Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин
Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п. 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.
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.
Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.
Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.
Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.
Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.
Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте— и газодобывающим предприятиям составляет 0,94 -0,98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.
Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту (НГДУ). Организация вахтовая — 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.
Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Межремонтный период — эксплуатация — скважина
Межремонтный период эксплуатации скважин — комплексный показатель уровня технологической дисциплины и степени технического совершенства оборудования, используемого для подъема нефти из скважин, он равен промежутку времени между двумя последовательно проводимыми ремонтами. [1]
На межремонтный период эксплуатации скважин влияет чрез вычайно большое число факторов, охватывающих геолого-физические, технические и технологические условия их эксплуатации. Поэтому для прогнозирования причин выхода скважин из строя и определения ожидаемых сроков и видов ремонтных работ применяют методы анализа работоспособности оборудования скважин, основанные на использовании математической статистики, теории надежности и теории массового обслуживания. [2]
Под межремонтным периодом эксплуатации скважин подразумевается отрезок времени ( период фактической или планируемой их эксплуатации) между последовательно проводимыми подземными ремонтами. [3]
Сокращение времени на подземные ремонты увеличивает межремонтный период эксплуатации скважин , что дает возможность не только сократить расходы на подземный ремонт, но и увеличить добычу нефти. Кроме того, применение МСПД предохраняет трубы и особенно штанги от повреждений при укладке на мостки. [4]
Использование технологии позволяет предотвратить вынос пластового песка, увеличить межремонтный период эксплуатации скважин и сократить затраты на текущий и капитальный ремонт скважин. [5]
Комплексное применение разработок позволило повысить успешность ремонтных работ, значительно увеличить межремонтный период эксплуатации скважин без межколонных газопроявлений, снизить объем выбросов природного газа в атмосферу и затраты на ремонт. [6]
В последние годы в ряде нефтяных компаний уделяют пристальное внимание проблеме повышения межремонтного периода эксплуатации скважин . Так, проведенные организационно-технические мероприятия в 1996 — 2001 гг. в ОАО ТНК — Сибирь позволили снизить число отказов УЭЦН и таким образом увеличить наработку на отказ с 200 сут. Пик роста наработки на отказ пришелся на 1998 — 2001 гг., когда существенно вырос этот показатель. Было установлено, что дальнейшее увеличение наработки на отказ возможно только путем совершенствования конструкции УЭЦН и повышения износостойкости рабочих поверхностей насосов. [7]
Разумеется, на величину коэффициента эксплуатации существенное влияние оказывает надежность глубиннонасосного оборудования, величина межремонтных периодов эксплуатации скважин , сложность и продолжительность подземных ремонтов, а также специфические особенности работы оборудования различных типов. [8]
Разумеется, на величину коэффициента эксплуатации существенное влияние оказывает надежность глубиннонасосного оборудования, величина межремонтных периодов эксплуатации скважин , сложность и продолжительность подземных ремонтов, а также специфические особенности работы оборудования различных типов. [9]
Применение тампонажного цемента типа ЦТОК позволяет качественно цементировать скважины со сложными геолого-техническими условиями, увеличить межремонтный период эксплуатации скважин . Вследствие гидрофобности керогена цемент типа ЦТОК отличается повышенной сохраняемостью. Коррозионная стойкость камня обеспечивается химической стойкостью керогена и сравнительно низким водосодержанием ( В / Ц) раствора. [10]
Применение тампонажного цемента типа ЦТОК позволяет качественно цементировать скважины со сложными геолого-техническими условиями, увеличить межремонтный период эксплуатации скважин . Вследствие гидрофобное керогена ЦТОК отличается повышенной сохраняемостью. Коррозионная стойкость камня обеспечивается химической стойкостью керогена и сравнительно низким водосодержанием ( В / Ц) раствора. [11]
