Классификация работ по ремонту скважин.
ГЛАВА 6
ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Общие положения
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи или закачки, могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе, часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии, наряду с другими технико-экономическими показателями.
Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации «Кэ», который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины «Тi»в сутках к общему календарному времени «Tкi» анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,
 | (6.1) |
По отношению к группе «m» скважин, имевших различную длительность работы «Ti» и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величина «Kэ» будет определяться отношением
 | (6.2) |
Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ЭЦН, ШГН), газлифтный — характеризуются различными коэффициентами эксплуатации «Кэ» так как вероятность остановок, связанных с ремонтами и другими неполадками на скважинах, зависит от сложности оборудования, его надежности, долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент «Кэ» — при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий — при эксплуатации скважин штанговыми насосами. По этим причинам «Кэ» определяют для каждого способа эксплуатации отдельно по формуле 6.2.
Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему предприятию также пользуются формулой 6.2. Однако в этом случае такая обобщенная величина «Кэ» может исказить истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличение «Кэ» может произойти за счет роста фонда фонтанных скважин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет улучшения работы механизированного фонда, как это может показаться. Обычно величина «Кэ» для механизированного фонда скважин составляет 0,95-0,97, причем в последнее время в связи с улучшением качества ЭЦН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению «Кэ» по скважинам, оборудованным ЭЦН, по сравнению с «Кэ» по скважинам, оборудованным ШГН. Геологические и технологические условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявления, обводненность, наличие сильно коррелирующих веществ, в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация), отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффициенты эксплуатации. Поэтому величина «Кэ» для одного и того же способа эксплуатации, например ШГН, в разных районах или на разных месторождениях может быть различной. Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине — это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. По отношению к группе «m» скважин, имеющих различную продолжительность работы «Тi» между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i — й скважине:
 | (6.3) |
αi — число ремонтов по каждой скважине в течение анализируемого времени.
Если продолжительность анализируемого (календарного) времени по каждой скважине различна, то средний МРП удобнее определять по формуле:
 | (6.4) |
Tкi — календарное время работы i — й скважины, сут;
Tpi— продолжительность пребывания i — й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Tкi, сут.
В круглых скобках числителя формулы 6.4, указана продолжительность работы в сутках i — й скважины в течение анализируемого времени. Из формулы 6.4 видно, что продолжительность ремонта также влияет на величину МРП.
Классификация работ по ремонту скважин.
Единицами ремонтных работ различного назначения являются: капитальный ремонт скважины; текущий ремонт скважины.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафиново-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.
Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.
Ремонтные работы в скважинах проводятся двумя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента или приборов:
— с помощью специально спускаемой колонны труб;
— на кабеле или на канате.
Текущий ремонт скважин
К текущем ремонтам скважин относятся работы, приведенных в таблице 6.1.
| Шифр | Вид работ по текущему ремонту скважин | Технико-технологические требования к сдаче |
| 1 | 2 | 3 |
| ТР 1-1 | Ввод фонтанных скважин | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР 1-2 | Ввод газлифтных скважин | То же |
| ТР 1-3 | Ввод скважин, оборудованных ШГН | То же |
| ТР 1-4 | Ввод скважин, оборудованных ЭЦН | То же |
| ТР 1-5 | Ввод скважин, оборудованных ЭВН | То же |
| ТР 1-6 | Ввод скважин, оборудованных струйными насосами | То же |
| ТР 1-7 | Ввод скважин, оборудованных другим оборудованием | То же |
| ТР 2-1 | Фонтанный – газлифт | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР 2-2 | Фонтанный — ШГН | Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче |
| ТР 2-3 | Фонтанный — ЭЦН | Нормальная подача и напор |
| ТР 2-4 | Фонтанный – струйный насос | Нормальная подача |
| ТР 2-5 | Фонтанный – др. способ | Нормальная подача и напор |
| ТР 2-6 | Газлифт — ШГН | Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче |
| ТР 2-7 | Газлифт — ЭЦН | Нормальная подача и напор |
| ТР 2-8 | Газлифт – струйный насос | Нормальная подача |
| ТР 2-9 | Газлифт – др. способ | Нормальная подача и напор |
| ТР 2-10 | ШГН – ЭЦН | То же |
| ТР 2-11 | ШГН – ОРЭ | Тоже |
| ТР 2-12 | ШГН – др. способ | Тоже |
| ТР 2-13 | ЭЦН – ШГН | Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче |
| ТР 2-14 | ЭЦН — ОРЭ | Нормальная подача и напор |
Продолжение таблицы 6.1
| 1 | 2 | 3 |
| ТР 2-15 | ЭЦН – струйный насос | Нормальная подача |
