Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин
 Скачать 134.94 Kb.
|
|
Тема 1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОПЕРАЦИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН Характерной особенностью подземного ремонта скважин (ПРС) является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и теже операции. Например, при изменении глубины подвески ШСН и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции (СПО) и т. п. Независимо от целей подземного ремонта одинаковые по своему содержанию операции, входящие в него, требуют использования одних и тех же специализированных машин и инструментов. При подземном ремонте выполняются следующие операции: транспортные — доставка к скважине необходимого оборудования и инструмента; подготовительные — установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе; спуско-подъемные (СПО) — извлечение или спуск в скважину оборудования; собственно операции ремонта; заключительные — свертывание комплекса оборудования и подготовка его к транспортировке. Подразделение операций при подземном ремонте достаточно условно. В ряде случаев операции, собственно подземного ремонта занимают очень мало времени по сравнению со всеми остальными, например смена цилиндра трубного скважинного насоса. Иногда спуско-подъемные операции являются целью ремонта, например при изменении глубины спуска колонны подъемных труб. Подземный ремонт скважин включает в себя: Текущий ремонт подразделяется на: предупредительный, вынужденный технологические работы. Капитальный ремонт. Предупредительный ремонт в зависимости от способа эксплуатации скважины включает следующие операции. При фонтанной или компрессорной эксплуатации: спуск или подъем колонн труб; замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб; установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей; очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверхность); промывку пробок. При эксплуатации ШСН или ЭЦН к перечисленным операциям добавляют: спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену насоса: проверку и замену клапанных узлов; проверку, очистку или замену защитных приспособлений насоса; спуск, подъем или замену подземного оборудования скважин, оборудованных ЭЦН; установку или замену клапанов-отсекателей. Вынужденный ремонт (аварийный) проводят для устранения внезапно появившихся отказов или дефектов в работе оборудования: ликвидация обрывов или отвинчивания колонны насосных штанг; расхаживание заклиненного плунжера; расхаживание прихваченных труб. При текущих ремонтах целесообразно совмещать несколько операций; например, при замене ШСН целесообразно очистить поднятые трубы от песка или парафина, осмотреть и отбраковать дефектные штанги и трубы и т. п. К технологическим работам относятся: изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при фонтанной или газлифтной эксплуатации; изменение глубины подвески насоса; замена насоса на другой. Необходимо отметить, что такое деление операций на перечисленные группы достаточно условно, но оно приводится здесь для облегчения понимания назначения и целей всего многообразия Работ, проводимых со скважиной и оборудованием, спущенным в нее. Например, образование пробок или отложений парафина может вызвать вынужденный ремонт, если наблюдение за работой скважины велось плохо и появление пробки привело к прекращению подачи, или предупредительный — при постоянном наблюдении за работой скважин. Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с: ремонтом собственно скважины воздействием на призабойную зону и пласт с целью увеличения (восстановления) дебита скважины. Кроме того, обычно к ним относят сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб. Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций капитальный ремонт включает: ремонтно-исправительные работы (РИР) (герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок), изоляционные работы, крепление пород призабойной зоны, очистку фильтра, переход на другой продуктивный горизонт, зарезку и бурение второго ствола (ЗБС), ловильные работы. К капитальному ремонту могут быть также отнесены и работы, связанные с воздействием на призабойную зону и пласты: Химический метод: кислотная обработка; Гидромеханический: гидравлический разрыв пласта (ГРП); Тепловой метод: тепловое воздействие на призабойную зону. Схема, иллюстрирующая перечисленные виды ремонтов и входящие в них операции, приведена на рис. IV. 1. Рассмотрение технологии подземных ремонтов показывает, что: спуск-подъем штанг или труб присутствует практически во всех случаях. Исследования показывают, что на СПО уходит 70—90 % всего времени, затрачиваемого на подземный ремонт. Работа по сокращению времени и трудоемкости СПО ведется в двух направлениях: создание машин и механизмов для ускорения и облегчения трудабригад ПРС в сочетании с совершенствованием технологии выполнения операций; разработка оборудования, исключающего вообще или значительно сокращающего отдельные СПО. В качестве примера первого направления можно привести создание автомата АПР-2 (автомат Молчанова) с комплексом инструментов, в качестве второго — эксплуатацию скважин с помощью вставных насосов (исключающих необходимость подъема труб при смене насоса) или использование гибких штанг, при подъеме и спуске которых исключается разборка колонны и т. п. Что касается остальных операций, выполняемых при подземном ремонте, то анализ показывает, что они механизированы в значительно большей степени и длительность их проведения обусловлена не физическими возможностями людей, выполняющих эти операции, а технологией проведения операций и техническими характеристиками оборудования. