Ответы на экзамен П и КРС. Все ответы на П и КРС. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации
 Скачать 0.74 Mb.
|
|
25.Виды работ по обследованию и исследованию скважин Обследование скважины — это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и ДР- Исследование скважин - комплекс работ по: 1.Технологические - снятие динамограмм, отбивка забоя, шаблонирование э/к, опрессовка. 2.Гидрогеолгические – отбивка уровней, определение забойного и пластового давления, отбор проб 3.Геофизические – все виды радиационного каратожа 26.Виды и назначения технологических исследований скважин Относятся: 1.Снятие динамограмм – с целью контроля технического состояния нефтедобывающего оборудования – штанговых глубинных насосов (ШГН) 2.Отбивка забоя скв. – для определения текущего забоя и зупфа скважины 3.Шаблонирование э/к - Необходимость шаблонирования эксплуатационной колонны перед спуском внутрискважинного оборудования и размеры шаблонов (диаметр, длина) определяются инструкциями по эксплуатации спускаемого оборудования и отражаются в плане работ. Способы спуско-подъема шаблона в скважину (на канате, НКТ, бурильных трубах) и глубина шаблонирования определяются характером предстоящих операций. 4.Опрессовка – проверка герметизации э/к. Давление опрессовки на 20% выше ожидаемого максимального давления в скважине. Результат опрессовки считается положительным если давление в течение 30 мин. Снижается не менее чем 0,5 МПа 27.Виды применяемых шаблонов, печатей и условий их применения Необходимость шаблонирования эксплуатационной колонны перед спуском внутрискважинного оборудования и размеры шаблонов (диаметр, длина) определяются инструкциями по эксплуатации спускаемого оборудования и отражаются в плане работ. Способы спуско-подъема шаблона в скважину (на канате, НКТ, бурильных трубах) и глубина шаблонирования определяются характером предстоящих операций. При непрохождении шаблона до запланированного интервала производится очистка стенок эксплуатационной колонны от асфальтено- парафиновых отложений, отложений солей, цементных корок закачкой растворителей, применением гидравлических скребков, механических скреперов, наддолотных кребков на винтовых забойных двигателях и т.д. • Наружный диаметр шаблона для труб изготовленных по ГОСТ 632 - 80 должен быть меньше их номинального внутреннего диаметра на следующую величину: • для труб диаметром 114 - 219 мм на Змм; • для труб диаметром 245 - 340 мм на 4мм; • для труб диаметром более 340 мм на 5мм; Длина шаблона • для труб диаметром 114 - 219 мм на 150 мм; • для труб диаметром более 219 мм на 300 мм; Подготовка скважины к спуску начинается с проверки состояния интервала эксплуатационной колонны от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м шаблонированием. Диаметр шаблона должен быть на 4 мм больше максимального наружного диаметра погружного агрегата. Длина шаблона должна быть не менее 9 м. При этом спуск шаблона в фильтровую часть не производится. Печать представляет собой металлический корпус, покрытый свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм, меньше диаметра колонны на 10—12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда используют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы - для универсальной печати. Производится одноразовая посадка печати при нагрузке не более 2 кН для гудроновой и не более 20 кН - для свинцовой. Размеры печатей приведены в таблице Тип печати Диаметры эксплуатационных колонн, 102 114 120 140 146 168 мм Допустимая нагрузка,кН : Гудроновая: ТО-75 75-80; 80-85; 95-100; ПО-118; 120-130; Свинцовая: 75-79; 85-89; 95-100; ПО-118; 118-124; 140-144; При посадке печати выше требуемой глубины, фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки, операцию повторяют, при этом размер следующей спускаемой печати уменьшают на 6-12 мм для получения ясного отпечатка. При не совпадении текущего забоя с плановым в скважину спускаются НКТ с замером, промывается забой. Допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН. • Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов. • Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений, смятий, трещин и т.п. При отсутствии ясного отпечатка на гудроновой печати на НКТ или бурильных трубах спускают свинцовую печать, посадка которой производится после промывки. 28.Гидродинамические и геофизические виды исследований. Цель и назначение. 