм, т.е. зазор по 16 мм на сторону. ЭЦН применяется для добычи нефти, воды, закачки воды в пласт, а также для раздельной эксплуатации 2-х пластов. Имеется опыт эксплуатации безтрубных ЭЦН, спускаемых в скважины на кабель – канате. При подъеме жидкости по эксплуатационной колонне в нефти не должно быть большого соединения парафина и механических примесей. Они же могут использоваться для закачки жидкости в скважину.
Кроме того, следует отметить, что одной из важнейших особенностей при эксплуатации скважин УЭЦН является применение частотных преобразователей тока для погружных электродвигателей (ПЭД). При их использовании регулирование производительности установки является бесступенчатым. По средством плавного изменения частоты питающего тока мы изменяем частоту вращения вала ПЭД, а, следовательно, и производительность насосной установки. Однако, частотные преобразователи требуют дополнительных материальных затрат и высокой культуры обслуживания.
К недостаткам УЭЦН можно отнести следующее:
- аварии типа «полет» - самопроизвольное расчленение погружного оборудования и падение частей насосного агрегата, возникающее из-за разрушения шпилек фланцевых соединений модуль – секций насосного агрегата при больших осевых и радиальных вибрациях;
- обрыв кабельной линии при спуске – подъеме агрегата;
- ограничение по применению для пластовых жидкостей с большим содержанием газа и высокой плотностью;
Достоинства УЭЦН являются:
- наилучшим образом обеспечивают максимальные, по сравнению с насосами других типов, подачу и напор;
- отсутствие периодически работающих всасывающих и нагнетательных клапанов (бесклапанная система);
- нет пар трения, детали которых движутся возвратно – поступательно.
6.3 Особенности газлифтной эксплуатации
В результате разработки и эксплуатации нефтяных месторождений накоплен большой научный и практический опыт по разным направлениям этой многогранной области.
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами:
- возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин;
- эксплуатация с большим газовым фактором, т. е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения;
- малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для ННС, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения севера Тюменской области;
- отсутствие влияния высоких давления и температуры продукции скважин, а также наличие в ней мехпримесей (песка) на работу скважин;
- гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту;
- простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования;
- возможность применения одновременно-раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин;
- отсутствие в компоновке скважинного оборудования движущихся деталей;
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки:
- большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций, для нагнетания компримированного газа в скважины;
- достаточно низкий коэффициент полезного действия газлифтной системы по сравнению с другими видами эксплуатации;
- возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин;
- при использовании воздуха в качестве рабочего сжимаемого газа (эрлифт) неизбежен интенсивный коррозионный износ скважинного оборудования.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой межремонтный период (МРП) работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность модернизации и автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири, на которых пробурено и эксплуатируется множество ГС.
Исходя из вышеуказанного, газлифтный способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением для добычи нефти используют бескомпрессорный газлифт, который является более экономичным вариантом эксплуатации.
По типу газлифт различают: непрерывный и периодический, по схеме подачи рабочего газа – кольцевой и центральный.
7 Ремонт горизонтальных скважин
Подземным ремонтом скважин называются работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пласта. Он подразделяется на капитальный и текущий, а также на самостоятельный вид текущего ремонта - подземный ремонт с помощью «канатной техники».
Капитальный ремонт скважин (КРС) - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, ПЗП, ликвидацией аварий, спуском и подъемом подземного скважинного оборудования (лифтовой колонны, эксплуатационного пакера) путем предварительного глушения скважины и монтажа на устье противовыбросового оборудования (ПВО), а также работ с применением колтюбинговых, стационарных и мобильных установок.
Ремонт скважин может проводиться только при наличии утвержденных документов: наряд-заказа, геолого-технического плана. Исключение составляют аварийные ситуации, требующие немедленного принятия решения. Основанием для проведения ремонта скважин являются результаты промысловых и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований, диагностики фонтанных арматур, колонных головок, эксплуатационных колонн, а также анализ промысловых исследований (динамика дебита, изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.). ПГИ в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после ввода в эксплуатацию силами специализированной организации.
В случаях, когда ПГИ провести невозможно без привлечения бригад КРС, эти работы поручают ремонтной бригаде с включением комплекса необходимых исследований в объем ремонтных работ.
Ликвидация скважин – комплекс работ, направленных на прекращение скважиной своих функций и связанных с изоляцией зон возможных перетоков пластовых флюидов по стволу скважины путем установки цементных мостов. Ликвидацию скважин проводят в соответствии с инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.
Вопросы классификации ремонтных работ и последовательность их проведения подробно рассмотрены в «Правилах ведения ремонтных работ в скважинах».
7.1 Текущий ремонт скважин
Работы, относящиеся к текущему ремонту нефтяных и газовых скважин, приведены в таблице 7.1. Все перечисленные ниже виды работ производятся согласно установленным и утвержденным планом, инструкцией и наряд-заказом.