| ТР 2-16 | ЭЦН – др. способ | Нормальная подача и напор |
| ТР 2-17 | Прочие виды перевода | То же |
| ТР 3-1 | Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН | Достижение цели ремонта |
| ТР 3-2 | Изменение глубины подвески, смена типоразмера ЭЦН | Достижение цели ремонта |
| ТР 3-3 | Изменение глубины подвески, смена типоразмера др. типа насоса | Достижение цели ремонта |
| ТР 3-4 | Изменение режима работы газлифтного подъемника со сменой подземного оборудования | Достижение цели ремонта |
| ТР 4-1 | Ревизия и смена насоса | Нормальная работа насоса по динамограмме |
| ТР 4-2 | Устранение обрыва штанг | Устранение дефекта. Нормальная работа насоса |
| ТР 4-3 | Устранение отворота штанг | То же |
| ТР 4-4 | Замена штанг | Достижение цели ремонта |
| ТР 4-5 | Замена полированного штока | То же |
| ТР 4-6 | Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ | Устранение дефекта. Нормальная работа насоса |
| ТР 4-7 | Очистка и пропарка НКТ | Достижение цели ремонта. |
| ТР 4-8 | Ревизия, смена устьевого оборудования | Нормальная подача насоса |
| ТР 4-9 | Прочие ремонты по ШГН | Достижение цели ремонта |
| ТР 5-1 | Ревизия и смена насоса | Нормальная подача и напор |
| ТР 5-2 | Смена электродвигателя | Нормальная подача и напор |
| ТР 5-3 | Устранение повреждения кабеля | Устранение дефекта. Нормальная работа насоса |
| ТР 5-4 | Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ | Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса |
| ТР 5-5 | Очистка и пропарка НКТ | Достижение цели ремонта |
| ТР 5-6 | Ревизия, смена устьевого оборудования | Достижение цели ремонта |
| ТР 5-7 | Прочие ремонты по ЭЦН | Достижение цели ремонта |
Продолжение таблицы 6.1
ТР 6 Ремонт фонтанных скважин
ТР 7 Ремонт газлифтных скважин
ТР 8 Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
ТР 9 Очистка, промывка забоя
ТР 10 Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
Окончание таблицы 6.1
ТР 11 Прочие виды работ
ТР12.Проведение ГТМ при текущем ремонте.
Капитальный ремонт скважин
К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в таблице. 6.2.
| Шифр | Вид работ по капитальному ремонту скважин | Технико-технологические требования к сдаче |
| 1 | 2 | 3 |
| КР 1-1 | Отключение отдельных интервалов пласта | Выполнение запланированного объема работ. |
| КР 1-1/1 | Обводненных интервалов | Снижение обводненности продукции. |
| КР 1-1/2 | Интервалов с газопроялениями | Снижение газопроявлений |
| КР 1-2 | Отключение отдельных пластов | Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости отключенного пласта. |
Продолжение таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 1-2/1 | Обводненных | Отсутствие притока из отключенного пласта. |
| КР 1-2/2 | С газопроялениями | Отсутствие притока газа из отключенного пласта |
| КР 1-3 | Ликвидация негерметичности цементного кольца | Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. |
| КР 1-4 | Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором | Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизическими исследованиями |
| КР 2-1 | Устранение негерметичности тампонированием | Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании |
| КР 2-2 | Устранение негерметичности установкой пластыря | То же |
| КР 2-3 | Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра | То же |
| КР 2-4 | Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны | То же |
| КР 2-5 | Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом | То же |
| КР 3-1 | Ликвидация аварий, допущенных во время эксплуатации скважины | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 3-1/1 | Извлечение оборудования ЭЦН из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации | Прохождение шаблона до необходимой глубины. |
| КР 3-1/2 | То же ЭДН | То же |
| КР 3-1/3 | То же ЭВН | То же |
| КР 3-1/4 | То же ШГН | То же |
| КР 3-1/5 | То же ШВН | То же |
| КР 3-1/6 | То же НКТ | То же |
| КР 3-1/7 | То же пакер | То же |
Продолжение таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 3-1/8 | То же др. тип подземного оборудования | То же |
| КР 3-1/9 | Ликвидация аварии из-за коррозионного износа НКТ | То же |
| КР 3-1/10 | Ревизия и замена глубинного оборудования | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 3-1/11 | Замена устьевого оборудования | То же |
| КР 3-1/12 | Восстановление циркуляции при спущенном в скважину ЭЦН, ЭВН, ЭДН и др. | То же |
| КР 3-1/13 | То же ШГН (ШВН) | То же |
| КР 3-1/14 | То же НКТ | То же |
| КР 3-1/15 | Промывка забоя скважины | Прохождение шаблона до необходимой глубины. |
| КР 3-2 | Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной | Герметичность колонны в интервале работ фрезером |
| КР 3-3 | Очистка забоя ствола скважины от посторонних предметов | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 3-4 | Очистка ствола и забоя скважины от парафиногидратных отложений, солей, песчаных и гидратных пробок | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 3-5 | Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин | Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий |
| КР 3-6 | Восстановление циркуляции в эксплуатационной колонне и НКТ | То же |
| КР 3-7 | Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе ремонта скважин | Прохождение шаблона до необходимой глубины |
| КР 3-7/1 | Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии, допущенной в процессе ремонта скважины | То же |
| КР 3-7/2 | То же УЭДН | То же |
| КР 3-7/3 | То же УЭВН | То же |
