Планирование капитального ремонта скважины

3 первых этапа при составлении плана работ на ремонт скважины

План работ на выполнение ремонта скважины является главным документом и основанием для выполнения любых операций на скважине.

План работ — разрабатывается в письменной форме Подрядчиком по текущему и капитальному ремонту скважин, согласовывается с Заказчиком и утверждается техническим руководителем подрядной организации (главным инженером).

В сегодняшней статье мы с вами начинаем серию блогов в которой я поделюсь собственным опытом составления планов работ, так как за время своей работы написал более 1000 планов на различные технологические операции, начиная от простой ревизии элементов фонтанной арматуры (далее — ФА) и, заканчивая, долгосрочными ремонтами связанными с ликвидациями аварии или ремонтно-изоляционными работами (далее — РИР) в скважинах.

С чего начинается составление плана работ

После получения наряд-заказа на скважину, (если вы пропустили, более подробно о наряд-заказах я писал в предыдущих статьях своего Дзена:

в первую очередь я изучаю информацию о том, какие работы необходимо выполнить на скважине, изучив перечень запланированных операций — инженер-технолог приступает к рассмотрению конструкции скважины, спущенного оборудования, глубине интервалов перфорации, устьевого оборудования.

Составление плана работ — начинается с внимательного изучения данных в наряд-заказе

Чем мы руководствуемся при составлении планов работ

Конечно же у нас есть документы, требования которых при составлении плана работ мы должны учитывать. На самом деле их очень много, но давайте выделим основные:

• Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП)
• Правила ведения ремонтных работ в скважинах
• Схемы обвязки устье скважины
• Внутренние нормативно-методические документы предприятий
• Руководства по эксплуатации, паспорта на применяемое оборудование

Определение необходимых материалов и оборудования для ремонта

Чтобы Вам стало более понятно, можно сравнить ремонт скважины с ремонтом автомобиля, ведь в нём абсолютно также в зависимости от поломки необходимы различные запасные части. Так и со скважиной, в зависимости от вида ремонтных работ нам могут понадобиться абсолютно разные материалы (химия для приготовления раствора глушения блокирующих составов или различных соляно-кислотных растворов и т.д.) и оборудование (будь то пакер, скрепер или ловильный инструмент).

Если у тебя сломался двигатель, то новые стойки в ремонте тебе не помогут. Так и со скважиной!

Внимательно изучив данные из наряд-заказа приступаем к определению того, что нам нужно для ремонта:

• Плотность раствора глушения

Для расчета плотности глушения нам необходима информация по текущему пластовому давлению (172,1атм), а также глубина по вертикали интервала перфорации (2695м).

Согласно требований ПБНГП столб раствора глушения должен создавать гидростатическое давление на забой скважины превышающее пластовое на величине не менее:

10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 метров

5% для скважин глубиной от 1200 метров

Исходя из всех вышеописанных требований, получаем:

(172,1 + (172,1*0,05))/9,81*2695=180,71/264,37=0,69г/см3. В данном случае плотность жидкости глушения меньше 1г/см3, принимаем за раствор глушения техническую воду с плотностью 1,01г/см3.

• Объем раствора глушения скважины

В соответствии с требованиями ПБНГП необходимо иметь запас раствора глушения в количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях бригады ТКРС, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для оперативного приготовления.

Объем глушения рассчитывается по формуле V=(Hгно*Vэк)-Vводоизм, где

Hгно — глубина спуска оборудования

Vэк — объем 1 погонного метра эксплуатационной колонны

Vводоизм — водоизмещение металла НКТ

• Необходимость установки блокирующего состава

Исходя из полученной плотности раствора глушения можно сделать вывод, что данная скважина, вероятнее всего, будет поглощать раствор плотностью 1,01г/см3, так как гидростатическое давление, создаваемое раствором воды будет превышать пластовое примерно на 30%.

Поэтому мы запланируем установку блокирующего состава перед глушением скважины.

Блокирующий состав — это смесь полимеров и кислоторастворимых кольматантов, которая позволяет исключить поглощение жидкости глушения, предотвратить загрязнение призабойной зоны пласта, а также обеспечить быстрый выход скважины на режим после завершения ремонта.

• Количество циклов глушения скважин

В зависимости от глубины спуска насоса или НКТ возможно глушение скважины в два и более циклов. Объем жидкости глушения для первого цикла должен быть не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса до устья.

При глушении скважины в 2 и более циклов, скважина закрывается и ставится на отстой для замещения жидкости, находящейся ниже глубины спуска насоса или НКТ. Время технологического отстоя зависит от расстояния между низом насоса или НКТ. Среднее время замещения жидкости в скважине составляет 144м/ч. То есть если расстояние составляет — 500 метров, то технологический отстой составит 3,5 часа.

На этом мы закончим сегодняшнюю статью и продолжим уже завтра.

Ставьте лайки, пишите комментарии, подписывайтесь на мой блог, чтобы своевременно узнавать о выходах новый статей. Будет интересно.

Источник

69. Планирование капитального ремонта скважин.

Капитальный ПРС имеет свои особенности в связи с тем, что работы проводят по восстановлению работоспособного состояния эксплуатационного горизонта и подземной части оборудования, а также проведения мероприятий по охране недр.

План по КРС включает:

1. Производственную программу;

2. план по труду;

3. план по себестоимости.