1,Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени. Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.). Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др. Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации — метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах — методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП). 2.Геофизи́ческие иссле́дования сква́жин (ГИС) — комплекс методов разведочной геофизики, используемых для изучения свойств горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. А также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две группы — каротаж и скважинную геофизику. ГИС выполняются для изучения геологического строения разреза, выделения продуктивных пластов (в первую очередь, на нефть и газ), определения коллекторских свойств пластов[1]. Основные виды геофизических исследований скважин Классификация геофизических исследований скважин осуществляется по виду изучаемых полей. На сегодняшний день известно более 50 различных методов. Они имеют существенные различия между собой и применяются в зависимости от определенного типа проведения работ. Основные виды геофизических исследований включают следующие методы: электрические; ядерные; термические; сейсмоакустические; магнитные. В основном ГИС представляют собой каротажи различного рода. Это значит, что прослеживание за изменением необходимых величин осуществляется посредством спускаемого на электрокабеле специального прибора, который снабжается соответствующей аппаратурой. Геофизические методы исследования скважин необходимы непосредственно для нахождения физической и гидрогеологической характеристик продуктивной толщи. 29.Требования к эксплуатационным колонкам, определение места дефекта. В течение всего периода эксплуатации скважины спущенная в нее обсадная колонна подвергается воздействию ряда факторов приводящих к смятию, образованию желобов на внутренней стенке колонны, коррозии или износу колонны. Это, как правило, приводит возникновению сквозных отверстий в колонне, через которые в ствол скважины может поступать флюид из других (неперфорированных) пластов коллекторов или могут появляться интервалы межпластовых перетоков, когда за счет наличия значительных перепадов пластовых давлений возникает переток флюида из одного коллектора в другой. В практике существует несколько способов определения мест негерметичности эксплуатационных колонн, самыми эффективными из которых являются геофизические методы. Основным преимуществом геофизических методов контроля технического состояния эксплуатационных является то, что применяемые методики обработки и интерпретации комплексов ГИС позволяют не только определить интервалы нарушений, но и выявить потенциально опасные участки по всему стволу скважины и, следовательно, провести планово-предупредительный ремонт скважины, что значительно эффективнее и менее затратно по времени и финансам. Основные комплексы для контроля технического состояния колонн являются: · Акустическое сканирование · Прихватоопределитель · Трубная профилеметрия · Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия · Электромагнитная локация муфт 30. Дефекты в колонне, основные причины их возникновения Дефекты бывают: 1.Смятие – является следствием несоответствующей прочности обсадных труб (толщина стенки, марка стали, качество изготовления, разности действующих на колонну внутренних и наружных давлений) 2.Слом — это как правило результат аварии с трубами, по причине набухания глин и тектонических подвижек. 3.Сквозные дефекты о/к , Причины: - .интенсивность набора коррозии - некачественное цементирование - коррозия блуждающими токами - почвенная коррозия - воздействие агрессивных пластовых вод 31.Способы устранения нарушений. РВР. Способы: 1.Изоляция чуждых вод (изоляция верхнего и нижнего пласта) – установка цементных мостов, доп. колонн, труб летучек, перекрытие каналов тампонирующими материалами и прочих перекрывающих устройств 2.Цементирование без давления – проводиться в тех случаях, когда нужно создать новый цементный забой, цементный стакан в стволе скважины или цементным стаканом перекрыть ножную часть фильтра экспл. объекта. 3.Устранение смятий и сломов – места смятий устраняют трубными оправками отправочными долотами, грушевидными и конусными фрезерами. 4.