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН § 2. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ Скважину (эксплуатационную или нагнетательную) считают подготовленной для подземного ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти. Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ подготовки используемого при этом оборудования. К первой группе относятся работы, связанные с: глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких-либа проявлений в процессе проведения работ. Ко второй — установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижною агрегата подземного ремонта приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния крон-блока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешиваение ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных ЭЦН, расстановка оборудования на площадке. Помимо этого, к подготовительным работам относят, доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах, работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т. п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины. Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование. Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами. 1. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины. 2. Промывка скважины в сочетании с глушением. 3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением. Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавяения на пласт. Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным весом применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости. При прямой технологическую жидкость закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ. Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают. При условии повышения давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столб жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт. Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5—10%- Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса. В качестве технологической жидкости при подземном ремонте обычно используют: сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080—1120 кг/м3, высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180— 1230 кг/м3, специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м3. После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта. В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей подземного ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общим для большинства работ (рис. IV.2) является наличие У скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-комп-рессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), якорей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для подъемника. При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудования несколько иное (рис. IV.3). Порядок выполнения подготовительных работ следующий. 1. Установка передвижных мостков у устья скважины (в тех случаях, когда отсутствуют стационарные). 2. Проверка якорей для крепления оттяжек. 3. Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агрегата. 4. Установка агрегата у устья скважины. 5. Установка вышки в вертикальное положение, выдвижение ее секции вверх. 6. Центровка мачты и натяжение оттяжек. 7. Установка настила рабочей площадки. Рассмотрим более подробно выполняемые операции при монтаже агрегата Азинмаш-37А. В них участвуют оператор, помощник оператора, машинист подъемного агрегата и тракторист ходового трактора. По сигналу оператора тракторист подгоняет ходовой трактор к передвижным мосткам, .опера-гор зацепляет их к фарк опу и наблюдает за точной установкой мостков у устья. Вместе с помощником он отцепляет мостки после их установки. Оператор вместе с трактористом проверяет качество крепления якорей. Для этого тракторист последовательно подводит трактор к каждой петле, оператор цепляет петлю якоря за фаркоп и дает сигнал на натяжку якоря. После проверки на усилие 45 кН трактор переезжает к следующему якорю. В это время помощник наблюдает за подгонкой агрегата к устью скважины со стороны, противоположной мосткам. Не доезжая 10 м до устья, агрегат останавливается, оператор с помощником разматывают оттяжки и растаскивают их в стороны. Затем они подготавливают площадку под брусья и подъемный агрегат, укладывают брусья под домкраты Машинист, руководствуясь сигналами оператора, стоящего на мостках, подгоняет агрегат к устью скважины таким образом, чтобы продольная ось агрегата совпадала с осью устья скважины. Одновременно с этим