Главная страница
Навигация по странице:

  • 2.5. Анализ выполненных объемов работ бригадами КРС.

  • Анализ выполненных объемов работ бригадами КРС

  • Итого: 152 635

  • Итого: 164 326

  • Итого: 17 17 ВСЕГО

  • 2 39.6. Анализ ввода скважин из бездействующего фонда.

  • Анализы фонда бездействующих скважин по НГДУ-1 на 2002-2006 г.г. таблица 2.2.

  • Ввод нагнетательных скважин из бездействующего фонда на 2002 год. таблица 2.3.

  • МОЛБАЕВ АБИЛ1. 2 Причины остановки скважин на капитальный ремонт


    Скачать 0.54 Mb.
    Название2 Причины остановки скважин на капитальный ремонт
    Дата15.01.2023
    Размер0.54 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаМОЛБАЕВ АБИЛ1.doc
    ТипДокументы
    #888235
    страница1 из 3
      1   2   3

    2.2. Причины остановки скважин на капитальный ремонт.
    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.

    Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.


    25
    К текущему ремонту относятся следующие работы: планово-предупредительный ремонт; ревизия подземного оборудования; ликвидация неисправностей в подземной части оборудования; смена скважинного насоса

    (ПЦЭН или ШСН); смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр; очистка НКТ от парафина или солей; замена обычных НКТ на трубы с покрытием (стеклованные трубы); изменение глубины подвески насосной установки; подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию; специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта; некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

    Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. Бригады подземного ремонта работают круглосуточно (три смены) либо в две смены и даже в одну. В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.

    К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы: ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников; исправление нарушений в обсадных колоннах; изоляция пластовых вод; работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт; забуривание второго ствола; разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое; гидравлический разрыв пласта; солянокислотные обработки скважин; термическая обработка забоя скважин; установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятии обсадных колонн; операции по ликвидации скважин.


    26
    Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях (иногда и при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами (мастера по ловильным работам, по изоляционным работам, по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).
    2.5. Анализ выполненных объемов работ бригадами КРС.
    Капитальный ремонт скважин – важнейший участок производственной деятельности НГДУ, без которого невозможно осуществить ни один способ эксплуатации скважин. Основной объем работ при КРС связан со спуско-подьемными операциями, т.е. со спуском и подъемом подземного оборудования, а также различных виды работ. В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой скважины, а также цели ремонта и его вида, технология КРС бывает различной.

    Основной причиной увеличения количества ремонтов является вывод простаивающих скважин в работу, что повлияло на уменьшение межремонтного периода. По этой же причине проведены следующие анализы выполненных работ бригадами КРС.

    В данной таблице показано объем выполненных работ бригадами КРС по различной видами ремонта. Проведенные данные выполненных работ КРС составлены на 2005 год по НГДУ-1.


    37
    Распределение по видам капитальных ремонтов нефтяных и нагнетательных скважин показывает, что основная доля ремонтов приходится на очистку забоя скважины и повышению продуктивности пласта. Сравнительные процентные отношении по очистке забоя скважин, включая устранение всех видов аварии и очистку ствола скважины составляет около 55% всего вида ремонта. Основная доля ремонтов приходится на устранение нарушения эксплуатационной колонны и на ликвидацию аварии подземного оборудования. Это связанно с закачкой неподготовленной воды, что приводит к коррозионному разрушению подземного оборудования и отложению механических примесей на забое скважины.

    В 2005 году по НГДУ-1 выполнено 635 вида ремонтов на 152 скважин с учетам на добывающий фонд и 978 вида ремонтов на 333 скважин с учетам на добывающий фонд Ремонтно-изоляционные работы в основном связаны с устранением негерметичности эксплуатационной колонны по добывающим скважинам. Но сравнивая с нагнетательными скважинами количество ремонтов на устранения негерметичности несколько меньше.

    По нагнетательным и добывающим скважинам количество ремонтов по возврату на другие горизонты среднем составляет 50 скважины за год.

