6. Текущий и капитальный ремонт скважин

Бавлинском управление подземного и капитального ремонта скважин осуществляет своевременный и качественный капитальный ремонт нефтяных, нагнетательных, сбросовых, вспомогательных и других скважин, а также бурение мелких колодцев. В соответствии с планом работ на скважинах проводятся мероприятия по интенсификации добычи нефти и питьевой воды, повышению приемистости нагнетательных и поглощающих скважин, а также ликвидация этих скважин, испытанию новой техники и технологии; ремонтирует эксплуатационные и водозаборные скважины, проводит геолого-технические мероприятия с целью интенсификации добычи нефти и оптимизации режима работы скважины

Капитальный ремонт скважин

Основными причинами, вызывающими необходимость проведения КРС, остаются снижение дебитов нефти, обводнение скважин, пескопроявление, перенос интервалов перфорации, ликвидация негерметичности колонн и межколонных проявлений. Эти причины характерны для старых скважин и разработки пластов на поздней стадии.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники.

Подземный (текущий) ремонт скважин

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительнос-ти, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (прогрев, промывка, закачка химреагентов.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и спуске пакера, клапанов отсекателей, газлифтного оборудования.

До проведения работ по капитальному ремонту скважину осматривает мастер. Документ о состоянии скважины, передаваемой в капитальный ремонт, оформляется двухсторонним актом.

Подготовительная бригада ремонтирует подъездные дороги к скважине, готовит площадку и якоря оттяжек для подъемного агрегата, подвозит необходимый комплект бурового инструмента и нкт, устанавливает на подготовленную площадку передвижной агрегат, подготавливает рабочее место в соответствии с существующими требованиями и схемами.

Перед капитальным ремонтом обследуется устье скважины, и в случае необходимости бригада ремонтирует его.

В обследование скважин входят:

-определение глубины забоя скважин;

-проверка состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины;

-определение местоположения и состояния труб, оборудования, а также посторонних предметов в стволе скважины;

-проверка состояния обсадных труб, фильтра скважины;

-интенсивность водопритока и др.

Электротермометр для определения места притока посторонней воды. Для определения местоположения в скважине постороннего предмета, формы верхнего конца, а также характера слома или смятия эксплуатационной колонныслужат печати. Определение места притока воды в скважину проводят при помощи резистивиметра.

Текущий ремонт скважины включают в себя замену подземного оборудования, очистку труб от АСПО, солей, песка, а также ряд мероприятий, которые способствуют увеличению производительности скважин: соляно кислотная обработка, закачка в пласт ПАВ, глубоко проникающий ГРП. Цель текущего ремонта устранение неполадок, нарушающие режим работы скважины. Текущий ремонт подразделяют на планово пред. и восстановительный.

Перед текущим ремонтом скважины тщательно изучается ее история, вид ремонта, какое оборудование на ней установлено, срок его эксплуатации. Составляется план проведения ремонта, в который входят необходимые мероприятия, и указывается последовательность их проведения. Данный план принимает юридическую силу после утверждения его главным инженером предприятия.

После этого составляется заказ на текущий ремонт.

После оформления соответствующей документации производят подготовительные работы: планировка территории вокруг скважины, заглубление якорей, где они отсутствуют, для установки подъемника, снабженного оттяжками.

После выполненных работ производят глушение скважины. Жидкость глушения должна обеспечить надежное глушение скважины с сохранением коллекторских свойств пласта, должна иметь большую плотность, чем пластовая жидкость для предотвращения открытого фонтанирования и быстрое освоение после ремонта.

Текущий ремонт скважин на промыслах осуществляют бригады подземного ремонта скважин. В зависимости от действующего фонда на нефтепромысле может быть несколько бригад ПРС и одна бригада подготовителей.

Ежемесячно по каждому промыслу составляют план-график подземного ремонта скважин с указанием обязательных геолого-технических мероприятий.

На основании плана-графика технологи цеха ПКРС выписывают задания с подробным описанием работ на скважине. Сведения о приеме-сдаче скважины в ремонт и из ремонта подписывают мастер по добыче нефти и старший инженер промысла.

Причины ПРС

Сочетание на Алексеевского месторождений особенностей физико-химических свойств нефтей, пластовых вод, высокого содержания газа и воды в продукции со сложившимися термобарическими условиями вызывает появление таких осложнений при эксплуатации оборудования, как образование отложений парафинов, гидратов и солей.

Парафиноотложение и гидратообразование наблюдается в основном в простаивающих скважинах, когда изменяются температурные режимы в стволе. Основная масса парафиновых отложений содержит твердые и жидкие углеводороды. Гидратообразование характерно для скважин с высоким газовым фактором и в значительной степени стимулируется увеличением обводненности продукции. В состав гидратных пробок, наряду с гидратами входят нефть и механические примеси.

Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе её движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси, следовательно, меняется плотность смеси.

Коэффициент сепарации (отношение объёма газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объёму газа на приёме насоса) зависит от дебита жидкости, зазора между спущенным оборудованием и обсадной колонной.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется в ухудшении энергообмена между рабочими узлами и жидкостью, изменяется рабочая характеристика насоса.

Безводный период занимает незначительную долю, в общем, времени разработки нефтяных месторождений. На его продолжительность оказывает влияние, как геологическая характеристика залежи, так и способы её разработки - применение искусственного воздействия на продуктивные пласты путём закачки воды. Нефть по своему химическому составу склонна к образованию эмульсии, так как содержит асфальтены, смолы, механические примеси, минеральные соли (образуются вязкие и устойчивые водонефтяные смеси). При обводненности, близкой к точке инверсии, образуются стойкие эмульсии, которые в сочетании с парафиноотложением создают высокое гидравлическое сопротивление течению скважинной жидкости. Влияние эмульсий наиболее ощутимо в скважинах, оснащенных ШГН, где возвратно-поступательное движение штанг способствует созданию эмульсии и принудительному размазыванию парафина по стенкам НКТ. На образование высоковязких эмульсий также преобладающее влияние оказывает температурный фактор. Рабочие параметры насоса - подача, напор и коэффициент полезного действия при работе на водонефтяных смесях снижаются по сравнению с работой на воде или нефти.