Внедрение разработанной технологии позволило повысить успешность операций по ликвидации или снижению межколонных газопроявлений, увеличить межремонтный период эксплуатации скважин и снизить затраты на проведение повторных ремонтов в более чем семь раз, а также значительно снизить объем выбросов природного газа в атмосферу, улучшить охрану окружающей среды. [13]
Полную очистку скважины от отложений гипса следует рассматривать как один из основных факторов, значительно увеличивающих межремонтный период эксплуатации скважины . Это обусловлено тем, что при неполной очистке скважины оставшиеся после ее обработки кристаллы гипса становятся центрами кристаллизации, способствующими ускорению процесса выпадения гипса при эксплуатации скважины. [14]
Для этих целей созданы магнитные устройства типа МУПС-1 и МУПС-2 и др., применение которых позволило увеличить межремонтный период эксплуатации скважин в 2 — 2 5 раза. [15]
Источник
Ремонт скважин межремонтный период
Исходными данными для планирования межремонтного периода скважин Мп служат установленные по технологическому режиму нормы расхода скважинных насосов, что по существу отражает число запланированных ремонтов скважин Р, а также запланированное по технологическому режиму время на их ре- [c.136]
По цехам и комплексам по добыче нефти и газа выполнение плана и социалистических обязательств по добыче нефти и газа ввод в эксплуатацию и сроки обустройства новых нефтяных и газовых скважин уровень межремонтного периода скважин (общий) в закрепленной зоне выполнение планового коэффициента эксплуатации скважин. [c.159]
Исходными данными для планирования межремонтного периода скважин М служат установленные по технологическому режиму нормы расхода глубинных насосов, что по существу отображает число запланированных ремонтов скважин Р, а также запланированное по технологическому режиму время на их ремонт tp, включая время, затрачиваемое на промывку или чистку пробки в скважине. [c.192]
Коэффициент эксплуатации скважин определяется на основе анализа отчетных значений этого коэффициента с учетом осуществления мер по сокращению времени ремонта скважин, удлинению межремонтного периода за счет повышения качества ремонта, предупреждения аварий. [c.115]
Многие средства механизации, автоматики и телемеханики очень эффективны. Они позволяют увеличить межремонтный период работы оборудования и скважин, повысить коэффициент эксплуатации и на основе этого получить дополнительную добычу нефти. Уменьшается трудоемкость обслуживания аппаратуры и скважин, а в связи с этим сокращается численность рабочих. Все это дает возможность существенно повысить производительность труда и значительно улучшить экономические показатели добычи нефти и газа. Дополнительные капитальные вложения на внедрение средств автоматики и телемеханики окупаются в короткий срок. [c.48]
Рабочих бригад подземного ремонта премируют из фонда заработной платы за окончание ремонта скважин в срок по месячным результатам работы в размере до 15—20% сдельного заработка и за каждый процент среднемесячного ускорения — до 1,5—2% сдельного заработка. Показателем премирования рабочих бригад подземного ремонта может быть также выполнение и перевыполнение плана добычи нефти по обслуживаемым РИТС при условии выполнения норм времени на сдельных работах. Рабочих бригад капитального ремонта премируют за окончание всех работ по ремонту в срок и за каждый процент ускорения в тех же размерах, что и бригад подземного ремонта. Из ФМП их премируют за обеспечение межремонтного периода работы скважин по обслуживаемой РИТС до уровня, установленного планом, а также за соблюдение предельного-времени простоев скважин по причинам, зависящим от бригад подземного ремонта. [c.49]
Число остановок на ремонт подземного и наземного оборудования планируют на основе продолжительности межремонтного периода работы скважин (по видам ремонта смена насосов, чистка песчаных пробок и т. д.) с учетом возможности совмещения одних видов ремонта скважин с другими или ремонта подземного оборудования с ремонтом наземной техники. [c.225]
Задача работников нефтегазодобывающих предприятий, в том числе и работников, занятых подземным ремонтом скважин, заключается в том, чтобы сократить до минимума время, затрачиваемое на ремонт скважин, и тем самым сократить время остановок скважин. Поэтому каждое нефтегазодобывающее предприятие заинтересовано в сокращении количества и продолжительности ремонтов, т. е. в удлинении межремонтного периода работы скважин. [c.248]
Под межремонтным периодом работ ы скважин Мп подразумевается отрезок времени (период фактической или планируемой их эксплуатации) между двумя последовательно проводимыми подземными ремонтами. [c.248]
Межремонтный период работы скважин устанавливают на каждый квартал при утверждении технологического режима по скважинам действующего фонда с занесением запроектированной продолжительности межремонтного периода в ведомость технологического режима участка добычи нефти. [c.248]