Производственная программа отражает все особенности цеха и планирует показатель продукции – количество законченных КРС, коэффициент производительного времени и показатели объема производства.

Основными показателями КРС является:

— законченной КРСкважины – считается скважина, в которой после проведения необходимых ремонтных работ и опробирования получен установленный дебит и которая принята промыслом для дальнейшей эксплуатации. К законченным КРС относятся также такие, которые после капитального ремонта используются как нагнетательные, наблюдательные или контрольные и те, у которых установлена полная непригодность дальнейшего использования и принято решение о ликвидации;

, где

Н_д 1 — средняя продолжительность одного капитального ремонта в нормо-днях;

Н_дп – объем работ по переходящим на планируемый год скважинам;

С_п – количество переходящих ремонтом скважин.

— коэффициент производительного времени представляет собой отношение производительного времени по капитальному ремонту ко всему календарному времени ремонтных работ.

— показатели объема производства:

объем производства в КРС выражается в бригадо-днях, в нормо-днях и в стоимостном выражении.

1) Объем работ в бригадо-днях (Бд) определяется умножением количества бригад (Б) на календарное число дней в планируемый период (tк)

;

2) объем работ в нормо-днях (Н_д) определяется умножением объема в бригадо-днях (Б_д) на коэффициент производительного времени (К_п)

Для всех бригад капитального ремонта скважин, исходя из количества календарных дней в году, составляется план-график, для производства непредвиденных и ненормируемых работ планируются «окна».

Для определения объема работ по КРС в денежном выражении составляются индивидуальные сметы на КРС по нормам и единичным расценкам текущего года. Единичные расценки на отдельные виды работ, материалы и т.д. определяются на основании отчетных данных, исходя из объема работ.

При формировании материалов для КРС выдают и несут ответственность за полноту и достоверность предоставления следующих данных следующих служб:

геологическая служба: цель ремонта – дебет и обводненность, данные о бурении, данные геофизических исследований виды работ которые необходимо сделать, категории опасности скважин и т.д.

технологическая служба: компоновка спущенного в скважину ГНО, виды отложений и рекомендации по их очистке, засоренность забоя, компоновка ГНО, акт расследований аварий, схема проезда на скважины и т.д.

макшейдерско-геологическая служба: несут информацию за схемы подземных коммуникаций.

В ОАО «Татнефть» составляется, план работ по КРС для каждого НГДУ на определенный период, который направляется, в АУПНП и КРС где производится сопоставление заданного объема работ с фактически выполненными работами за истекший период. В свое время АУПНП и КРС изучив вариант разбивки плана на определенный период, делает выводы, достаточно ли выделено средств – согласно показателям средней стоимости ремонта по номенклатуре.

Смета состоит из шести разделов:

З/плата;(основная и дополнительная)

Оплата заливочных и продавочных агрегатов и тракторов – подъемников;

Прокат бурового оборудования и труб;

Услуги; (услуги КИП, электрометрические работы)

На основании производственной программы и смет на КРС с учетом переходящих и незавершенных скважин определяется объем работ по КРС в денежном выражении.

Источник

Планирование капитального ремонта скважины

Правила ведения ремонтных работ в скважинах

Дата введения 1997-11-01

РАЗРАБОТАНЫ открытым акционерным обществом «НПО «Бурение»

СОГЛАСОВАНЫ Федеральным горным и промышленным надзором России. Письмо N 10-13/270 от 22.05.97

УТВЕРЖДЕНЫ Минтопэнерго России, заместитель министра В.В.Бушуев, 18.08.97

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.

1.2. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.

1.3. Ремонтные работы в зависимости от назначения подразделяют на капитальные (КРС), включающие работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты (приложение 1).

1.4. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

1.4.1. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения [1].

1.4.2. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.5. Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических, артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его как ремонт газовых скважин.

1.6. При ремонте газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз. Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.7. Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

1.8. При ремонте скважин, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, регламентированные специальными документами [2].

1.8.1. Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, содержащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной среде при установленных проектом параметрах.

1.9. Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Исключение составляют аварийные ситуации с последующим оповещением вышестоящей организации.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

2.1. Гидродинамические исследования

2.1.1. Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

2.1.2. Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

2.1.3. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл.1.

Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления

Поинтервальные гидроиспытания колонны

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании

Снижение и восстановление уровня

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине

Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне

Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости

Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2.1.4. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу).

2.2. Геофизические исследования

2.2.1. Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [3] и его приложениях.

2.2.2. Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с РД [1].

2.2.3. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны, — передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч — в письменном виде. В заключении геофизического предприятия приводятся результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований указываются причины.

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5.1. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

2.2.5.2. Основная цель исследования — определение источников обводнения продукции скважины.

2.2.5.3. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминерализованной водой эти задачи решаются ИНМ по изменениям до и после закачки в скважину минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в комплексе с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.

2.2.5.5. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации — подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

2.2.5.6. Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасышенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минерализации. По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м раствора на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7. Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

2.2.5.8. При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

2.2.6.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерируюших устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

2.2.7. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1) в интервале объекта разработки — снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2) при исправлении негерметичности колонны — результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, — отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1) при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования — путем повторных исследований методами цементометрии;

2) при ликвидации межпластовых перетоков — исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1. Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

2.3.2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

2.3.3. При проведении работ в соответствии с пп.2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

2.3.5. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п.2.2.8.

2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

Источник