Капитальный ремонт скважины вывод

Капитальный ремонт скважин

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Июня 2013 в 21:13, реферат

Описание работы

В экономике нефтегазовой отрасли наряду с возрастанием добычи нефти и газа, важное значение приобретает снижение ее себестоимости. Один из путей на сегодняшний день — ввод в строй скважин посредством капитального ремонта, так как это существенно более оперативно и менее затратно, чем строительство новых. Важным фактором интенсификации добычи нефти и газа является снижение времени капитального, планового ремонтов и обслуживания скважин. Поэтому успешное решение проблем ремонта и обслуживания скважин средней и большой глубины – важнейшее направление развития нефтегазовой отрасли.

Содержание работы

1. Введение
2. Капитальный ремонт скважин
3. Технология капитального подземного ремонта скважин.
4. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом
5. Установки, агрегаты и инструмент для подземного и капитального ремонта и освоения скважин
5.1 Подъемники и подъемные агрегаты
5.2 Оборудование для цементирования скважин
5.3 Инструмент для проведения спускоподъемных операций
5.4 Оборудование для промывки скважин
5.5 Установки насосные
6. Выполнение капитального ремонта скважин
6.1 Ловильные работы
6.2 Ремонтно – исправительные работы
6.3 Возврат скважины на другой горизонт
6.4 Ремонтно изоляционные работы
6.5 Заключительные работы и проверка результатов цементирования
7. Заключение

Файлы: 1 файл

Реферат ОНГД.doc

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Основы нефтегазового дела

Тема реферата «Капитальный ремонт скважин»

студент гр. Русаков А.П.

Оглавление

1. Введение
2. Капитальный ремонт скважин
3. Технология капитального подземного ремонта скважин.
4. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом
5. Установки, агрегаты и инструмент для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

5.1 Подъемники и подъемные агрегаты

5.2 Оборудование для цементирования скважин

5.3 Инструмент для проведения спускоподъемных операций

5.4 Оборудование для промывки скважин

5.5 Установки насосные

6. Выполнение капитального ремонта скважин

6.1 Ловильные работы

6.2 Ремонтно – исправительные работы

6.3 Возврат скважины на другой горизонт

6.4 Ремонтно изоляционные работы

6.5 Заключительные работы и проверка результатов цементирования

Введение

В экономике нефтегазовой отрасли наряду с возрастанием добычи нефти и газа, важное значение приобретает снижение ее себестоимости. Один из путей на сегодняшний день — ввод в строй скважин посредством капитального ремонта, так как это существенно более оперативно и менее затратно, чем строительство новых. Важным фактором интенсификации добычи нефти и газа является снижение времени капитального, планового ремонтов и обслуживания скважин. Поэтому успешное решение проблем ремонта и обслуживания скважин средней и большой глубины – важнейшее направление развития нефтегазовой отрасли.

Фонд нефтяных и газовых скважин в Российской Федерации составляет более 400 тысяч единиц, из которых не менее 20-25% должны ежегодно ремонтироваться. Среди них преобладают скважины глубиной от 3500 до 5500 метров, что вызывает необходимость использования при ремонтных операциях самоходных установок с тяговым усилием на крюке (грузоподъёмностью) в диапазоне 80…130 тонн.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъёмных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважин и др.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а также перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая на капитальный ремонт, остаётся в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

2. Капитальный ремонт скважины

Капитальный ремонт — самая большая ремонтная операция, которая иногда нужна для поддержания максимального уровня добычи нефти. Если, например, скважина начинает выдавать избыточное количество соленой воды, над скважиной устанавливается вышка для капитального ремонта, очень похожая на буровую, но несколько меньшего размера, — и начинаются операции по сокращению выхода соленой воды.

Сперва необходимо «заглушить» скважину некоей жидкостью, например буровым раствором, соленой водой, нефтью или, возможно, специальным ремонтным раствором, имеющим достаточное гидростатическое давление, чтобы противодействовать давлению пласта, когда скважина заполнена жидкостью. Если рассол поступает через нижнюю часть коллектора, принято нагнетать цемент в перфорационный канал с помощью нагнетателя низкого или высокого давления.