Герметизация резьбовых э/к методом доворота обсадных труб – метод прим в вертикальных и наклонных скважинах для герметизации резьбовых соединений э/к расположенных в свободной не цементированной и не прихваченной части о/к, не заклиненной посторенними предметами. 5.Тампонирование сквозных дефектов э/к – сквозные дефекты изолируют: А) нагнетанием через дефект в колонну тампонажного раствора Б) Замена поврежденной части колонны В) Спуск доп. колонны меньшего диаметра Г) Перекрытие дефектов тонкостенными металлическими пластырями запрессованными в э/к 6.Тампонирование под давлением 7.Наращевание цементного кольца э/к – предотвращение перетекание пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность, а также защита от коррозии по причине агрессивных пластовых жидкостей 32.Долговечность скважин и факторы, на нее влияющие. Долговечность скважин рассматривается с точки зрения требований, которым должна отвечать их конструкция, чтобы обеспечить бесперебойное извлечение газа через скважину в течение всего периода разработки залежи. Долговечность скважины определяется долговечностью ее крепи, то есть прочностью и целостностью цементного кольца вокруг обсадной колонны и металла обсадных труб. На долговечность крепи скважины корродирующее действие оказывают минерализованные пластовые воды, а также различные минералы пород геологического разреза. Исследованиями установлено, что в этих условиях цементный камень через 2 - 3 года в значительной мере теряет свою прочность 33.- 34.Изменение структуры и значения ремонтов в процессе разработки месторождения Основные стадии разработки нефтяных месторождений 1.Освоение объекта. Этап характеризуется интенсивным и постоянным увеличением добычи природного ресурса до максимального уровня, быстрым ростом действующего фонда и резким падением пластового давления. Как правило, на этой стадии обводненность сырья достигает границы в 3-4%. Длительность периода освоения зависит от ценности залежей; 2.Постоянная добыча – поддержание стабильно высокого уровня добычи полезного ископаемого. Для этапа характерны: увеличение количества буровых, прирост обводненности сырья, отключение незначительной части скважин из-за существенного обводнения; 3.Снижение добычи нефти – третья стадия разработки нефтяных месторождений. Для периода характерны: резкое снижение темпов отбора количества добытого природного ресурса, существенное уменьшение функционирующих скважин, чему способствует постоянный рост обводнения продукции. В это же время процесс разработки переводится на механизированный способ добычи. 4.Последняя стадия – завершающая. Для этого этапа характерны: малые темпы добычи нефти, большая обводненность, еще более резкое, чем на 3-ей стадии уменьшение количества работающих скважин. Продолжительность завершающего периода сопоставима со всеми предыдущими стадиями. Порой такая разработка может длиться более 20-ти лет. А предел рентабельности добычи наступит, когда обводненность продукта достигнет граничного значения – 98%. В каждой стадии разработки преобладает тот или иной ремонт направленный на увеличение полезного показателя данной стадии разработки. К примеру для 4 стадии разработки характерны такие виды КРС как ликвидация скважин, в виду того, что для данного этапа характерны малые темпы отбора нефти. Для 3 перевод скважин из нефтяных на водоневтяные ( в систему ППД) для увеличения пластового давления, так же проведение ОПЗ, ГРП, ремонтов направленных на увеличение дебита. 35.Направления развития технологий ремонта скважин Поиск инновационный прогрессивных технико-технологических средств и решений, которые могли бы способствовать практике оптимизации и повышения общего уровня эффективности ремонтных мероприятий на нефте - и газовых скважинах представляется процессом, где наука и практическая деятельность находятся в непосредственной корреляции в рамках кратко - и среднесрочного временных периодов. Особую значимость капитальный ремонт обретает в контексте скважин, которые характеризуются существенной степенью освоенности: все более острой обнаруживается проблема определения (разработки) инновационных способов и технологий ремонта скважин для получения проектных уровней добычи. Разработанное месторождение уже само по себе позволяет говорить о необходимости постоянного осуществления деятельности по осуществлению планово-предупредительных ремонтов скважин. Вместе с этим скважины