Технология текущего ремонта скважин
Текущий ремонт скважин организационно осуществляется цехом по подземному ремонту скважин (ЦПРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. Число участков и бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефте-газодобывающим управлением, механизированного фонда скважин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготовительные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад подземного ремонта, осуществляют следующие работы.
Подготовку площадки у устья скважины для работы бригады текущего ремонта.
Подготовку бетонной площадки для установки подъемного агрегата.
Установку в грунте якорных петель для крепления оттяжек от подъемной мачты или вышки агрегата.
Устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб и штанг.
Заготовку и транспортировку к скважине технологической и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреждения перелива, если в этом возникает необходимость.
Заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и промывку скважины.
Подготовку и расчистку прилегающей к скважине территории в радиусе примерно 40 м для размещения на ней культ-будки, осветительных прожекторов, барабана кабеленаматывателя (при ремонте скважины с ПЦЭН). В некоторых случаях подготовительная бригада принимает участие в установке оборудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовительная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает в одну или две смены. Бригада возглавляется мастером или начальником участка. Создание подготовительных бригад позволило повысить коэффициент использования оборудования, сократить его простои и время пребывания скважины в ремонте. Специализация работ повысила их качество исполнения. После установки агрегата и мачты бригада подземного ремонта приступает непосредственно к ремонту скважины. Работа бригады по текущему ремонту происходит по четко расписанной инструктивной карте. В ней расписаны все операции и их последовательность для каждого типового ремонта (ШСНУ, ПЦЭН, тип подъемного агрегата и пр.). В подземном ремонте скважин обычно преобладают спуско-подъемные операции. Поэтому при выполнении этих работ широко используются механизмы для свинчивания и развинчивания штанг и труб, а также автоматическая намотка кабеля на барабан ка-беленаматывателя.
Заключительные операции выполняются в порядке, обратном подготовительным. После сборки устьевой арматуры или подвески штанг к головке балансира скважина пускается в эксплуатацию. При наличии нескольких скважин, ожидающих ремонта, предпочтение отдается многодебитной скважине. Однако существуют математические методы планирования работ бригад текущего ремонта, в основе которых лежит один или несколько критериев (функций цели) и, в частности, такой важнейший, как минимум потерь нефти в целом по промыслу или НГДУ из-за ремонта и простоя в ожидании ремонта, связанного с определением оптимального числа бригад. В связи с ростом механизированного фонда скважин значение текущего ремонта скважин сильно возрастает. Объемы этих работ по отрасли растут очень быстро, и всякая рационализация этого вида работ существенно сказывается на экономических показателях деятельности нефтепромысловых управлений. В этом отношении целесообразно более широкое использование различных вспомогательных агрегатов на колесном ходу как для подготовительных работ (1ПАРС), так и для механизированной установки якорей-оттяжек (АМЯ-6Т). Ускорение спуско-подъ-емных операций достигается путем использования автоматов и увеличением мощности подъемных агрегатов, что позволяет повысить скорости подъема талевого блока и извлекаемых труб. Однако определяющая роль в проблеме сокращения темпов роста работ по текущему ремонту скважин остается за увеличением надежности работы оборудования скважин, используемого при добыче нефти.
Дата добавления: 2015-05-16 ; просмотров: 1403 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Текущий ремонт скважин (ТРС)
К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенных в табл. 1.
Вид работ по текущему ремонту скважин
Технико-технологические требования к сдаче
ТР 1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
Ввод фонтанных скважин
Ввод газлифтных скважин
Ввод скважин, оборудрванных ШГН
Ввод скважин, оборудованных ЭЦН
Выполнение запланированного объема работ
Выполнение запланированного объема работ
Выполнение запланированного объема работ
Выполнение запланированного объема работ
ТР 2 Перевод скважин на другой способ эксплуатации
Фонтанный — газлифт
Газлифт — ШГН
Газлифт — ЭЦН
Прочие виды перевода
Выполнение запланированного объема работ
Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче
Нормальная подача и напор
Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче
Нормальная подача и напор
Нормальная подача и напор
Нормальная подача и напор
Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача и напор
ТР 3 Оптимизация режима эксплуатации
Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
Достижение цели ремонта
Достижение цели ремонта
ТР 4 Ремонт скважин оборудованных ШГН
Ревизия и смена насоса
Устранение обрыва штанг
Замена полированного штока
Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Ревизия, смена устьевого оборудования
Нормальная работа насоса по динамограмме
Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
Достижение цели ремонта. Нормальная подача насоса
Достижение цели ремонта. Нормальная подача насоса
Достижение цели ремонта. Нормальная подача насоса
ТР 5 Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
Ревизия и смена насоса
Устранение повреждения кабеля
Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Ревизия, смена устьевого оборудования
Нормальная подача и напор
Нормальная подача и напор
Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса
Достижение цели ремонта
Достижение цели ремонта
ТР 6 Ремонт фонтанных скважин
Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Смена, ревизия устьевого оборудования
Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса
ТР 7 Ремонт газлифтных скважин
Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов
Ревизия, смена устьвого оборудования
Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса
Ревизия и смена оборудования артезианских и поглащающих скважин
Выполнение запланированного объема работ
ТР 9 Очистка, промывка забоя
Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)
Достижение цели ремонта
Достижение цели ремонта
Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
Выполнение запланированного объема работ
Прочие виды работ
Выполнение запланированного объема работ
Подготовительные работы к текущему ремонту скважин
· Глушат скважину (при необходимости).
· Производят передислокацию оборудования и бригады.
· Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов.
· Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг.
· Устанавливают индикатор веса.
· Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины.
· Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины.
· В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающим противодавление на пласт.
· При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину, и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в ремонтно-механических мастерских ЦБПО.
· При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую трубу, на стыках труб и муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.
Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами
· Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.
· Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.
· Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток.
· Устанавливают штанговый крюк на талевsй блок.
· Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.
· Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.
· Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.
· Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.
· Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автоматического ключа.
· Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.
· Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
· Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.
Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
· Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди».
· Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.
· Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).
· Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.
· Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса (клямсы) с помощью спецкрючка.
· Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.
· Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.
Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.
· Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы — спускной клапан.
· В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.
· После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.
· Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.
· Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал.
Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок
· Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок, гидробура и др.
· Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при обратной промывке.
· Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.
Источник
Подготовительные работы к текущему ремонту скважин
· Глушат скважину (при необходимости).
· Производят передислокацию оборудования и бригады.
· Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов.
· Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг.
· Устанавливают индикатор веса.
· Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины.
· Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины.
· В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающим противодавление на пласт.
· При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину, и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в ремонтно-механических мастерских ЦБПО.
· При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую трубу, на стыках труб и муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.
Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами
· Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.
· Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.
· Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток.
· Устанавливают штанговый крюк на талевsй блок.
· Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.
· Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.
· Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.
· Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.
· Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автоматического ключа.
· Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.
· Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
· Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.
Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
· Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди».
· Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.
· Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).
· Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.
· Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса (клямсы) с помощью спецкрючка.
· Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.
· Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.
Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ
· Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы — спускной клапан.
· В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.
· После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.
· Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.
· Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал.
Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок
· Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок, гидробура и др.
· Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при обратной промывке.
· Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.
Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.
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.
Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с.
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.
Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.
Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл. 1.
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)
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Источник