При использовании метода нагнетания цемента под высоким давлением на дно насосно-компрессорной колонны опускается специальный пакер, защищающий обсадную трубу и другое оборудование устья скважины. Если используется метод цементирования при низком давлении или метод нагнетания с помощью «головки Брадена», то пакер не нужен, так как используемое давление не будет превышать рабочее давление на устье скважины и в обсадной колонне. После схватывания цемента может возникнуть необходимость высверлить цемент из обсадной трубы и заново отперфорировать ее соответствующим образом, так как цемент закупорит старую перфорацию.

Если скважина характеризуется избыточным поступлением газа, то, возможно, его можно сократить таким же способом вторичного цементирования и повторной перфорации. Если в скважине более одного продуктивного уровня и нижний уровень истощился, применяют заглушку перед более высоким уровнем. Обсадную трубу заглушают с помощью цементной пробки или пакер-пробки — механического приспособления, которое ставится в обсадной трубе, чтобы эффективно отсечь добычу ниже точки, на которой она установлена.

Так называемое заканчивание скважины со стационарным оборудованием позволяет проводить все операции по капитальному ремонту с помощью тросового оборудования без использования ремонтных вышек. Стационарное оборудование включает специальные задвижки, которые можно открывать и закрывать с помощью тросов. Для такого вида капитального ремонта сконструировано специальное оборудование и даже цементирование и повторная перфорация могут выполняться с его помощью. Либо при капитальном ремонте, либо при первоначальном заканчивании может потребоваться возбуждение скважины для интенсификации притока (повышения нормы отбора нефти).

3.Технология капитального подземного ремонта скважин 1

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

4. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом 1

Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.

Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты. Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт.

Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) – и нейтронный каротаж (НГК) и другие.

5. Установки, агрегаты и инструмент для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

5.1 Подъемники и подъемные агрегаты 7

Подъемник — механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат — в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Управление основными исполнительными механизмами подъемника — электропневматическое; управление тормозом лебедки — ручное механическое, сдублированное ножным пневматическим; управление остальными механизмами — механическое.

Для обеспечения воздухом пневмосистемы подъемника под капотом двигателя установлен автомобильный компрессор, имеющий привод от шкива вентилятора двигателя.

Монтажной базой этого подъемника является гусеничный трактор Т130МЗ, обеспечивающий ремонт скважин глубиной до 2500 м.

Основными узлами подъемной лебедки являются: трансмиссия, электропневматическая лебедка, пневматическая система управления, приводы ротора, упорные домкраты и безопасная катушка.

Лебедка — однобарабанная. Все узлы и механизмы лебедочного блока — барабанный вал в сборе, трансмиссионный вал, тормозная система, храповое устройство, ограничитель подъема талевого блока, кожухи и ограждения собраны в цельносварной станине коробчатого типа. Включение барабана осуществляется посредством фрикционной муфты, собранной внутри тормозной шайбы, прикрепленной к ребордам барабана.

5.2 Оборудование для цементирования скважин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

Источник

Заключение

Капитальный ремонт скважин является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результаты разработки месторождения.

На сегодняшний момент объем капитального ремонта скважин стал снижаться, а абсолютная сумма постоянных затрат продолжает оставаться на прежнем уровне. Более того, стареющие со временем основные фонды требуют все больше средств на поддержание их в работоспособном состоянии.

В 2008году в ООО «Татнефть» завершился основной этап реструктуризации, итогом которого стал вывод из структуры добывающего блока Компании непрофильных видов деятельности.

Новая структура была сформирована в виде холдинговой компании под управлением ООО «Татнефть-РемСервис». В состав холдинга вошли 6 региональных дочерних обществ: «Татнефть-АльметьевскРемСервис», «Татнефть-АзнакаевскРемСервис», «Татнефть-ЛениногорскРемСервис», «Татнефть-АктюбинскРемСервис», «Татнефть-ХимРемСервис», «Татнефть-РемСервисТранспорт».

