Особенности и сущность капитального ремонта скважин
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 10.12.2018 2018-12-10
Статья просмотрена: 1439 раз
Библиографическое описание:
Шлеин, Г. А. Особенности и сущность капитального ремонта скважин / Г. А. Шлеин, А. А. Глущенко. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 49 (235). — С. 61-63. — URL: https://moluch.ru/archive/235/54608/ (дата обращения: 05.07.2021).
Встатье рассматривается назначение капитального ремонта скважин в нефтедобывающей отрасли. Проанализированы особенности и организация работ, проводимых в рамках капитального ремонта.
Ключевые слова: капитальный ремонт скважины, эксплуатация оборудования, фонд скважин, пласт.
Непрерывность процесса добычи нефти и газа в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, обслуживания и ремонта скважин. Необходимость организации специального обслуживания и ремонта добывающих скважин связана не только со знанием эксплуатационного оборудования, но и с проведением комплекса специальных мероприятий по охране недр.
Основной задачей ремонтных подразделений является поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин и предупреждение износа оборудования при необходимом соблюдении правил охраны недр. Одновременно модернизируется и заменяется устаревшее оборудование.
Хорошее состояние и длительная служба действующих скважин могут быть обеспечены только при согласовании деятельности работников по эксплуатации и ремонту. Вся работа по ремонтному обслуживанию скважин предусматривает уход за эксплуатационным оборудованием в период между очередными ремонтами (межремонтное обслуживания), и проведение плановых ремонтов скважин. [2]
Уход за скважинами — важный момент работы по поддержанию их в работоспособном состоянии, уменьшению износа рабочих частей эксплуатационного оборудования, увеличение межремонтных периодов службы скважин. Работы по уходу за скважинами ведутся в форме маршрутного обхода, согласно графику, в котором зафиксированы все операции, которые должны быть выполнены каждый день.
Сегодня различают — текущий и капитальный ремонт.
Капитальный ремонт скважин имеет свои особенности, обусловленные тем, что скважины представляют собой систему эксплуатационного оборудования. Поэтому подземный капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособного состояния наземного оборудования, которое эксплуатируется и подземной части, а также с проведением мероприятий по охране недр.
Капитальные ремонты скважин направлены на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также на восстановление действующих скважин, то есть наращивание действующего фонда скважин.
Капитальные ремонты можно разделить на технические, восстановительные и аварийно-ликвидационные.
К первой группе относятся ремонтно-изоляционные работы, переход на другие горизонты и присоединения пластов, перевод скважин на использование по другому назначению и ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин.
Группа восстановительных ремонтов включает обработки призабойной зоны и различные исследования скважин.
Третья группа охватывает устранения негерметичности эксплуатационных колонн, устранения аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта, консервации и реконсервации и ликвидации скважин. [1]
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.
Наиболее распространены при капитальных ремонтах скважин — работы по цементированию скважин, что проводят при всех видах ремонтно- изоляционных видах работ, при переходе на другие горизонты, при углублении и ликвидации скважин, при проведении комплекса подземных работ, связанных с бурением.
Значительное количество работ представлена различными работами, проводимыми при ликвидации аварий: вытягивание из скважин насосно-компрессорных труб, присыпанных песком, цементом, насосных штанг, скважинных насосов, газовых якорей, фильтров, стальных каналов, очистки скважин от предметов и т. п.
Другие ремонтные работы связаны с устранением поврежденных обсадных труб, изменением конструкции скважины, борьбой с коркообразованием вырезкой или исправлением обрезов колонн и др.
В зависимости от конкретных производственных условий текущие и капитальные ремонты могут выполнять различные специализированные подразделения. Это могут быть цеха текущего ремонта, ремонта скважин, или цеха текущего и капитального ремонта скважин, что являются наиболее распространенными. [3]
Организация производства и труда при проведении ремонтов скважин может быть разной, но рациональной, при которой различные виды работ выполняют специализированные звенья или бригады. Это организованная форма организации работ.
В составе цеха капитального ремонта скважин выделяются, конечно, отдельные участки по текущему ремонту и капитальному ремонту, бригады которых работают по непрерывному графику в две или три смены.
Отдельно организуются подготовительные бригады: бригада инструментальщиков и ремонтно-механическая служба.
