Общие сведения о видах ремонтных работ

Ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической рабо­ты скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составля­ет 0,94-0,98.

Текущий ремонт скважин условно можно разделить на подземный и капитальный. Подземный ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и вос­становительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологи­ческих режимов эксплуатации скважин, вызванных возможны­ми неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планиру­ется заблаговременно и проводится в соответствии с графика­ми ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызван­ный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжи­тельность фактической эксплуатации скважины от предыдуще­го ремонта до последующего. Эта продолжительность опреде­ляется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в дан­ной скважине.

Основными путями повышения К_э (что равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Подземный ремонт скважин связан с подъемом из скважины и спуском оборудования, инструмента, различных приборов, а также с закачкой в скважину технологических жидкостей.

Для этого применяются следующие способы ремонта:

-с помощью скважинного трубопровода, собираемого из от­дельных труб;

-с помощью скважинного трубопровода из гибких труб, нама­тываемых на барабан;

-с использованием канатной техники или на кабеле.

Для доставки технологических жидкостей используются скважинные трубопроводы, межтрубное (если скважинных трубопроводов несколько) и затрубное пространство. Как пра­вило, при применении нескольких скважинных трубопроводов, их размещают концентрично по типу “труба в трубе”. Парал­лельное подвешивание требует больших диаметров обсадных колонн и специального оборудования, например пакеров с дву­мя параллельно расположенными стволами. Поэтому такое подвешивание не нашло широкого применения в нашей стране.

Подземный ремонт может проводиться при открытом и за­крытом или герметизированном устье.

В первом случае скважину необходимо останавливать путем ее глушения и замещения внутрискважинной жидкости на бе­зопасную жидкость с целью снижения ее агрессивного воздей­ствия на бригаду подземного ремонта и окружающую среду. Глушение скважины, как правило, существенно ухудшает со­стояние призабойной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита.

Во втором случае ремонт производится без глушения сква­жины, что не приводит к снижению ее дебита после ремонта, улучшает условия работы бригады подземного ремонта и сни­жает вероятность загрязнения окружающей среды. Но при этом требуется сложное дорогостоящее оборудование, включа­ющее устьевые превенторы и уплотнение устья, способное обеспечивать герметичный пропуск труб с муфтами. Кроме то­го, в отличие от ремонта при открытом устье, где спуск обору­дования происходит под его собственнымвесом, в этом случае необходимо использование специальных устройств на устье, обеспечивающих создание осевой нагрузки на трубы для про­талкивания колонны в скважину при больших давлениях на нем.

Капитальный ремонт скважины

Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и К.РС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.

В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.

Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.

Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловиль-ного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования иочисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными колонковыми долотами или трубными фрезами.

При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня. В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность.

Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако передача этих работ в ведение специализированной организации существенно повышает их успешность. Существует множество технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол.

Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические средстваи оборудование. Эффективность выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей. По мере старения фонда скважин, роста обводненности их продукции и увеличения доли механизированной добычи необходимость в ремонте возрастает и выполнение этих работ традиционными методами становится трудно осуществимой задачей. В связи с этим разработаны новые технологические приемы, сокращающие трудовые и материально-технические средства на ремонт скважин.

2.2 Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин

Согласно принятой в ОАО «Татнефть» классификации подземные ремонты разделены на следующие основные причины:

ГТМ. Ремонты вызваны необходимостью проведения геолого-технических мероприятий на «работающих» скважинах, включённых в инвестиционную программу, или проведением экспериментальных работ, утверждённых согласно действующему в ОАО «ТН» положению.

Изменение условий разработки. Ремонты вызваны необходимостью проведения оптимизации режима «работающих» скважин (смена насоса или способа эксплуатации) по причине существенного изменения величины пластового давления в течение 1-3 месяцев.

Отказы оборудования. Ремонты связаны с выходом из строя ГНО по технической причине (низкая надёжность или брак оборудования, отработан ресурс, неоптимальная компоновка или режим эксплуатации).

Отказы по НКТ. При определении причин по данной группе отказ должен подтверждаться:

-опрессовкой НКТ до или во время ПРС, либо заключением по результатам исследования с помощью РГД (для УЭЦН);

-результатами ревизии НКТ в ПРЦГНО (с указанием причины отбраковки в ПДС, акте на ПРС, гарантийном паспорте на НКТ).

Отказы по штангам. На каждый ремонт по отказу штанг необходимо составлять акт расследования причины отказа штанг независимо от срока наработки (бланк формируется в КИС «АРМИТС»). Расследованию также подлежат обрывы (отвороты) полуштанг, полированных и насосных штоков.

Отказы ШГН. Причина отказа ШГН определяется в ПРЦГНО с записью ответственных лиц в гарантийном паспорте.

Отказы ЭПН, УВШН. Причина отказа определяется по результатам демонтажа, ревизии и восстановления установки в ЦБПО по ЭПУ с записью в гарантийном паспорте и внесением информации в базу КИС «АРМИТС».

Отказы по устьевому оборудованию. Причина применяется только в случае невозможности эксплуатации скважины из-за отказа наземного оборудования (при исправном ГНО).

Отказы дополнительного оборудования. Применяются при исправном основном ГНО.

Эксплуатационные отказы. Отказы оборудования обусловлены воздействием осложняющих факторов (АСПО, ВНЭ, песок, соли и т.д.). При этом не произошел отказ ГНО по технической причине.

Парафиноотложение. Причина ремонта должна подтверждаться актом на расследование (независимо от срока наработки) и хим. анализом отложений. Бланк акта на расследование формируется в КИС «АРМИТС».

Отложение солей. При выявлении отложений солей необходимо проводить отбор проб и их хим. анализ, с последующей разработкой мероприятий по предотвращению их выпадения.

Механические примеси. Причина применяется при выносе песка и др. материала из пласта и гидроабразивном воздействии на ГНО. Необходим отбор проб, их анализ и разработка мероприятий по снижению выноса мех. примесей или снижению их влияния на работу ГНО.

Наличие эмульсии. Причина ремонта должна подтверждаться результатами подъёма ГНО, осмотра и ревизии ГНО. Обязателен отбор проб и их хим. анализ на содержание воды и вязкости скважинной продукции.

Коррозия. Причины применяются в случае отказа ГНО по причине коррозии узлов и деталей ГНО.

Засорения. Группа причин отказа ГНО вследствие засорения не характерными для эксплуатации пластов материалами.

Прочие причины. Ремонты вызваны производственной необходимостью, например, извлечение ГНО.

Причина отказа скважины, оборудованной УШГН, в обязательном порядке согласовывается с технологической службой ПРЦГНО и подтверждается записями в гарантийном паспорте на ШГН. Окончательное заключение о причине ремонта на скважине, отработавшей гарантийный срок, производят технологические службы ЦПРС и ЦДНГ (ЦППД) с соответствующими записями в гарантийных паспортах на УШГН в графе «Заключение о причине отказа УШГН».

При возникновении спорных ситуаций заключение о причине ремонта скважины с УШГН принимает отдел добычи НГДУ.

Практический опыт эксплуатации электропогружных установок в условиях ОАО «Татнефть» показал, что современные УЭЦН являются достаточно высоконадёжными, а средний МРП составляет более 900 суток. В немалой степени этому способствовало повышение качества расследования причин отказа УЭЦН со стороны технологических служб НГДУ и ЦБПО по ЭПУ и разработка соответствующих мероприятий по повышению их наработки. С учётом современных требований, расследованию полежат все случая выхода УЭПН из строя, в т.ч. не отработавшие гарантийный срок – комиссионно, отработавшие – специалистами ЦБПО по ЭПУ и ЦПРС.