Введение. Ремонт скважин. Классификация оборудования для ремонта скважин.

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 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 Ti в сутках к общему календарному времени Тю анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,

(1.1)

 

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 Кэ_э будет определяться отношением

 

 

 

 

(1.2)

 

Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ПЦЭН, ШСН), 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 (1.2).

Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему предприятию также пользуются формулой (1.2). 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 ПЦЭН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению Кэ_э по скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с Кэ по скважинам, оборудованным ШСН. 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 ШСН, 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 Ti между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине:

(1.3)

 

где ai - 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

(1.4)

 

где Тк1 - календарное время работы i - й скважины, сут; Tpi - продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Тю, сут.

В круглых скобках числителя (1.4) указана продолжительность работы в сутках i - й скважины в течение анализируемого времени. Из (1.4) видно, что продолжительность ремонта также влияет на величину МРП.

Величина МРП в разных районах при разных способах эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для штанговых насосных установок, работа которых осложнена наличием песка в жидкости (Баку), до нескольких лет при фонтанной эксплуатации.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

При текущем и капитальном ремонтах скважин выполняют большое число однотипных операций машинами, агрегатами одного и того же назначения, но с различными параметрами. Так, например, для спуско-подъемных операций при текущем ремонте необходимо оборудование с грузоподъемностью до 30-35 т., а при капитальном - 80 т. И более. Вместе с тем и в текущем и в капитальном ремонтах применяют одно и то же оборудование или инструмент, например элеваторы, ключи и т.п. Очень часто при капитальном ремонте используют инструменты, предназначенные для работ при текущем ремонте, при условии, что их параметры, например грузоподъемность, соответствуют требуемым условиям.

В целом оборудование и инструмент для подземного ремонта узкоспециализированные и имеют специфическую конструкцию, что вообще характерно для оборудования, используемого в нефтяной и газовой промышленности.

Особенности оборудования и инструмента обусловлены: необходимостью выполнения работ на глубинах от десятков до нескольких тысяч метров при весьма ограниченных диаметральных размерах скважины - порядка 0,25 м. и менее. Таким образом, отношение диаметра к длине составляет примерно 1:10000; необходимостью извлечения на поверхность колонны труб для крепления рабочего инструмента, его смены и выполнение каких-либо новых операций, поэтому спуск и подъем колонны труб превратились в самостоятельную группу операций, для выполнения которых создано большое количество машин и инструментов; сложным профилем скважин, в которых выполняются работы; высоким гидростатическим давлением, температурой, химически активными и агрессивными веществами, воздействующими на спущенные оборудование и инструмент.

Все многообразие машин и оборудования, используемых при подземном ремонте, можно разделить на две основные группы:

 

 

для спуско-подъемных операций; для технологических операций.

 

К текущему ремонту относятся следующие работы.

1. Планово-предупредительный ремонт.

2. Ревизия подземного оборудования.

3. Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

4. Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

5. Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

6. Очистка НКТ от парафина или солей.

7. Замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

8. Изменение глубины подвески насосной установки.

9. Подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

10. Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

11. Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. Бригады подземного ремонта работают круглосуточно (три смены) либо в две смены и даже в одну. В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы.

1. Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

2. Исправление нарушений в обсадных колоннах.

3. Изоляция пластовых вод.

4. Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

5. Забуривание второго ствола.

6. Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

7. Гидравлический разрыв пласта.

8. Солянокислотные обработки скважин.

9. Термическая обработка забоя скважин.

10. Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн.

11. Операции по ликвидации скважин.

Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях (иногда и при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами (мастера по ловильным работам, по изоляционным работам, по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).

 

Основная литература 1 [стр.547-557]; 2 [стр.173-175]; 3 [cтр.282-290].

Контрольные вопросы:

1. Что оценивает коэффициент эксплуатации.

2. Как определяется межремонтный период.

3. Какие виды работ относятся к текущему ремонту.

4. Какие виды работ относятся к капитальному ремонту.

5. Что входит в состав комплекса оборудования для текущего ремонта скважин.

6. Что входит в состав комплекса оборудования для капитального ремонта скважин.

7. Чем обусловлена особенность оборудования и инструмента капитального ремонта.

 

Тема лекции 2