Бригада инструментальщиков выполняет работы по ремонту турбобуров, проводит бурильные работы, возникающие при капитальном ремонте скважин, и выполняет другие работы, работая в одну смену. Подготовительная бригада выполняет работы по подготовке скважин к капитальному ремонту, имеет в своем составе монтажников, выполняющих монтажно-демонтажные работы, а также звено по поднятию, прошивке и обработке скважин.
Все подразделения бригады работают чаще всего в две смены. Ремонтно-механическая служба выполняет работы по ремонту труб, штанговых насосов, инструмента и дефектоскопии труб и оборудования. Работает чаще всего в одну смену.
Кроме специализированных цехов капитального ремонтов скважин, к этим работам привлекаются управления технического транспорта, прокатно-ремонтные цеха по ремонту эксплуатационного оборудования, электрооборудования и электроснабжения, а также цех научно-исследовательских и производственных работ.
Резюмируя можно сделать вывод, что капитальный ремонт — это комплекс работ, направленных на восстановление и улучшение работоспособности скважин как сооружений для добычи нефти, газа и попутной воды, закачка в пласт рабочих агентов с целью поддержания пластового давления, а также для управления разработкой залежей или месторождений, консервация и ликвидация скважин.
Источник
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН
АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН
11.1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Основная часть всех открытых месторождений Оренбургской области приходится на Средневолжскую нефтегазоносную область, а остальное примерно в равных долях — на Татарскую и Уфимско-Оренбургскую области. Запасы нефти располагаются в широком стратиграфическом диапазоне от отложений перми до среднего девона. Наибольшее количество остаточных извлекаемых запасов связано с продуктивными пластами девонской системы (40,77 %), причем основная доля запасов сосредоточена в турнейском ярусе (12,89 %) и бобриковском горизонте (11,90 %). На пермскую систему приходится 35,10 % всех остаточных запасов, где в ардатовском горизонте находится 7,85 % общих запасов. Менее всего запасов сосредоточено в отложениях каменноугольной системы (24,13 %), причем на артинский горизонт приходится подавляющее количество запасов (21,56 %).
По типу коллектора распределение количества залежей запасов нефти выглядит следующим образом: карбонатный коллектор — 169 залежей и 60 % остаточных извлекаемых запасов; терригенный коллектор — 119 залежей и 40 % остаточных извлекаемых запасов.
Пластовые давления в продуктивных горизонтах большинства месторождений соответствуют гидростатическому, однако в непродуктивных горизонтах имеются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями (как правило, приуроченные к пластам кунгурского яруса) и зоны поглощений с аномально низким пластовым давлением.
По горно-геологическим условиям район работ подразделяется на две группы: Бугурусланско-Бузулукский и Южно-Оренбургский нефтегазодобывающие районы. Типовые геолого-литологические разрезы этих районов приведены на рис. 11.1 и 11.2 соответственно.
Типовой геолого-литологический разрез и конструкция скважин Бугурусланско-Бузулукского
В Бугурусланско-Бузулукском нефтегазодобывающем районе характерным является наличие газовых залежей (иногда газопроявлений непромышленного значения), газовых залежей с нефтяными оторочками (в артинском, уфимском ярусах и калиновской свите), газонефтяных и нефтяных месторождений. Нефти легкие и средние по плотности, газосодержание, как правило, не превышает 100 м 3 /м 3 . Давление насыщения нефти газом в два — четыре раза ниже начальных пластовых давлений. Самое высокое содержание сероводорода (в % (по объему)) отмечено в газовых залежах уфимского яруса Султангулово-За-глядинского месторождения (3,8), в пласте КС Журавлевско-Степановского месторождения (3,3) и башкирского яруса Южно-Оренбургского месторождения (2,5).
Самое высокое содержание (в %) сероводорода в попутном газе нефтяных залежей обнаружено в пласте Б2 Южно-Султан-гуловского месторождения (8,15), в пластах Т^ и Т2 Донского месторождения (7,82 и 8,26) и пласта Oi Ишуевского месторождения (6,13). Самое высокое содержание углекислого газа обнаружено в пласте ЗЛ-1 Школьного месторождения.