В общем виде межремонтный период работы скважины выражается [c.249]
Также планируют межремонтный период работы компрессорной скважины. [c.249]
Так, средний межремонтный период работы скважин по предприятию в целом выразится [c.249]
Работники предприятия должны систематически разрабатывать и осуществлять такие мероприятия, которые всемерно удлиняли бы межремонтный период работы и повышали коэффициент эксплуатации скважин, обеспечивали бы их работу на установленном технологическом режиме, гарантировали бы качественный ремонт скважин и рост суммарной добычи нефти. [c.249]
Число остановок на ремонт подземного и наземного оборудования планируют на основе продолжительности межремонтного периода работы скважин (по видам ремонта смена насосов, чистка песчаных пробок [c.63]
Объем подземного (текущего) ремонта скважин в натуральном выражении планируют по видам ремонта, исходя из продолжительности межремонтного периода Т и затрат времени на проведение этих работ Т. Число ремонтов скважины (по видам) Р на календарный (плановый) период Тк составит [c.280]
Работники предприятия должны систематически разрабатывать и осуществлять мероприятия, способствующие увеличению межремонтного периода работы и повышению коэффициента эксплуатации скважин, обеспечению их работы на установленном технологическом режиме, гарантированию качественного ремонта скважин и росту суммарной добычи нефти. [c.283]
Задача работников нефтегазодобывающих предприятий, в том числе и занятых подземным ремонтом скважин, заключается в сокращении до минимума продолжительности ремонта скважин и сокращении времени их остановок. Поэтому каждое нефтегазодобывающее предприятие заинтересовано в увеличении межремонтного периода работы скважин Гм. 283 [c.283]
Все это подчеркивает важность установления факторов, оказывающих влияние на межремонтный период турбобура для их учета при нормировании буровых работ и решении вопросов экономики бурения скважин. [c.60]
Межремонтный период работы турбобуров зависит от конструктивных особенностей турбобуров и долот, физико-механических свойств проходимых пород, параметров режима бурения, диаметра скважины и вида бурения. [c.60]
Рассмотрим влияние вида бурения и диаметра скважины на межремонтный период работы турбобура. Эти вопросы изучены недостаточно и представляют определенный интерес, так как при нормировании буровых работ, анализе показателей бурения и экономическом исследовании процессов бурения скважин они во внимание не принимаются. [c.60]
Ввиду того, что межремонтный период работы турбобура при одинаковом долоте и методе бурения изменяется в весьма широких пределах вследствие влияния случайных причин, результаты промысловых данных были отработаны методами математической статистики, описанной в предыдущем параграфе. Для этого составляли вариационный ряд значений межремонтного периода работы турбобура в зависимости от вида бурения и диаметра скважины. После предварительного исключения из вариационного ряда грубых промахов для каждого варианта определяли среднее взвешенное значение признака, среднеквадратическое отклонение и предельную случайную погрешность, коэффициент вариации и степень точно сти при вероятности 0,80 и данном числе степеней свободы. [c.60]
Из табл. 10 следует, что полученным значениям критерия Стьюдента s соответствуют вероятности более 0,90. Следовательно, условия работы турбобура при бурении вертикальных и наклонных скважин, а также при изменении диаметра скважин существенно изменяются и характеризуются различным межремонтным периодом работы. [c.61]
При бурении наклонных скважин межремонтный период работы турбобура [c.61]
Для повышения межремонтного периода и эффективности работы турбобура при бурении наклонных скважин необходимо предотвратить возникновение или уменьшить величину отклоняющей силы до минимально необходимых значений. Для этого прк бурении с использованием прямой трубы следует обязательно применять стабилизаторы кривизны, а искусственное искривление ствола осуществлять отклоняющими компоновками, создающими технологически необходимые минимальные значения. отклоняющей силы на долоте. [c.62]
При расчете экономической эффективности бурения скважин с последующим расширением сметная стоимость 1 ч работы буровой установки скорректирована на изменение коммерческой скорости бурения, а также увеличение межремонтного периода работы турбобура. [c.168]