помощник следит за движением агрегата и, когда расстояние между плоскостью ног задней опоры мачты и устьем скважины составляет 1,5 м, дает сигнал на прекращение движения. Машинист затормаживает агрегат, ставит его на ручной тормоз, присоединяет заземление к кондуктору и вынимает выносной пульт управления. Оператор с помощником устанавливают ноги задней опоры мачты в нижнее положение. Для этого вытаскивают пальцы, фиксирующие их в верхнем положении, и после опускания ног их устанавливают в отверстие, соответствующее нижнему положению. После этого вращением винтовых домкратов прижимают опорные плиты ног к фундаменту, устанавливают боковые откидные опоры, после чего разносят стяжные винты к якорям и цепляют их за петли. После проверки исправности узлов подъема и работы упоров верхней секции вышки машинист заполняет маслом полость гидравлических домкратов для подъема мачты. По сигналу оператора, находящегося в 15—20 м от агрегата, машинист, работая за выносным пультом управления, начинает подъем до тех пор, пока мачта не сядет в гнезда задней опоры. Оператор с помощником прикрепляют нижнюю секцию мачты к задней опоре и открепляют верхнюю секцию от нижней. Машинист по сигналу оператора начинает выдвижение секции вышки до появления светового сигнала на пульте, после чего опускает ее вниз, сажая на упоры. агрегата. При подъеме оператор с помощником наблюдают за подъемом секции и оттяжкой канатов. После выдвижения секции вышки они растаскивают оттяжки и зацепляют их за стяжные винты, ранее прикрепленные к петлям якорей. Центрируют мачту вращением винтовых домкратов таким образом, чтобы ось вращения спущенного крюка совпадала с осью скважины. После центровки оператор с помощником натягивают оттяжки мачты винтами. Затем устанавливают и настилают рабочую площадку. После размещения и монтажа оборудования бригада приступает к монтажу приспособлений для спуско-подъемочных операций: устанавливают инструментальный столик, монтируют, если они используются при ремонте, штанговый или трубные механические ключи и т. п. Указывать общий для подземных ремонтов всех видов перечень работ не представляется целесообразным, поскольку он определяется не только целью ремонта, применяемыми инструментами и механизмами, но и традициями выполнения этих операций, существующими в НГДУ или объединениях.  Перед ремонтом скважины, эксплуатируемой ЭЦН, рядом с ней в поле зрения тракториста устанавливают кабеленаматыва-тель и пульт управления им. Ось барабана должна быть перпен дикулярна к линии, соединяющей его середину с осью скважины. Кабель должен сбегать с верхней части барабана и через подвесной ролик направляться к устью скважины. У устья скважины располагают инструмент для спуско-подъ-емных работ, вспомогательное оборудование. Проведению спуско-подъемных операций, расхаживанию труб и всех операций, связанных с применением или извлечением внут-рискважинного оборудования, предшествует разборка устьевой арматуры. Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов,крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх. 2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти. Повышение интенсификации добычи нефти за счет ремонтов на скважинах, эксплуатируемых фонтанным и механизированным способами Известно, что для обеспечения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин применяют методы искусственного воздействия на породы ПЗП с целью увеличения их проницаемости. Однако практика показывает, что иногда достаточно за счет проведения соответствующего ремонта удалить со стенок скважины в ПЗП отложения парафина, смолистых, глинистых и других загрязняющих пласт веществ, при этом производительность скважин может существенно увеличиваться. Савиным Ю.А. предложен новый метод интенсификации притока флюида в нефтяных скважинах со сложнопостроенными колекторами (патент РФ №2109134). Предлагаемая технология основана на использовании акустических преобразователей звуковых волн, смещающих частотный спектр волн в сторону ультразвуковых колебательных процессов. При этом мощность звукового поля оказывается достаточной для инициирования процесса кавитации при гидростатическом давлении, большем давления насыщения. Вследствие этого разгазирование нефти начинается значительно ниже по стволу скважины (на 200-600 м.), чем при отсутствии обработки ствола акустическим преобразователем. В «пучностях» волн, образующихся по длине ствола скважины, происходит обогащение нефти пузырьками газа, вследствие чего увеличивается газонасыщенность потока и уменьшается средневзвешенная плотность столба жидкости. При этом значительно возрастают дебиты скважин (на 10 % и более). Конструктивно модульная резонансная система представляет собой набор трубчатых резонаторов (диаметром 48-76 мм при общей длине не более 2-х метров), которые устанавливаются в компоновке НКТ при фонтанной эксплуатации или ниже ЭЦН при механизированной добыче. Возможен автономный спуск модульной резонансной системы (МРС) в лифтовые трубы с помощью тросо-канатной техники. Резонатор не препятствует прохождению приборов и различным видам обработок в скважинах. При этом резонатор можно устанавливать в любом месте колонны, а при установке сразу нескольких резонаторов усиливается суммарный эффект от их воздействия. Промысловые испытания по применению модульной резонансной системы проводились с участием автора на десяти скважинах Талинского месторождения. КЛАССИФИКАЦИЯ РАБОТ НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных связанно с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин, которые исходя из ремонта подразделяются на текущий и капитальный. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ. Основа плана текущих ремонтов скважин - это плановые величины межремонтного периода работы (МРП) скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению задач по добыче нефти. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН (далее КРС) - комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, а так же ликвидации скважин. Классификация работ по осуществлению КРС: КР 1 - ремонтно-изоляционные работы; КР 2 - устранение негерметичностей; КР 3 - ликвидация аварий; КР 4 - переход на другие горизонты; КР 5 - установка ОРЗ, пакеров отсекателей; КР 6 - комплекс подземных работ связанных с бурением; КР 7 - обработка призабойной зоны в том числе: КРГ 1 - кислотная обработка; КРГ 2 - проведение ГРП; КРГ 3 - гидропескоструйная перфорация; КРГ 4 - виброобработка; КРГ 5 - термообработка; КРГ 6 - применение растворителей; КРГ 7 - промывка растворителем ПАВ; КРГ 8 - дополнительная перфорация, торпедирование; КРГ 9 - выравнивание профиля приёмистости нагнетатель- ной скважины. Методы воздействия на призабойную зону пласта являются составной частью геолого-технических мероприятий, направлены на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Цель применения увеличение добывающей способности скважины. Применение их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных глинистых растворов или водных растворов солей. Это приводит к образованию стойких малоподвижных систем »нефть-вода»с высоким градиентом сдвига, проникновению фильтрата в призабойную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора. Следствием этих изменений является снижение технико-экономических показателей, продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта Контрольные вопросы: 1. На какие группы делятся методы искусственного воздействия? 2.Кем предложен новый метод интенсификации? 3. Что представляет собой капитальный ремонт скважины? Литература 1. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1982. – 312с. 2.Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 299с. 3.Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572с. 4.Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. - 541с. 5.Варфоломеев Д. Ф., Хамаев В. Х. Химия нефти и газа. – Уфа, 1977. – 61с. Лекция 29 Тема: Методы увелечения нефтеотдачи пластов. План:1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин. 1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин. По роду проводимых операций все методы интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН – метод увеличения нефтеотдачи пласта) можно классифицировать следующим образом: 1. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Наиболее распространёнными способами химического воздействия являются солянокислотные обработки пластов и обработки пластов смесью соляной и плавиковой кислот. Все они основаны на химических реакциях взаимодействия породы с химическими веществами, в результате которой часть породы растворяется увеличивая размеры поровых каналов и трещин. 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Основаны на промывках призабойной зоны пласта водными растворами поверхностно-активных веществ и других добавок, с помощью которых из пор, поровых каналов и трещин удаляют остаточную воду и мелкодисперсные твёрдые частицы. 3. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ. Заключаются в удалении со стенок поровых каналов осевший парафин и смолы. С помощью тепла так же интенсифицируются химические методы воздействия на пласт. 4. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Позволяют создать в продуктивных пластах новые каналы и расширить уже существующие. На месторождениях ОАО»ЮНГ» они основаны на применении гидравлического разрыва пласта. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА (ПЗП) За последние годы разнообразие кислот используемых для обработки призабойной зоны пласта увеличилось. Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения. В настоящее время применяют сульфаминовую, углекислую и серную кислоты. Существуют так же такие виды кислотных обработок, как: 1. Соляно-кислотная обработка: - кислотные ванны; - простые кислотные обработки; - кислотные обработки под давлением; - глубокая кислотная обработка; - пенокислотная обработка; - кислотная обработка пластов с низкой температурой; 2. Глинокислотная обработка. ОБРАБОТКА СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ. Сущность метода основана на способности соляной кислоты (HCl) вступать в реакцию с карбонатами составляющими коллектора: |