разработанного месторождения требуют постоянных мониторингов работоспособности и осуществления ремонтов в силу следующего спектра причин. Во-первых, пластовые и конденсационные воды, накапливаемые в существенном объеме, приводят к существенному уровню обводнения как собственно скважин, так и призабойных зон, располагаемых вокруг коллекторов. Факторами, инспирирующими данный аспект, являются, главным образом, причины геологического характера: обводнение скважин подошвенными и законтурными водами в результате естественного подъема уровня ГВК. Значимы причины технической природы: в силу неудовлетворительного состояния цементного камня происходит активизация перетоков (как заколонных, так и межколонных) пластовых вод. Имеет место и фактор технологического генеза: многие шахты названного месторождения характеризуются, объективно, ситуацией существенного продолжительного во времени превышения проектной интенсивности газодобычи. Следствие данной деструкции - формирование депрессионной воронки, процессы обводнения, вызванные подъемом конуса воды. Во-вторых, общей проблемой является естественный и при современных технологиях газодобычи процесс формирования песчаных пробок, которые в некоторых случаях существенно затрудняют достижение плановых показателей добычи. Кроме этого возникают т.н. межколонные газопроявления, требующие соответствующих решений. В-третьих, отмечается последовательное снижение пластовых давлений, показатели которых могут в отдельных случаях достигать аномально низких (Ка = 0,3- -0,4) отметок. В-четвертых, общим деструктивным трендом является актуализирующаяся и расширяющаяся динамика существенного изнашивания устьевого и подземного оборудования, что, в конечном счете, может стать причиной выхода его из состояния работоспособности. Названные аспекты - факторы актуализации поиска и реализации новых ремонтных технологий. В числе инновационных подходов к совершенствованию технологий капитального ремонта скважин может быть определена практика использования решения, основанного на системном внедрении и использовании устройства для вырезания участков эксплуатационной колонны скважин – труборез - фрезер. Фактически речь идет о модернизированном виде трубореза – фрезара, который, помимо выше названных целей и задач, может быть использован при реализации инвариантного круга операций, который требуют осуществления вырезания определенного объема эксплуатационной колонны в некотором определенном глубинном интервале. Принципиальной значимости характеристикой рассматриваемого устройства является тот факт, что для контроля завершения процедур врезания и отрезки реализован контрольный датчик, функционирующий на основе принципа падения давления рабочей жидкости на устье скважины, что достигается в результате возрастания расхода по осевому каналу полого штока-толкателя. Кроме этого в качестве центратора используется специфический шар, который допускает реализацию по внутренней поверхности фрезеруемой трубы многократную обкатку. Данное технологическое решение имеет возможность двойственного использования: во-первых, в рамках деятельности по ликвидации образовавшихся и достигших критических отметок заколонных флюидоперетоков; во-вторых, при осуществлении процесса изолирования подошвенной воды в газовых скважинах. Таким образом, отметим: сегодня оптимизация деятельности по осуществлению планово-предупредительных ремонтов требует не просто комплексного подхода, анализа факторов и причин возникающих поломок и неисправностей, но внедрения инновационных методов и средств. Объективным представляется тот факт, что соответствующим специалистам следует, помимо использования традиционных средств, ориентироваться на последовательное внедрение улучшающих инноваций. Действительно, различного рода фрезеры обнаруживаются инструментом апробированным, хорошо себя зарекомендовавшим. Вместе с тем, использование модернизированного трубореза – фрезера детерминировано значимым преимуществом, которое заключатся в том, что после завершения процессов врезания-отрезки трубы происходит - в результате увеличения расхода по осевому каналу полого штока-толкателя - реализация принципа падения давления рабочей жидкости на устье скважины. Предлагаемое решение, при всей его универсальности, требует - при его реализации - учета специфических особенностей конкретного месторождения, скважины. |