Разновидности текущего ремонта скважин

Шифр	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
КР3	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КР3-1	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КР3-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной
КР3-3	Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КР3-4	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
КР3-5	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

Продолжение табл. 9.2

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 скважины
КР8-1	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных 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
КР9-3	Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
КР9-4	Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
КР10	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием
KP10-2	Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок
KP11	Консервация и расконсервация скважин
KP12	Прочие виды работ

Таблица 9.3

Шифр	Виды и подвиды операций	Технико-технологические требования к сдаче
ПНП1	Создание оторочек:	Выполнение запланированного объема работ
ПНП1-1	растворителя	То же
ПНП1-2	раствора ПАВ	То же
ПНП1-3	раствора полимеров	То же
ПНП1-4	кислот	То же
ПНП1-5	щелочей	То же
ПНП1-6	горячей воды	То же
ПНП1-7	пара	То же
ПНП1-8	газожидкостных смесей	То же
ПНП1-9	активного илп	То же
ПНП1-10	газа	То же
ПНП1-11	парогазовых смесей	То же
ПНП1-12	мицеллярного раствора	То же
ПНП1-13	других реагентов	То же
ПНП2	Инициирование и регулирование внутрипластового горения	Выполнение запланированного объема работ

9.1.1. Ремонт скважин

Добывающая система состоит из различных элементов, которые могут быть разделены на три группы:

—элементы, связанные с работой пласта и скважины;

—элементы, связанные с работой подземного и наземного оборудования;

—элементы, связанные с работой системы сбора и подготовка скважинной продукции.

Естественно, что в период разработки месторождения нормальна* работа системы может нарушаться по различным причинам, связанным, например, с выходом из строя наземного или подземного оборудования каждой конкретной скважины; с нарушением работы системы сбора и подготовки скважинной продукции; с изменением условий притока продукции в скважину; с нарушением работы самой скважины (образование песчаных пробок, отложение солей или парафина в перфорационных отверстиях, смятие обсадной колонны и др.), Кроме того, скважины могут простаивать из-за отсутствия электроэнергии, например, вследствие форс-мажорных обстоятельств и т.п.

Таким образом, все календарное время жизни скважины можно разделить на две части:

— время, в течение которого система выполняет свои функции:

—время, в течение которого система не функционирует (простаивает).

Очевидно, что соотношение времени работы системы и времени ее простоя определяет технико-экономическую эффективность выработки запасов месторождения.

9.1.2. Основные положения

Одним из количественных показателей технико-экономической деятельности нефтегазодобывающего предприятия является коэффи­циент эксплуатации К_э, характеризующий долю времени, в течение которой добывающая система выполняет свои функции Т, от всего календарного времени за анализируемый период Т, например, год:

(12.1)

Ниже мы будем рассматривать не все элементы добывающей системы, а только скважину, пласт, наземное и подземное оборудование. Так как эксплуатация скважин осуществляется различными способами (с различным наземным и погружным оборудованием), разумно рассчитывать коэффициент эксплуатации для каждого из способов, характеризующихся использованием оборудования различной сложности, надежности и долговечности, а также различным влиянием реальных свойств продукции скважин на эффективность и длительность его безаварийной работы.

Безаварийная работа пласта (призабойной зоны) и самой скважины напрямую не связана с нарушением работы добывающего оборудования, т.е. анализируемые причины нарушения работы системы будем делить на две категории:

— причины, связанные с нарушением работы пласта или скважины,

— причины, связанные с отказом погружного или наземного оборудования.

Таким образом, коэффициент эксплуатации К _э характеризует время всех простоев добывающей системы и, являясь интегральным показателем, не позволяет дифференцировать категорию (причины) простоя.

Для получения большей информативности и более глубокого анализа эффективности работы каждого из элементов добывающей системы следует рассчитывать коэффициенты эксплуатации по способам: фонтанная эксплуатация— К _эф, газлифтная эксплуатация — К _эгл, эксплуатация СШНУ— К _эш, эксплуатация УЭЦН— К _эц и т.д. Если на предприятии каждым способом эксплуатируется определенное количество скважин, причем это количество за анализируемый период календарного времени изменяется (ввод в эксплуатацию в этом периоде новых скважин, выбытие (ликвидация) скважин), то коэффициент эксплуатации должен рассчитываться с учетом движения скважин и соответствующим календарным и отработанным временем по каждой из них.

Несмотря на то, что коэффициент эксплуатации характеризует эффективность использования фонда скважин во времени, он не дает полного представления о причинах ремонтов и не позволяет выявить наиболее слабые элементы добывающей системы, чтобы проводить целенаправленную работу с фондом скважин.

Существенно более информативными показателями являются:

—для наземного и подземного оборудования—наработка на отказ Т_о;

—для пласта и скважины — межремонтный период работы скважины МРП_с.