Характерной особенностью Бугурусланско-Бузулукского
района по сравнению с Южно-Оренбургским
нефтегазодобывающим районом является то, что в скважинах, пробуренных в 40-60-х и частично в 70-х годах, цемент за обсадными колоннами поднят всего на несколько метров выше кровли продуктивных пластов. Это, безусловно, накладывает отпечаток на особенности проведения водоизоляционных работ и ремонтно-исправительных работ на скважинах (см. рис. 11.1, 11.2).
Изучение гидрогеологических условий глубоких горизонтов в Оренбургской области производилось попутно с поисками и разведкой залежи нефти и газа. Породы кристаллического фундамента на рассматриваемой территории не опробовались. Мощная толща осадочных отложений делится двумя водоупорами — галогенными осадками кунгурского яруса и кыновской толщей глинистых пород — на три гидрогеологических этажа: верхний, средний и нижний. Кроме того, в разрезе осадочных пород выделяется шесть водоносных комплексов. Это во многом условно, поскольку разделяющие их водоупоры часто имеют зональное распространение.
Нижний гидрогеологический этаж включает нижнедевонско-
франский и додевонский водоносные комплексы. Воды
нижнедевонско-франского водоносного комплекса
характеризуются незначительными изменениями минерализации от 230 до 285 г/л. Различия в солевом составе отражаются в
Шкападская СамодуроВская РоманоВоная и
Алябьевская %
Рис. 11.3. Схематический гидрогеологический профиль по линии Шкаповская
/ — известняки, доломиты; 2 — аргиллиты, алевролиты; 3 — песчаники; 4 — гипсы,
ангидриты; 5 — распространение пресных и солоноватых вод в зоне активного
водообмена; 6: а — минерализация (г/л), б — отношение Na/Cl, в —
содержание брома (мг/л), г — отношение Cl/Na; 7 — водоупоры; 8 —
гидрохимические аномалии, сформированные за счет латерального перемещения
пластовых вод; 9 — изолинии отношения Na/Cl; 10 — каменная соль; 11 —
изменении степени метаморфизации, содержании микрокомпонентов. Если в водах пашийского горизонта отношение натрия к хлору составляет 0,48-0,56, в водах бийских отложений оно снижается до 0,38. Содержание кальция изменяется соответственно от 17 до 25%-экв, брома — от 920 до 1940 мг/л.
Средний гидрогеологический этаж включает три
гидрогеологических комплекса: франско-турнейский
карбонатный, визейский терригенный, визейско-кунгурский. Водоносными породами франско-турнейского комплекса являются карбонатные отложения — известняки и доломиты. По своему химическому составу воды франско-турнейского комплекса имеют существенные отличия от вод нижезалегающих отложений. Прежде всего это наблюдается по меньшему содержанию кальция, брома, стронция. Минерализация вод комплекса изменяется от 170 г/л на северо-востоке территории до 300 г/л в центральных районах. Содержание кальция составляет преимущественно 6-12%-экв. Наличие вод пониженной метаморфизации является характерной особенностью данного гидрогеологического этажа. Нижняя граница их распространения контролируется преимущественно визейскими водоупорными отложениями. Лишь в Муханово-Ероховском прогибе изолиния с коэффициентом метаморфизации 0,9 опускается ниже бобриковского горизонта. Верхняя граница распространения вод пониженной метаморфизации контролируется рельефом отложений кунгурского возраста (рис. 11.3).
Верхний гидрогеологический этаж включает воды, приуроченные к отложениям кунгурского и казанского возрастов. Их состав определяется залеганием среди гидрохимических отложений и изолированностью в разрезе.
По минерализации пластовых вод Оренбургской области выделены рассолы трех типов. К первому типу относятся воды с минерализацией 100-280 г/л, с низким содержанием кальция, магния и брома, коэффициентом метаморфизации большим 0,85.
Воды второго типа характеризуются повышенным содержанием кальция и брома. Их минерализация превышает 300 г/л. Для третьего типа вод характерны еще более высокие значения минерализации до 400 г/л, низкие значения коэффициента метаморфизации, что обусловлено небольшим содержанием кальция, а также преобладанием в катионном составе ионов магния. Установлена определенная зональность в распространении вод описанных типов: воды первого типа приурочены к периферийным частям солеродных бассейнов, а воды второго и третьего типов — к внутренним бассейнам.
Источник