    Анализ выполненных объемов работ бригадами КРС

    таблица 2.1.



    п./п.


    Виды капитального ремонта скважин

    количество скважин

    количество по видам ремонта

    0

    1

    2

    3

    Добывающие скважины

    1.

    Ремонтно-изоляционные работы

    16

    52

    1.1.

    Изоляция водопритока

    -

    -

    1.2.

    Восстановление цементного камня за колонной

    -

    12

    1.3.

    Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

    15

    30

     

    Цементажом

    12

    27

     

    спуском 4" дополнительной колонны

    3

    3

    1.4.

    Устранение межколонного проявления

    1

    10

    2.

    Очистка забоя

    108

    334

    2.1.

    Устранение всех видов аварий

    23

    74

    2.2.

    Очистка ствола скважины

    85

    260

    3.

    Повышение продуктивности пласта

    -

    107

    3.1.

    Перестрелом

    -

    87

    3.2.

    Дострелом

    -

    20

    3.3.

    депрессионная перфорация

    -

    -

    3.4.

    обработка растворителями

    -

    -

    4.

    Подготовка к нарезке второго ствола

    11

    11

    5.

    Возврат на другие горизонты

    15

    15

    6.

    Отключение совместно работающих горизонтов

     -



    7.

    Прочие работы

    -

    114

    8.

    Пуск из ФЛС

     

     

    9.

    Подготовка к радиальному бурению

    2

    2

    Итого:__164__326'>Итого:__152__635'>Итого:

    152

    635

    Н
    38
    агнетательные скважины

    продолжения таблицы 2.1

    0

    1

    2

    3

    1.

    Ремонтно-изоляционные работы

    62

    70

    1.1.

    Изоляционные работы

    2

    2

    1.2.

    Восстановление цементного камня за колонной

    15

    15

    1.3.

    Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

    44

    48

    1.4.

    Устранение межколонного проявления

    1

    5

    2

    Очистка забоя

    37

    99

    2.1.

    Устранение всех видов аварий

    15

    33

    2.2.

    Очистка ствола скважины

    22

    66

    3.

    Повышение приемистости пласта

    30

    67

    3.1.

    Перестрелом

     -

    15

    3.2.

    Дострелом

     -

    22

    3.3.

    депрессионная перфорация

     -



    3.4.

    глинокислотой обработкой

    30

    30

    4

    Подготовка к нарезке второго ствола

     

     

    5

    Возврат на другие горизонты

    35

    35

    6

    Прочие работы

    0

    55

    Итого:

    164

    326

     1

    Физическая ликвидация скважин







     1.1

    Добывающие

    6

    6

     1.2

    Нагнетательные

    11

    11

    Итого:

     17

    17

    ВСЕГО

     333

    978


    По сравнению физических ликвидации скважин увеличение количества ремонтов на добывающие скважины 45% меньше, чем на нагнетательные. Количество ремонтов по физической ликвидации за 2005 год составил 17 скважин.

    Обьем выполненных работ бригадами КРС на добывающие скважины составляет общий по видам – 635 ремонтов на 152 скважин и по нагнетательные скважины сравнивая с добывающими скважинами больше на 50% по скважинам и 25% по видам ремонта.


    2
    39
    .6. Анализ ввода скважин из бездействующего фонда.

    Ввод скважин из бездействующего фонда является основным мероприятием бригад капитального ремонта. Бездействующий фонд скважин – это скважины находящееся вне эксплуатации, которые по какими либо причинами остановились с действующего на бездействующий.

    Основными мероприятиями ввода нефтяных скважин с бездействующего фонда является устранения негерметичности и ликвидация нарушения эксплуатационной колонны, очистка забоя, ликвидация аварии, изоляция обводненных горизонтов и водопротока, возврат на предыдущие горизонты, спуск дополнительных эксплутационных колонн, перевод на другой способ эксплуатации и т.д.