В настоящее время эти показатели не разделяются, а используется единый показатель МРП скважин, определяемый как отношение времени работы добывающей системы (скважины) к количеству ее ремонтов за анализируемый период, например, за год:

где Т _р— время работы скважины в анализируемый период, т.е. то время, в течение которого скважина дает продукцию; п — количество ремонтов за анализируемый период времени.

Хотя этот показатель является интересным и содержательным, он не вскрывает основных причин ремонтов и не позволяет предприятию обоснованно планировать организационную деятельность ремонтных подразделений.

Организация ремонтной деятельности нефтегазодобывающего предприятия базируется на видах выполняемого ремонта:

—ремонт наземного или подземного оборудования, связанный с ликвидацией неполадок в технической системе;

—ремонт самой скважины, связанный с нарушением работы призабойной зоны (пласта) и независящий от состояния технической системы, с помощью которой эксплуатируется скважина.

Таким образом, необходимо различать ремонты, связанные с состоянием скважины или призабойной зоны (пласта), и ремонты, связанные с состоянием технической системы, эксплуатирующей скважину.

В первом случае, действительно, причиной ремонта является сама скважина или призабойная зона (пласт) и можно говорить о межремонтном периоде работы скважины МРП _с, определяемом временем ее работы между двумя ремонтами. Во втором случае скважина может полностью выполнять свою функцию, но ее остановка связана с необходимостью ремонта технической системы.

Время работы технической системы между двумя ремонтами любого из ее элементов называется наработкой на отказ — Т _о. При этом определенные элементы технической системы при ремонте (замене) не требуют остановки скважины.

С целью выявления наиболее слабых элементов технической системы учет наработки на отказ следует вести поэлементно (например, колонна штанг, клапаны глубинного насоса, канатная подвеска и т.п. при эксплуатации скважин установками СШН).

9.1.3. Виды ремонтов

Все ремонты, связанные с восстановлением нормальной работы скважины или призабойной зоны (пласта) и оборудования для ее эксплуатации, разделяют на текущие и капитальные. Все ремонтные работы, связанные с созданием нормальных условий функционирования технической системы, с восстановлением или заменой ее отдельных элементов или всей системы в целом, будем относить к текущему ремонту. Перечень работ, относящихся к текущему ремонту, следующий:

—ликвидация неисправностей в подземном оборудовании при любом способе эксплуатации;

—замена подземного оборудования (штанг, глубинного насоса, труб при эксплуатации скважины СШНУ; погружного агрегата, кабеля, труб при эксплуатации скважины УЭЦН и т.д.);

—замена всей технической системы при переходе с одного способа эксплуатации скважины на другой;

—подъем подземного оборудования из добывающей скважины при переводе ее под нагнетание, например, воды или перед ее консервацией (ликвидацией);

—спуско-подъемные операции и ловильные работы, выполняемые при аварии подземного оборудования (обрыв или отворот штанг; обрыв скребковой проволоки или глубинных приборов в период исследования скважины; расхаживание заклинившего плунжера глубинного насоса и т.п.);

—ревизия отдельных элементов или всей технической системы и проведение планово-предупредительного ремонта;

—очистка подземного оборудования (труб, штанг, насосов) от отложений парафина и солей;

—изменение глубины спуска глубинного насоса или погружного агрегата, а также другие аналогичные работы.

Для выполнения указанных работ используют бригады подземного ремонта, оснащенные штатной техникой и необходимым инструментом.

Работы, связанные с восстановлением нормального функционирования скважины и призабойной зоны, с ликвидацией сложных аварий подземного оборудования будем относить к капитальному ремонту. Перечень этих работ, в основном, следующий:

—исправление нарушений в обсадной колонне;

—ликвидация смятий обсадной колонны;

—ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;

—ловильные работы, связанные с полетом погружного оборудования на забой скважины;

—установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;

—резка окон в обсадных колоннах и забуривание второго ствола;

—разбуривание плотных пробок на забое скважины, а также цементных мостов;

—ограничение и изоляция водопритоков в добывающих скважинах;

—выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

—ликвидация заколонных перетоков (восстановление герметичности

заколонного пространства);

—формирование в призабойной зоне непроницаемых экранов;

—интенсификация притока жидкости и приемистости скважин (гидромеханические, физико-химические, термические и комбинированные методы);

—переход с одного эксплуатационного объекта на другой;

—операции по ликвидации скважины.

Все вышеперечисленные работы выполняются специальными подразделениями по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. Указанные подразделения имеют в своем составе специалистов высокой квалификации по различным видам деятельности, а также мощный арсенал разнообразной техники и специального инструмента.

При проведении работ по капитальному ремонту скважин широко применяются геофизические методы контроля, а качество выполняемых работ оценивается информационно-измерительным комплексом, разработанным в последние годы в России.

Дата добавления: 2014-01-04