Таблица 7.1
Классификатор текущего ремонта скважин
| Шифр | Виды работ по текущему ремонту скважин |
| ТР 1 | Работы по интенсификации притока пластового флюида |
| ТР 1.1 | Проведение кислотной обработки призабойной зоны скважины |
| ТР 1.2 | Создание оторочек (растворителя, ПАВ, кислот, щелочей, теплоносителей, газа, газожидкостных смесей и др.) |
| ТР 1.3. | Вибровоздействие на пласт |
| ТР 1.4 | Биовоздействие на пласт |
| ТР 1.5 | Волновое воздействие на пласт |
| ТР 1.6 | Магнитное воздействие на пласт |
| ТР 1.7 | Электротехническое воздействие на пласт |
| ТР 1.8 | Проведение теплового воздействия на призабойную зону скважины |
| ТР 1.9 | Обработка призабойной зоны термогазохимическими методами |
| ТР 1.10 | Промывка и пропитка призабойной зоны растворами ПАВ |
| ТР 1.11 | Проведение виброобработки призабойной зоны скважины |
| Продолжение таблицы 7.1 | |
| ТР 1.12 | Вызов притока свабированием, желонкой, заменой жидкости, компрессированием |
| ТР 1.13 | Прочие виды обработки призабойной зоны скважины |
| ТР 2 | Планово-профилактические мероприятия по обеспечению противофонтанной безопасности скважины |
| ТР 2.1 | Ревизия устьевого оборудования |
| ТР 2.2 | Ремонт и замена элементов фонтанной арматуры |
| ТР 2.3 | Монтаж и демонтаж отводов |
| ТР 2.4 | Обработка эксплуатационной колонны герметизирующей смесью с целью ликвидации негерметичности резьбовых соединений |
| ТР 3 | Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) |
| ТР 3.1 | Ввод фонтанных скважин |
| ТР 3.2 | Ввод газлифтных скважин |
| ТР 3.3 | Ввод скважин, оборудованных штанговых глубинными насосами |
| ТР 3.4 | Ввод скважин, оборудованных электроцентробежными насосами |
| ТР 4 | Перевод скважин на другой способ эксплуатации |
| ТР 4.1 | Фонтанный - газлифт |
| ТР 4.2 | Фонтанный - штанговый глубинный насос |
| ТР 4.3 | Фонтанный - погружной центробежный электронасос |
| ТР 4.4 | Газлифт - штанговый глубинный насос |
| ТР 4.5 | Газлифт - погружной центробежный электронасос |
| ТР 4.6 | Штанговый глубинный насос - погружной центробежный электронасос |
| ТР 4.7 | Электроцентробежный насос - штанговый глубинный насос |
| ТР 4.8 | Штанговый глубинный насос - оборудование раздельной эксплуатации |
| ТР 4.9 | Погружной центробежный электронасос - оборудование раздельной эксплуатации |
| ТР 4.10 | Прочие виды перевода |
| ТР 5 | Оптимизация режима эксплуатации |
| ТР 5.1 | Изменение глубины подвески, смена типоразмера штангового глубинного насоса |
| ТР 5.2 | Изменение глубины подвески, изменение типоразмера погружного центробежного электронасоса |
| ТР 6 | Ремонт скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами |
| ТР 6.1 | Ревизия и смена насоса |
| Продолжение таблицы 7.1 | |
| ТР 6.2 | Устранение обрыва штанг |
| ТР 6.3 | Устранение отворота штанг |
| ТР 6.4 | Замена штанг |
| ТР 6.5 | Замена полированного штока |
| ТР 6.6 | Замена, гидроиспытание и устранение негерметичности НКТ |
| ТР 6.7 | Очистка и пропарка НКТ |
| ТР 6.8 | Ревизия, смена устьевого оборудования |
| ТР 7 | Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами |
| ТР 7.1 | Ревизия и смена насоса |
| ТР 7.2 | Смена электродвигателя |
| ТР 7.3 | Устранение повреждения кабеля |
| ТР 7.4 | Ревизия, смена и устранение негерметичности НКТ |
| ТР 7.5 | Очистка и пропарка НКТ |
| ТР 7.6 | Ревизия, смена устьевого оборудования |
| ТР 8 | Ремонт фонтанных скважин |
| ТР 8.1 | Очистка и пропарка НКТ (без глушения) |
| ТР 8.2 | Ревизия устьевого оборудования |
| ТР 9 | Ремонт газлифтных скважин |
| ТР 9.1 | Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ |
| ТР 9.2 | Очистка и пропарка НКТ |
| ТР 9.3 | Ревизия, смена и очистка газлифтных клапанов |
| ТР 9.4 | Смена и ревизия устьевого оборудования |
| ТР 10 | Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин |
| ТР 11 | Очистка и промывка забоя скважины |
| ТР 11.1 | Промывка забоя скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ |
| ТР 11.2 | Обработка забоя химреагентами |
| ТР 12 | Меры против образования металлических сальников |
| ТР 12.1 | Продувка и расхаживание труб |
| ТР12.2 | Ввод нефти в кольцевое пространство между трубами наружного ряда и подъемными трубами |
| ТР 12.3 | Поочередное впрыскивание нейтрализованного черного контакта (НЧК) и нефти |
| ТР 13 | Испытание эксплуатационной колонны на герметичность |
| ТР 13.1 | Опрессовка эксплуатационной колонны |
| ТР 13.2 | Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне |
| Продолжение таблицы 7.1 | |
| ТР 14 | Ремонт скважин с помощью «канатной техники» |
| ТР 14.1 | Оснащение скважин подземным скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию |
| ТР 14.2 | Ревизия и смена клапана-отсекателя |
| ТР 14.3 | Открытие (закрытие) циркуляционного клапана |
| ТР 14.4 | Сбитие срезного клапана |
| ТР 15 | Прочие виды работ |
Все виды текущего ремонта скважин, производимые с использованием колтюбинговой установки необходимо относить к работам по капитальному ремонту.
