Технология текущего ремонта скважины (стр. 1 )

Технология текущего ремонта скважины

Оглавление

Общие положения. 3

Назначение и классификация подземных ремонтов. 5

Текущим ремонтом скважин (ТРС) 7

Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин. 11

Расчет экономического эффекта. 21

Технико-экономические показатели проекта. 23

Список литературы.. 28

Общие положения

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.

Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,

По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величина Kээ будет определяться отношением:

Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ПЦЭН, ШСН), газлифтный - характеризуются различными коэффициентами эксплуатации Кэ так как вероятность остановок, связанных с ремонтами и другими неполадками на скважинах, зависит от сложности оборудования, его надежности, долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент Кэ - при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми насосами. По этим причинам Кэ определяют для каждого способа эксплуатации отдельно по формуле (2).

Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему предприятию также пользуются формулой (2). Однако в этом случае такая обобщенная величина Кэ может исказить истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличение Кэ может произойти за счет роста фонда фонтанных скважин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет улучшения работы механизированного фонда, как это может показаться. Обычно величина Кэ для механизированного фонда скважин составляет 0,95 - 0,97, причем в последнее время в связи с улучшением качества ПЦЭН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению Кээ по скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с Кэ по скважинам, оборудованным ШСН. Геологические и технологические условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявления, обводненность, наличие сильно коррелирующих веществ в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация), отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффициенты эксплуатации. Поэтому величина Кэ для одного и того же способа эксплуатации, например ШСН, в разных районах или на разных месторождениях может быть различной. Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине - это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. По отношению к группе m скважин, имеющих различную продолжительность работы Тi между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине:

где αi - число ремонтов по каждой скважине в течение анализируемого времени.

Если продолжительность анализируемого (календарного) времени по каждой скважине различна, то средний МРП удобнее определять по формуле:

где Tкi - календарное время работы i - й скважины, сут; Tpi - продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Tкi, сут.

В круглых скобках числиуказана продолжительность работы в сутках i - й скважины в течение анализируемого времени. Из (4) видно, что продолжительность ремонта также влияет на величину МРП.

Величина МРП в разных районах при разных способах эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для штанговых насосных установок, работа которых осложнена наличием песка в жидкости (Баку), до нескольких лет при фонтанной эксплуатации.

Назначение и классификация подземных ремонтов

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.

Рассмотрим более подробно виды подземных ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС)

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы (табл. 1).

Таблица 1. Разновидности текущего ремонта скважин

Шифр	Виды работ по ТРС
ТР 1	Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР 1-1	Ввод фонтанных скважин
ТР 1-2	Ввод газлифтных скважин
ТР 1-3	Ввод скважин, оборудованных ТТТГН
ТР 1-4	Ввод скважин, оборудованных ЭЦН
ТР 2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
ТР 2-1	Фонтанный - газлифт
ТР 2-2	Фонтанный - ШГН
ТР 2-3	Фонтанный - ЭЦН
ТР 2-4	Газлифт - ШГН
ТР 2-5	Газлифт - ЭЦН
ТР 2-6	ШГН - ЭЦН
ТР 2-7	ЭЦН - ШГН
ТР 2-8	ШГН - ОРЭ
ТР 2-9	ЭЦН - ОРЭ
ТР2-10	Прочие виды перевода
ТР З	Оптимизация режима эксплуатации
ТР З-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
ТР З-2	Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
ТР4	Ремонт скважин, оборудованных ШГН
ТР 4-1	Ревизия и смена насоса
ТР 4-2	Устранение обрыва штанг
ТР 4-5	Замена полированного штока
ТР 4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 4-7	Очистка и пропарка НКТ
ТР 4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР 5	Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
ТР 5-1	Ревизия и смена насоса
ТР 5-2	Смена электродвигателя
ТР 5-3	Устранение повреждения кабеля
ТР 5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НК
ТР 5-5	Очистка и пропарка НКТ
ТР 5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР 6	Ремонт фонтанных скважин
ТР 6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 6-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР 6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования
ТР 7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 7-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР 7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов
ТР 7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР 8	Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
ТР 9	Очистка, промывка забоя
ТР 9-1	Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
ТР 9-2	Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т. д.)
ТР 10	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
ТР 11	Прочие виды работ

Вышеприведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т. е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.