Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

493

обеспечивая раздельную закачку воды в два пласта. Извлечение пакера

осуществляется натяжением колонны НКТ 89 при нагрузке 7 тонн свыше

ее веса.

Рисунок 5.27- Пакер ПНСМ – 04 для раздельной закачки

жидкости в пласт

Преимуществом пакера для раздельной закачки в два пласта ПНСМ

04 по сравнению с мандрельными схемами закачки жидкости является

возможность наземного измерения и регулирования объемов закачки

воды отдельно в каждый из двух пластов.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

494

Термостойкие пакеры

Термостойкие пакеры (рисунок

5.22) ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-7-

140-140, предназначены для

герметизации ствола скважины при

нагнетании теплоносителя, в том

числе для разобщения затрубного

пространства в скважине от

закачиваемого пара в пласт.

Последнее исключает необходимость

в спуске дополнительной

изолирующей колонны.

Технические характеристики

Таблица 5.22

Тип пакеров

ПВ-ЯГМ-

Г-122-140

ПВ-ЯГМ-

Г-140-140

Диаметр

обсадных труб,

мм

146 146

Максимальный

перепад

давлений, МПа

14,0 14,0

Максимальная

температура, С

325 325

Условный

диаметр

обсадных труб,

мм

146 168

Давление при

посадке пакера,

МПа

20 20

Диаметр пакера,

мм

122 140

Длина пакера, мм 1690 2370

Рисунок 5.28 -

Термостойкий пакер 1 –

переводник; 2 – верхний шлипсовый

узел; 3 – уплотнитель; 4 – нижний

шлипсовый узел; 5 – гидроцилиндр; 6

– клапанный узел; 7 – фильтр.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

1

СПРАВОЧНИК ИНЖЕНЕРА

ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ

ЧАСТЬ 2

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

4

ГЛАВА 6

ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

6.1 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 или закачки, 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 «К

э

», который представляет собой

отношение суммарного времени работы данной скважины «Т

i

» в сутках к

общему календарному времени «T

кi

» анализируемого периода (год,

квартал, месяц). Таким образом,

ki

i

э

T

К 

(6.1)

По отношению к группе «m» скважин, имевших различную

длительность работы «T

i

» и, возможно, различные длительности

анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной

момент данного года и т. д.), величина «K

э

» будет определяться

отношением





m

i

ki

m

i

э

T

Т

К

1

(6.2)

Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ЭЦН,

ШГН), газлифтный - характеризуются различными коэффициентами

эксплуатации «К

э

» 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 «К

э

» - при фонтанной

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

5

эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми

насосами. По этим причинам «К

э

» определяют для каждого способа

эксплуатации отдельно по формуле 6.2.

Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему

предприятию также пользуются формулой 6.2. Однако в этом случае

такая обобщенная величина «К

э

» может исказить истинное состояние

техники эксплуатации. Например, увеличение «К

э

» 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 «К

э

» для механизированного фонда

скважин составляет 0,95-0,97, причем в последнее время в связи с

улучшением качества ЭЦН, их ремонта и обслуживания наметилась

тенденция к некоторому повышению «К

э

» по скважинам, оборудованным

ЭЦН, по сравнению с «К

э

» по скважинам, оборудованным ШГН.

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 «К

э

» для одного и того же способа

эксплуатации, например ШГН, 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 «Т

i

» между ремонтами, МРП определяется как

отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме

числа ремонтов по каждой i - й скважине:





m

i

m

i

Т

МРП

1



(6.3)

где

α

i

- 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:

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

6









m

i

m

i

piki

TТ

МРП

1

)(



(6.4)

где

T

кi

- календарное время работы i - й скважины, сут;

T

pi

- продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в

течение ее календарного времени T

кi

, сут.

В круглых скобках числителя формулы 6.4, указана

продолжительность работы в сутках i - й скважины в течение

анализируемого времени. Из формулы 6.4 видно, что продолжительность

ремонта также влияет на величину МРП.

6.2 Классификация работ по ремонту скважин.

Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

капитальный ремонт скважины; текущий ремонт скважины.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс

работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных

колонн, цементного кольца, ликвидацией аварий, спуском и подъемом

оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

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 подъемной колонны и забоя от парафиново-

смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Единицей ремонтных работ перечисленных направлений

(ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных,

основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего,

капитального ремонта скважин от передачи им скважины заказчиком до

окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Ремонтные работы в скважинах проводятся двумя основными

способами доставки к заданной зоне ствола инструмента или приборов:

- с помощью специально спускаемой колонны труб;

- на кабеле или на канате.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

7

Текущий ремонт скважин

К текущем ремонтам скважин относятся работы, приведенных в

таблице 6.1.

Таблица 6.1

Шифр

Вид работ по текущему

ремонту скважин

Технико-технологические

требования к сдаче

1 2 3

1ТР 1 Оснащение скважин оборудованием при вводе в эксплуатацию (из

бурения, освоения, бездействия, консервации)

ТР 1-1

Ввод фонтанных скважин

Выполнение запланированного

объема работ

ТР 1-2

Ввод газлифтных скважин То же

ТР 1-3

Ввод скважин, оборудованных

ШГН

То же

ТР 1-4

Ввод скважин, оборудованных

ЭЦН

То же

ТР 1-5

Ввод скважин, оборудованных

ЭВН

То же

ТР 1-6

Ввод скважин, оборудованных

струйными насосами

То же

ТР 1-7

Ввод скважин, оборудованных

другим оборудованием

То же

ТР 2 Перевод скважин на другой способ эксплуатации

ТР 2-1

Фонтанный – газлифт

Выполнение запланированного

объема работ

ТР 2-2

Фонтанный - ШГН

Нормальная работа насоса по

динамограмме или подаче

ТР 2-3

Фонтанный - ЭЦН Нормальная подача и напор

ТР 2-4

Фонтанный – струйный насос Нормальная подача

ТР 2-5

Фонтанный – др. способ Нормальная подача и напор

ТР 2-6

Газлифт - ШГН

Нормальная работа насоса по

динамограмме или подаче

ТР 2-7

Газлифт - ЭЦН Нормальная подача и напор

ТР 2-8

Газлифт – струйный насос Нормальная подача

ТР 2-9

Газлифт – др. способ Нормальная подача и напор

ТР 2-10

ШГН – ЭЦН То же

ТР 2-11

ШГН – ОРЭ Тоже

ТР 2-12

ШГН – др. способ Тоже

ТР 2-13

ЭЦН – ШГН

Нормальная работа насоса по

динамограмме или подаче

ТР 2-14

ЭЦН - ОРЭ Нормальная подача и напор

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

8

Продолжение таблицы 6.1

1 2 3

ТР 2-15

ЭЦН – струйный насос Нормальная подача

ТР 2-16

ЭЦН – др. способ Нормальная подача и напор

ТР 2-17

Прочие виды перевода То же

ТР 3 Оптимизация режима эксплуатации

ТР 3-1

Изменение глубины подвески,

смена типоразмера ШГН

Достижение цели ремонта

ТР 3-2

Изменение глубины подвески,

смена типоразмера ЭЦН

Достижение цели ремонта

ТР 3-3

Изменение глубины подвески,

смена типоразмера др. типа

насоса

Достижение цели ремонта

ТР 3-4

Изменение режима работы

газлифтного подъемника со

сменой подземного оборудования

Достижение цели ремонта

ТР 4 Ремонт скважин оборудованных ШГН

ТР 4-1

Ревизия и смена насоса

Нормальная работа насоса по

динамограмме

ТР 4-2

Устранение обрыва штанг

Устранение дефекта. Нормальная

работа насоса

ТР 4-3

Устранение отворота штанг То же

ТР 4-4

Замена штанг Достижение цели ремонта

ТР 4-5

Замена полированного штока То же

ТР 4-6

Замена, опрессовка и устранение

негерметичности НКТ

Устранение дефекта. Нормальная

работа насоса

ТР 4-7

Очистка и пропарка НКТ Достижение цели ремонта.