    Основными мероприятиями ввода нагнетательных скважин с бездействующего фонда является ловильные работы, возвраты на вышележащий или нижележащие горизонты, цементаж экс-колонны, очистка забоя, увеличения проницаемости, устранения негерметичности экс-колонны с спуском пакера и т.д.

    Анализы фонда бездействующих скважин по НГДУ-1 на 2002-2006 г.г.

    таблица 2.2.

    Годы

    Общий фонд бездействующих скважин

    Движение фонда

    из б/д

    уход в б/д

    1

    2

    3

    4

    2002

    276

    24

    24

    2003

    231

    20

    30

    2004

    181

    20

    30

    2005

    131

    20

    30

    2006

    81

    -

    -


    По данным собранных материалов анализы фонда движения бездействующих

    скважин по НГДУ-1 представлено таблице 2.2. По анализе видна, что фонд бездействующих скважин 2006 году составляет 7% от общего количества скважин. В 2006 году фонд ликвидированных скважин, сравнивая, с 2002 годом уменьшились на 3,4 раз, в численности это означает снижение на 195 скважин. Каждый год приход скважин капитальными ремонтами из бездействующего фонда составляет с
    40
    реднем 21 скважины. Ввод нагнетательных и нефтяных скважин из бездействующего фонда с намеченными и выполненными мероприятиями приведено таблицах 2.3. и 2.4.
    Ввод нагнетательных скважин из бездействующего фонда на 2002 год.

    таблица 2.3.



    скв.

    Горизонт

    № КНС

    блок

    Намечаемые мероприятия

    Ожидаемый эфффект

    Qпр

    Рбуф.

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    5747

    XVI

    2

    2

    КРС. Ликвидация аварии с п/о.
    Оценка т/с э/к.

    160

    92

    2915

    XVI

    2

    2

    КРС. Возврат на вышележащий горизонт

    120

    94

    4170

    XVII



    2

    КРС. Устранение негерметичности э/к цементажом

    120

    100

    2866

    XIII





    КРС. Очистка забоя. Увеличения Qпр.

    100

    102

    1935

    XIV





    КРС. Устранение негерметичности э/к цементажом

    120

    86

    3040

    XV





    КРС. Возврат на вышележащий горизонт

    100

    84

    4210

    XVIII

    2



    КРС. Возврат на вышележащий горизонт

    100

    86

    2928

    XIV

    3

    3

    КРС. Очистка забоя. Увеличения Qпр.

    120

    86

    5725

    XIV

    3

    3

    КРС. Устранение негерметичности э/к спуском 4" доп. кол

    100

    92

    3152

    XIV

    3

    3

    КРС. Возврат на вышележащий горизонт

    80

    90

    3245

    XV

    4

    4

    КРС. Устранение негерметичности э/к спуском пакера

    100

    86

    3404

    XVI

    4

    4

    КРС. Возврат на вышележащий горизонт

    100

    90

    3441

    XVI



    4

    КРС. Устранение негерметичности э/к спуском пакера

    200

    88

    2070

    XIV





    КРС. Устранение негерметичности э/к спуском пакера

    110

    86

    5316

    XV





    КРС. Очистка забоя. Увеличения Qпр.

    80

    92

    7074

    XIII



    5

    КРС. Устранение негерметичности э/к спуском пакера

    80

    86

    3155

    XV





    КРС. Вост. герм. э/к спуском 4"д. к.
    Возврат на вышележащий горизонт

    100

    86

    6046

    XVII

    2

    2

    КРС. Вост. герм. э/к спуском 4"д к.
    Возврат на вышележащий горизонт

    150

    94

    5590

    XV

    1

    1

    КРС. ГИС.
    Возврат на вышележащий горизонт

    100

    92

    4385

    XVIII

    3

    3

    КРС. Вост. герм. э/к
    Возврат на вышележащий горизонт

    120

    86

    6064

    XVII

    3

    3

    КРС. Вост. герм. э/к
    Возврат на вышележащий горизонт

    100

    92

    4210

    XVIII





    КРС. Возврат на вышележащий горизонт

    120

    8
    41
    8
      1   2   3


    написать администратору сайта