Получение самостоятельности позволило не только обеспечивать потребности «Татнефти» в КРС, но и получать заказы на стороне.

В своей работе ООО «Татнефть-АльметьевскРемСервис» решает такую важную задачу, как поддержание работоспособности фонда эксплуатируемых скважин. Во время ремонта скважин устраняются нарушения герметичности эксплуатационной колонны, ликвидируются заколонные перетоки, заменяются отслужившие конструктивные элементы, очищается призабойная зона, осуществляется перевод скважины на новые продуктивные пласты.

ООО «Татнефть-АльметьевскРемСервис» на сегодняшний день является обществом с ограниченной ответственностью, главной задачей является наиболее полное удовлетворение потребности обслуживаемых НГДУ в КРС и работах по повышению нефтеотдачи пластов на основе использования достижений науки, техники и технологии передового опыта работы.

Предприятие, руководствуясь договорными объёмами работ, самостоятельно формирует производственную программу, принимает решение по более полному использованию мощностей, достижению высоких конечных результатов и получению хозрасчетного дохода, который является источником производственного и социального развития трудового коллектива. Предусматривает развитие производственных мощностей, необходимых для выполнения потребностей НГДУ в КРС и ПНП за счёт централизованных, собственных и заёмных средств.

Объем выполненных работ по 2009г. составил 1 202 069.4тыс. руб, что на 14,3 % ниже уровня 2011г. В т.ч. для ОАО «Татнефть» 1 110 464,4 тыс.руб., для дочерних предприятий ОАО «Татнефть» 57 479,5тыс.руб. , для сторонних заказчиков 14 317,6 тыс. руб. Среди основных сторонних заказчиков по капитальному ремонту можно выделить ЗАО «Веллойл» (16 418 тыс.руб.), ЗАО «ССК» (1 358 тыс.руб.), ООО «Татнефть-Бурение» (1 828,2 тыс.руб.), ОАО «ГРИЦ» (597 тыс.руб.).

Прибыль за 2009г. составила 79 544,5 тыс. рублей, что на 9.2% ниже чем в 2011г.рентабельность в 2012 году выросла по сравнению с 2011 годом с 6,7 до 7,1%.

Средняя продолжительность одного ремонта составила в 2011 году 332 бригадо-часов при 326 бригадо-часа в 2009 году. Трудоемкость выполняемых работ по сравнению с 2012г. снизилась на 1,8 %.

Количество бригад уменьшилось на 6 и составило 25 бригад. Количество вахт сократилось на 20 и составило 98 вахт.. Коэффициент сменности составил 2,74, в 2008г. был 2,72.

Средняя стоимость 1 ремонта скважины выросла в 2012 году по сравнению с 2011 годом на 11,7%. Удорожание стоимости произошло за счет роста затрат в связи с удорожанием применяемых материалов, ростом тарифов и цен на энергоносители, на услуги управления геофизических работ, на услуги ООО «ЛУТР», дочерних обществ ОАО «Татнефть».

Производительность труда составила 5,6 скважин на вахту, что на 6,7% выше, чем в 2011г.

Подводя итоги по проделанной работе можно сделать следующие выводы:

основным направлением деятельности «Татнефть – РемСервис» является сокращение продолжительности и стоимости ремонта скважин.

С целью дальнейшей оптимизации затрат в ООО «Татнефть — РемСервис» разработаны мероприятия по сокращению продолжительности и стоимости ремонта скважин. В этом задействованы кроме Подрядчика, как Заказчик, так и Субподрядчик, т.е. фактически внедряется командная работа. Активизация деятельности подрядчика и заказчика, направленной на постоянный поиск и внедрение техники и технологий, требуется постоянный мониторинг и анализ результатов внедрения, а также материального стимулирования специалистов как заказчика, так и подрядчика.

В результате Заказчик и «ТатнефтьРемСервис» будут заинтересованы в заключении долгосрочных договоров на проведение КРС, постоянному поиску новых решений, направленных на оптимизацию процессов, исключению потерь и достижению максимальных результатов, при этом сохраняя и улучшая результаты ремонта.

Источник