7.2 Капитальный ремонт скважин
Работы, относящиеся по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, приведены в таблице 7.2. Все перечисленные ниже виды работ проводятся согласно установленным и утвержденным планом, инструкцией и наряд-заказом.
Таблица 7.2
Классификатор капитального ремонта скважин
| Шифр | Виды работ по капитальному ремонту скважин | |||
| КР 1 | Ремонтно-изоляционные работы | |||
| КР 1.1 | Отключение отдельных интервалов и пропластков объекта эксплуатации | |||
| КР 1.2 | Отключение отдельных пластов | |||
| КР 1.3 | Изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод | |||
| КР 1.4 | Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов | |||
| КР 1.5 | Восстановление герметичности цементного кольца | |||
| КР 1.6 | Наращивание цементного кольца за обсадной колонной | |||
| Продолжение таблицы 7.2 | ||||
| КР 2 | Устранение негерметичности эксплуатационной обсадной колонны | |||
| КР 2.1 | Устранение негерметичности тампонированием | |||
| КР 2.2 | Герметизация резьбовых соединений путем докрепления их в скважине (доворотом) | |||
| КР 2.3 | Устранение негерметичности установкой гофрированного пластыря | |||
| КР 2.4 | Устранение негерметичности установкой металлических накладок | |||
| КР 2.5 | Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра | |||
| КР 2.6 | Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны | |||
| КР 3 | Переход на другие горизонты эксплуатации и приобщение пластов | |||
| КР 3.1 | Переход на выше- и нижележащие горизонты эксплуатации | |||
| КР 3.2 | Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом с увеличением диаметра и глубины скважины | |||
| КР 4 | Предотвращение образования и ликвидация глинисто-песчаных пробок | |||
| КР 4.1 | Крепление призабойной зоны скважины цементным раствором | |||
| КР 4.2 | Крепление призабойной зоны скважины цементно-песчаной смесью | |||
| КР 4.3 | Крепление призабойной зоны скважины химическими реагентами | |||
| КР 4.4 | Предотвращение образования глинисто-песчаных пробок установкой противопесочных фильтров | |||
| КР 4.5 | Ликвидация глинисто-песчаных пробок промывкой скважины | |||
| КР 4.6 | Ликвидация глинисто-песчаных пробок промывкой аэрированной жидкостью с добавками ПАВ | |||
| КР 4.7 | Ликвидация глинисто-песчаных пробок промывкой пенами | |||
| КР 4.8 | Очистка скважин с помощью желонок | |||
| КР 5 | Ремонтно-исправительные работы | |||
| КР 5.1 | Исправление смятия обсадной колонны | |||
| КР 5.2 | Исправление слома обсадной колонны | |||
| КР 6 | Исследование и обследование скважин | |||
| КР 6.1 | Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах | |||
| КР 6.2 | Обследование (оценка технического состояния) скважины | |||
| Продолжение таблицы 7.2 | ||||
| КР 7 | Интенсификация притока обработкой призабойной зоны продуктивного пласта скважины и вызов притока | |||
| КР 7.1 | Проведение гидравлического разрыва продуктивного пласта | |||
| КР 7.2 | Проведение гидропескоструйной перфорации | |||
| КР 7.3 | Дополнительная перфорация и торпедирование ранее прострелянных интервалов приемистости | |||
| КР 7.4 | Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин | |||
| КР 8 | Комплекс работ, связанных с бурением | |||
| КР 8.1 | Зарезка и бурение новых стволов в аварийных скважинах | |||
| КР 8.2 | Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения отдачи пласта | |||
| КР 8.3 | Разбуривание цементного стакана | |||
| КР 8.4 | Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе | |||
| КР 8.5 | Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин | |||
| КР 9 | Перевод скважины на использование по другому назначению | |||
| КР 9.1 | Освоение скважины под нагнетание | |||
| КР 9.2 | Перевод скважины под отбор технической воды | |||
| КР 9.3 | Перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические, контрольные | |||
| КР 9.4 | Перевод скважины под нагнетание теплоносителя или воздуха | |||
| КР 9.5 | Перевод скважины во флюидодобывающие | |||
| КР 10 | Консервация и расконсе
Поиск по сайту©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование. Дата создания страницы: 2017-04-03 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных |
Поиск по сайту: Читайте также: Деталирование сборочного чертежа Когда производственнику особенно важно наличие гибких производственных мощностей? Собственные движения и пространственные скорости звезд |