ТР 4-8

Ревизия, смена устьевого

оборудования

Нормальная подача насоса

ТР 4-9

Прочие ремонты по ШГН Достижение цели ремонта

ТР 5 Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН

ТР 5-1

Ревизия и смена насоса Нормальная подача и напор

ТР 5-2

Смена электродвигателя Нормальная подача и напор

ТР 5-3

Устранение повреждения кабеля

Устранение дефекта. Нормальная

работа насоса

ТР 5-4

Ревизия, смена, устранение

негерметичности НКТ

Выполнение запланированного

объема работ. Нормальная подача

насоса

ТР 5-5

Очистка и пропарка НКТ Достижение цели ремонта

ТР 5-6

Ревизия, смена устьевого

оборудования

Достижение цели ремонта

ТР 5-7

Прочие ремонты по ЭЦН Достижение цели ремонта

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

9

Продолжение таблицы 6.1

1 2 3

ТР 6 Ремонт фонтанных скважин

ТР 6-1

Ревизия, смена НКТ

Выполнение запланированного

объема работ. Нормальная подача

фонтанного подъемника

ТР 6-2

Очистка и пропарка НКТ То же

ТР 6-3

Смена, ревизия устьевого

оборудования

То же

ТР 6-4

Прочие виды ремонтов на

фонтанных скважинах

Выполнение запланированного

объема работ.

ТР 7 Ремонт газлифтных скважин

ТР 7-1

Опрессовка, ревизия, смена, НКТ

Выполнение запланированного

объема работ. Нормальная подача

газлифтного подъемника

ТР 7-2

Очистка и пропарка НКТ То же

ТР 7-3

Ревизия, замена, очистка

газлифтных клапанов

То же

ТР 7-4

Ревизия, смена устьевого

оборудования

То же

ТР 7-5

Прочие виды ремонтов на

газлифтных скважинах

Выполнение запланированного

объема работ.

ТР 8 Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

ТР 8

Ревизия и смена оборудования

артезианских и поглощающих

скважин

Выполнение запланированного

объема работ

ТР 9 Очистка, промывка забоя

ТР 9-1

Промывка горячей нефтью

(водой) с добавлением ПАВ

Достижение цели ремонта

ТР 9-2

Промывка ствола скважины

углеводородным растворителем

Достижение цели ремонта

ТР 9-3

Промывка забоя скважины

горячей нефтью (водой) с

добавлением ПАВ

Достижение цели ремонта

ТР 9-4

Промывка забоя скважины

углеводородным растворителем

Достижение цели ремонта

ТР 9-5

Прочие виды очистки забоя и

ствола скважины

Достижение цели ремонта

ТР 10 Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования

ТР 10

Опытные работы по испытанию

новых видов подземного

оборудования

Выполнение запланированного

объема работ

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

10

Окончание таблицы 6.1

1 2 3

ТР 11 Прочие виды работ

ТР 11

Прочие виды работ

Выполнение запланированного

объема работ

ТР12.Проведение ГТМ при текущем ремонте.

ТР 12-1

Восстановление циркуляции Достижение цели ремонта

ТР 12-2

Интенсификация добычи нефти Достижение цели ремонта

ТР12

-2/1

Обработка ПЗП химреагентами

(ТГХВ, СКО, ГКО и т.п.)

Достижение цели ремонта

ТР12

-2/2

Реперфорация ранее вскрытого

интервала перфорации.

То же

ТР12

-2/3

Перфорация ранее не вскрытого

интервала разрабатываемого

объекта

То же

ТР12

-2/4

Прочие методы воздействия на

ПЗП

То же

ТР 12-3

Ограничение водопритока

То же

ТР 12-4

Прочие воздействия

То же

Капитальный ремонт скважин

К капитальным ремонтам скважин относятся работы,

представленные в таблице. 6.2.

Таблица 6.2

Шифр

Вид работ по капитальному

ремонту скважин

Технико-технологические

требования к сдаче

1 2 3

КР 1 Ремонтно-изоляционные работы

КР 1-1

Отключение отдельных

интервалов пласта

Выполнение запланированного

объема работ.

КР 1-1/1

Обводненных интервалов

Снижение обводненности

продукции.

КР 1-1/2

Интервалов с газопроялениями Снижение газопроявлений

КР 1-2

Отключение отдельных

пластов

Выполнение запланированного

объема работ. Отсутствие

приемистости отключенного

пласта.

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.