Погружные электронасосы — эффективное средство механизированной добычи нефти. Наиболее эффективной сферой их применения являются высокодебитные, сильно обводненные, глубокие и наклонные скважины. Погружные центробежные электронасосы обеспечивают высокие отборы жидкости, не требуют применения насосных штанг и громоздкого наземного оборудования, облегчают борьбу с отложениями парафина в подъемных трубах, увеличивают межремонтный период скважин, снижают трудоемкость обслуживания и подземного ремонта, эффективны при эксплуатации наклонно-направленных и морских скважин. [c.101]
Наиболее перспективным считается газлифтный способ эксплуатации скважин. Он дает возможность увеличить межремонтный период их работы в 6—8 раз по сравнению со скважинами, оборудованными погружными шланговыми насосами. [c.88]
Сокращение времени на подземные ремонты увеличивает межремонтный период эксплуатации скважин, что дает возможность не только сократить расходы на подземный ремонт, но и увеличить добычу нефти. Кроме того, применение МСПД предохраняет трубы и особенно штанги от повреждений при укладке на мостки. [c.197]
Исходными данными для планирования межремонтного периода глубиннонасосных скважин Мп служат установленные по технологическому режиму нормы расхода глубинных насосов, [c.248]
Для определения среднего межремонтного периода работы скважин по участку (РИТСу, предприятию) М . ср из общего календарного времени работы всех действующих скважин 2/к вычитают общее время, планируемое на ремонт скважин Б р. Полученное таким образом количество скважино-дней эксплуатации делят на суммарное количество запланированных ремонтов по скважинам действующего фонда Р (за вычетом ремонтов, связанных с освоением скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения и бездействия). [c.249]
Стабилизаторы кривизны были созданы для поддержания достигнутых зенитного угла и азимута искривления наклонных скважин. Исходя из этого основного назначения стабилизаторов кривизны, эффективность использования их обычно определяли за счет сокращения объема работ с отклонителем из-за изменения зенитного угла и азимута искривления наклонного ствола. Дальнейшие исследования авторов данной работы совместно с другими специалистами показали, что при использовании стабилизаторов кривизны достигается также дополнительный экономический эффект за счет улучшения показателей работы трехшарошечных долот и увеличения межремонтного периода работы турбобуров вследствие предотвращения возникновения или уменьшения -величины боковой отклоняющей силы на долоте. Практические наблюдения показывают, что при использовании этих приспособлений также сокращаются случаи прихвата забойных двигателей за счет уменьшения поверхности контакта со стенками скважины. [c.40]
При турбинном бурении наклонных и вертикальных скважин техникотэкономические показатели бурения во многом зависят от стойкости осевых опор турбобуров. В современных конструкциях турбобуров осевая опора является наименее устойчивым узлом. Ее стойкость предопределяет межремонтный период работы турбобура. Преждевременный износ элементов осевой опоры турбобура снижает параметры последнего и воспринимаемую им осе- [c.59]
На рис. 10 представлена зависимость межремонтного периода работы турбобура Т12МЗ-9″ от диаметра скважин при вертикальном и наклонном бурении. [c.61]
| Рис. 10. Зависимость межремонтного периода работы турбобура Т12МЗ-9″ от диаметра долота при бурении наклонных (1) и вертикальных (2) скважин |  |
Все эти явления снижают приемистость турбобура к осевой нагрузке. Поэтому бурение наклонных скважин по сравнению с вертикальными скважинами протекает при сравнительно меньших осевых нагрузках на долото. Заметим, что породы сураханской свиты относятся к категории мягких и частично средних со сравнительно высоким коэффициентом пластичности. Это увеличивает моментоемкость долот, и бурение даже вертикальных скважин протекает при меньших осевых нагрузках по сравнению со значе- ниями гидравлических нагрузок на пяту турбобура. Поэтому в процессе бурения не удается полностью разгрузить пяту турбобура и она находится постоянно в нагруженном состоянии. Поскольку при бурении наклонных скважин наличие отклоняющей силы на долоте еще больше увеличивает его моментоемкость и приводит к дополнительным потерям момента на преодоление трений в радиальных и осевых опорах турбобура, то последние при этом работают при более высоком нагруженном состоянии. Кроме того, при бурении наклонных скважин возрастают осевая и радиальная вибрации вала турбобура, а также степень неравномерности подачи бурильного инструмента. Эти обстоятельства и приводят к уменьшению межремонтного периода работы турбобура в наклонном бурении. [c.62]
Выявленное значительное изменение межремонтного периода работы турбобура в зависимости от вида бурения и- диаметра скважины будет сказываться на величине стоимости 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени. Скоррек-тирование величины последней рекомендуется производить по формуле (23). [c.63]
Источник