Амиров капитальный ремонт скважин

Амиров капитальный ремонт скважин

Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Книги по нефтегазовой тематике

Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием 2003 г.

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта скважин 2002 г.

В.И. Грайфер. Организация и технология капитального ремонта скважин 1979 г.

Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин 1975 г.

Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин 1986 г.

Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважи 1987 г.

Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин 1986 г.

Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтиотдачи пластов 2000 г.

Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти 2000 г.

Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений 1988 г.

Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений 1986 г.

Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа 1976 г.

Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003

Зозуля Г.П. и др.,Теория и практика выбора технологий и материалов для РИР в нефтяных и газовых скважинах

Источник

Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985

Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985.

Изложены основные сведения по геологии нефтяных месторождений, физике нефтяного пласта, промыслово-геофизическим методам исследования скважин. Даны классификация капитальных ремонтов скважин, основные термины и определения. Описаны технологические схемы проведения ремонтно-изоляционных работ и обработок призабойных зон, а также сведения о материалах и реагентах для их выполнения, классификация, технические характеристики и правила эксплуатации оборудования, инструментов и различных приспособлений для капитального ремонта скважин.
Для мастеров капитального ремонта скважин.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.
В практике эксплуатации нефтяных месторождений применяются фонтанный и механизированный способы добычи нефти. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность под действием пластовой энергии. Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы пластовое давление было больше гидростатического давления жидкости (газожидкостной смеси или газа) в стволе скважины. Подъем жидкости за счет гидростатического напора происходит только до определенной глубины, где давление становится меньше давления насыщения. Тогда из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему ее на поверхность. Таким образом, в большинстве случаев скважины фонтанируют за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. Режим эксплуатации фонтанных скважин является оптимальным при наименьшем газовом факторе. Регулирование режима эксплуатации фонтанной скважины осуществляется созданием противодавления на ее устье или у башмака фонтанных труб (устьевой или забойный штуцеры).

При снижении пластового давления применяют механизированный способ добычи, включающий установки: скважинных штанговых насосов, центробежных электронасосов, компрессорные. Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), направление продукции скважины в замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом. Колонную головку устанавливают при бурении скважины. С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование, при эксплуатации скважины — фонтанную арматуру.

По ГОСТу фонтанную арматуру изготавливают на рабочее давление. 7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа, ее техническая характеристика приведена в табл. 1. Фонтанную арматуру изготавливают по семи схемам, четыре из которых тройникового типа и три крестового. Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеются песок и другие механические примеси. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвешивания колонны НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

ОГЛАВЛЕНИЕ
1.Оборудование для добычи нефти
Оборудование фонтанной скважины
Оборудование скважин, эксплуатирующихся установками скважинных штанговых насосов
Станки-качалки
Установка погружных центробежных электронасосов Установка погружных винтовых электронасосов
Оборудование для компрессорной эксплуатации скважин
Компрессоры
2.Оборудование и инструменты, применяемые при капитальном ремонте скважин
Подъемные сооружения — вышки и мачты
Подъемные механизмы — лебедки, подъемники, агрегаты
Талевая система
Инструмент для спуско-подъемных операция
Оборудование для вращения инструмента
Промывочные агрегаты и насосы
Цементировочные агрегаты
Насосные агрегаты
Цементосмесительные машины и агрегаты
Пескосмесительные агрегаты
Автоцистерны
Насосно-компрессорные трубы
Зарубежные насосно-компрессорные трубы
Бурильные трубы
Утяжеленные бурильные трубы
Ведущие бурильные трубы
Обсадные трубы
Забойные гидравлические двигатели
Долота
Ловильные инструменты
Пакеры
3.Исследование скважин
Оборудование для спуска скважинных приборов с целью исследования скважин
Промысловые исследования по определению интервалов негерметичности эксплуатационной колонны
4.Обработка призабойной зоны пластов
Солянокислотная обработка призабойной зоны
Приготовление раствора соляной кислоты
Виды кислотных обработок, условия и технология их применения Кислотные обработки скважин с терригенными коллекторами . Образование неорганических отложений нефтяных добывающих скважинах и методы его предупреждения
Механические методы обработки призабойной зоны
Тепловые методы обработки призабойных зон пластов Физические методы воздействия на продуктивные пласты
5.Капитальный ремонт скважин
Классификация капитального ремонта скважин
Ремонтно-изоляционные работы
Технология проведения ремонтно-изоляционных работ методом тампонирования
Установка цементных мостов в скважине
Ликвидация скважин
Особенности ремонта нагнетательных скважин
Зарезка второго ствола
Технология вскрытия «окна» и бурения
Ликвидация аварий
Методы и технология освоения скважин после ремонтно-изоляционных работ
Изоляционные (тампонажные) реагенты, применяемые при проведении РИР, их свойства
Жидкости для промывки и глушения скважин
Гидравлический расчет промывки
6.Данные по геологии
Понятие о породах-коллекторах
Проницаемость горных пород
Нефтеводонасыщенность горных пород
Состав и физические свойства нефти
Состав и свойства природных газов и газоконденсатов
Воды нефтяных и газовых месторождений
Давление в нефтяных и газовых месторождениях
Заканчивание скважин
7.Справочные данные.

Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать:
Скачать книгу Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985 — fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.

Скачать pdf
Ниже можно купить эту книгу по лучшей цене со скидкой с доставкой по всей России. Купить эту книгу

Источник

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Этапы подготовки скважин к эксплуатации, предупреждение снижения проницаемости продуктивных горизонтов при их ремонте. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Причины отложения минеральных солей, способы их предупреждения и удаления.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	книга
Язык	русский
Дата добавления	16.10.2015
Размер файла	10,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальным входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое.

Перепад давления в насадке — один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно поддерживать постоянным. Начальная скорость потока является функцией квадратного корня из перепада давления u₀ = f(?P 0,5 ), и именно она линейно влияет на длину образующегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32 МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных условиях.

Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насосных агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30—60 мин. для каждого резания). Во время ГПП постоянно разрушается входная часть насадки, а также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10—15 резаний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1—1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-песчаная (большой плотности) смесь, при помощи которой происходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину для приподнятия АП в новый интервал.

Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не является.

По данным Г. Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20—40 МПа) составляет ±2—3 МПа. На уровне АП такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных агрегатов. Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате изменения давления на устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемещаются почти на 3 см. Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не отверстие диаметром 20—25 мм (как при первоначальной перфорации с защемлением АП в стандовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП с незакрепленным АП: 1) длина образующегося канала возрастает на 20—30%; 2) не возникает избыточное давление в канале перфорации за обсадной колонной, а следовательно, не разрушается цементное кольцо и не забиваются поры породы на поверхности образующегося перфорационного канала. Возрастает качество раскрытия пласта ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.

Время образования канала — контролируемый параметр процесса, который не зависит от других факторов. Канал образуется интенсивнее в первые минуты резания потоком, после 30 мин. рост глубины канала значительно замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксированными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так называемые закрытые условия образования канала, а во втором — открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер (3 — 4) d₀ диаметра насадки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d₀, поток, вытекая из канала, не встречает сопротивления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойственны для ГПП в зоне фильтра или без колонны. Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:

Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, например, до 100 мин. от начала резания.

ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5 — 1,8 г/см 3 с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых и абразивных частиц во время резания.

Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14 — 1,18 г/см 3 . Потом на поверхности производят 5 — 6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давления 25 — 30 МПа, напрявляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал — барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4 — 0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5% абразивного материала. После 2 — 3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5%). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.

ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификационных установок АГУ-8К, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом б нм 3 /мин.

Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока ц = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигается на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.

Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала возрастает на 30%, а его объем — на 200%. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на скважине, и его высокую стоимость.

ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г. Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой.

ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных надрезов пласта впервые предложена ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т. п.

ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубе, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ АТ «Укрнафта» (г. Ивано-Франковск), института «Сирка» (г. Львов). Проектирование ГПП проводят поэтапно: оценивают технологическую и экономическую эффективность применения ГПП;

определяют допустимые значения основных параметров резания, необходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;

рассчитывают основные параметры резания и необходимые материальные ресурсы для проведения работ.

Принимают практическое значение коэффициента гидродинамического совершенства ц , определяют дополнительную добычу нефти и газа, а также оценивают стоимость ГПП и ее эффективность.

Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых для достижения проектного значения коэффициента ц, оценивают, какие режимы резания необходимы для образования каналов, и проверяют, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные, то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение ц . Используя результаты первых двух этапов, рассчитывают параметры резания каналов и режимы работы насосных агрегатов и их качество, колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительности ГПП, определяют потребность в материалах. На основе полученной информации можно точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.

Из табл. 14.3 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпатья (ц_сж = 100 МПа) в нормальных условиях резки ( ?P = 20 МПа, d = 4,5 мм и ф = 20 мин.) длина сформированного канала 1= 78 мм, а при интенсивных режимах (?P — 40 МПа, d = 6 мм и ф = 20 мин.) она возрастает до 180 мм. Поэтому для образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл. 14.3) могут возрастать еще больше вследствие разгазировки жидкости с песком. Например, если степень разгазировки ц = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверхность — в 1,5 раза.

Рассчитаем режим работы насосных агрегатов и количество спецтехники для ГПП по заданному перепаду давления на насадках определенного диаметра и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуатационной колонны и НКТ.

Вначале рассчитываем расход жидкости (м 3 /с) во время резки через насадки АП по формуле:

где q_ап — расход жидкости, м 3 /с;

d₀ — диаметр насадки, м;

n_ап — число насадок;

µ_ап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и водопесчаной смеси;

?P — перепад давления на насадках, МПа;

с_см— плотность смеси, кг/м 3 .

Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м 3 плотность смеси с_см = 1030 кг/м 3 .

Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин Н = 2500 м,d_т = 73 мм и d₀ = 4,5 мм, n_ап = 3ч6, а для d₀ = 6 мм n_ап = 2ч4.

Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в табл. 14.4.

Изменение длины канала в зависимости от режимов резания и диаметра насадки, мм

Источник