| КР 3-7/4 | То же ШГН | То же |
| КР 3-7/5 | То же УШВН | То же |
Продолжение таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 3-7/6 | То же НКТ | То же |
| КР 3-7/7 | То же пакера | То же |
| КР 3-7/8 | То же др. тип подземного оборудования | То же |
| КР 4-1 | Переход на нижележащий горизонт | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 4-2 | Переход на вышележащий горизонт | То же |
| КР 4-3 | Проведение приобщения пластов дострелом для совместной эксплуатации | То же |
| КР 4-4 | Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом, с увеличением диаметра или глубины скважины. | То же |
| КР 5-1 | Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей | Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды. |
| КР 5-2 | Внедрение и ремонт установок систем комплексов защиты пласта типа КЗП-140, КЗП-146, КЗП-168 и др. | То же |
| КР 6-1 | Зарезка и бурение бокового ствола в аварийной скважине | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 6-2 | Зарезка и бурение бокового ствола в преждевременно обводненной или низкопродуктивной скважине | То же |
Продолжение таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 6-3 | Зарезка бокового или продолжение ствола скважины с переходом на горизонтальный участок в преждевременно обводненной или низкопродуктивной скважине | То же |
| КР 6-4 | Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения нефтеотдачи пластов | То же |
| КР 6-5 | Зарезка и бурение бокового ствола в многоствольной скважине с проводкой горизонтального участка в продуктивном пласте | То же |
| КР 6-6 | Зарезка и бурение бокового горизонтального ствола в аварийной скважине | То же |
| КР 7-1 | Проведение кислотных обработок | Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. |
| КР 7-2 | Проведение ГРП | То же |
| КР 7-2/1 | На пропанте | То же |
| КР 7-2/2 | На кислоте | То же |
| КР 7-2/3 | На пропанте с одновременным отключением обводненных интервалов пласта | То же |
| КР 7-2/4 | На пропанте с переходом на нижележащий горизонт | То же |
| КР 7-2/5 | На пропанте с переходом на вышележащий горизонт | То же |
| КР 7-2/6 | На кислоте с одновременным отключением обводненных интервалов пласта | То же |
| КР 7-2/7 | На кислоте с переходом на нижележащий горизонт | То же |
| КР 7-2/8 | На кислоте с переходом на вышележащий горизонт | То же |
Продолжение таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 7-2/9 | ГРП по технологии «surgi-frac» | То же |
| КР 7-3 | Проведение гидропескоструйной перфорации | Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. |
| КР 7-4 | Виброобработка призабойной зоны | То же |
| КР 7-5 | Термообработка призабойной зоны | То же |
| КР 7-6 | Промывка призабойной зоны растворителями и растворами ПАВ | То же |
| КР 7-7 | Обработка призабойной зоны термогазохимическими методами | То же |
| КР 7-8 | Проведение реперфорации и торпедирование существующих интервалов перфорации | То же |
| КР 7-9 | Проведение перфорации на ранее неработающий интервал разрабатываемого объекта | То же |
| КР 7-10 | Комплексное воздействие на призабойную зону пласта (перфорация+СКО, СКО+виброобработка и т.п.) | То же |
| КР 7-11 | Проведение УОС и его модификаций | То же |
| КР 7-12 | Проведение КИИ, ИПТ и т.п. | То же |
| КР 7-13 | Вызов притока свабированием, желонкой, заменой жидкости, компрессированием | То же |
| КР 7-14 | Опытные работы по испытанию новых видов скважинного оборудования | То же |
| КР 7-15 | Прочие виды обработки призабойной зоны (гидрофобизация, обработка эмульсиями и т.п.) | То же |
Продолжение таблицы 6.2
КР 8 Исследование добывающих скважин и скважин спец. фонда
КР 9 Перевод скважины на использование по другому назначению
КР 10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
Продолжение таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 10-5/2 | Промывка в пара- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок | Восстановление приемистости |
| КР 10-6 | Бурение бокового ствола нагнетательной скважины | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 10-7 | Обработка призабойной зоны пласта | Обеспечение приемистости |
| КР 10-7/1 | Проведение ГРП | То же |
| КР 10-7/2 | Восстановление приемистости нагнетательной скважины с применением кислотных обработок | Восстановление приемистости |
| КР 10-7/3 | Реперфорация существующих интервалов перфорации нагнетательной скважины | Восстановление приемистости |
| КР 10-7/4 | Проведение перфорации на не вовлеченный ранее в разработку объект | Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. |
| КР 10-7/5 | Прочие виды работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин | Восстановление приемистости |
| КР 10-8 | Оценка технического состояния нагнетательных скважин | Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. |
| КР 10-9 | Смена пакера в нагнетательной скважине | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 10-10 | Смена компоновки в нагнетательной скважине | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 11-1 | Консервация скважин | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 11-2 | Расконсервация скважин | То же |
| КР 12-1 | Ликвидация скважин без наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной | Выполнение запланированного объема работ |
| КР 12-2 | Ликвидация скважин с наращиванием цементного кольца за эксплуатационной колонной | То же |
Окончание таблицы 6.2
| 1 | 2 | 3 |
| КР 12-3 | Ликвидация скважин при смещении эксплуатационной колонны | То же |