- •Глава 1 Планування й організація підземного ремонту свердловин 11
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт 87
- •Глава 3. Обладнання та інструмент для підземного ремонту свердловин 291
- •Глава 1 планування й організація підземного ремонту свердловин
- •1Класифiкацiя фонду свердловин та показники ефективностi його використання
- •1.1Класифiкацiя фонду свердловин
- •1.2Показники ефективностi використання фонду свердловин
- •1.3Шляхи зменшення втрат видобутку нафти і газу із-за ремонтів свердловин
- •2Причини та класифiкацiя ремонтiв свердловин
- •2.1Причини і види зношування свердловин та експлуатаційного устаткування
- •2.2Причини ремонту свердловин
- •2.3Класифiкацiя ремонтних робiт у свердловинах
- •3Система управлiння пiдземним ремонтом свердловин
- •3.1Служби ремонту свердловин
- •3.2Джерела фiнансування пiдземного ремонту
- •3.3Планування ремонтних робiт
- •3.4Органiзацiя виконання робiт з ремонту свердловин
- •3.5Оцiнка якостi виконання ремонту
- •3.5.1.Методика оцінки і показники якості
- •3.5.2.Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів
- •3.5.3.Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування
- •3.5.4.Методика підрахунку прибутку від вдосконалення технології і техніки капітального ремонту свердловин
- •3.6Аналiз I коректування виконання ремонтних робiт
- •3.7Стимулювання якостi I кiлькостi ремонтiв
- •3.8Контроль I облiк у процесi ремонту свердловин
- •4Планування об`ємiв робiт з поточного ремонту нафтових I газових свердловин
- •4.1Методика визначення об`ємiв ремонтних робiт за коефiцiєнтом частоти ремонтiв
- •4.2Методика визначення об`єму ремонтних робiт за мiжремонтним перiодом
- •5Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад
- •5.1Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад
- •5.2Методика на основі аналізу балансу сумарних економічних витрат
- •5.3Методика на основі застосування теорії масового обслуговування
- •6Методика оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •6.1 Мета оперативного планування
- •6.2Зміна дебіту свердловини в часі
- •6.3Розподіл свердловин за групами ремонтів
- •Свердловини, які економічно доцільно ремонтувати тільки після повного зносу насоса;
- •Свердловини, на яких економічно доцільно проводити планово-попереджувальні ремонти.
- •Qo qomin – рекомендується ремонтувати свердловину після повного зносу насоса (перша група);
- •6.4 Визначення економічно доцільних термінів проведення планово- попереджувальних ремонтів
- •6.5Встановлення черговості проведення поточних ремонтів
- •6.6Порядок оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт
- •2.1. Послiдовнiсть робiт з ремонту свердловин та їх реґламентація
- •2.1.1. Послiдовнiсть робiт з поточного ремонту свердловин
- •2.1.2. Послiдовнiсть робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.1.3. Реґламентація робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.2. Пiдготовчий та завершальний комплекси робiт з пiдземного ремонту свердловин
- •2.2.1. Пiдготовчий комплекс робiт з пiдземного ремонту
- •2.2.2. Завершальний комплекс робiт
- •2.2.3. Усунення негерметичностi обладнання гирла свердловини
- •2.3 Глушiння свердловин
- •2.3.1 Мета і способи глушіння свердловин
- •2.3.2 Вимоги до рідин глушіння
- •2.3.3 Рідини глушіння на водній основі
- •2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази
- •2.3.3.2 Водні рідини глушіння з твердою фазою
- •2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння
- •2.3.4 Рідини глушіння на вуглеводневій основі
- •2.3.5 Буферні блокувальні рідини
- •2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі
- •2.3.5.2 Блокувальні системи на вуглеводневій основі
- •2.3.5.3 Блокувальні інвертні крейдові дисперсії
- •2.3.6 Рідини глушіння свердловин і буферні рідини на основі крохмале-сольових гелів
- •2.3.7 Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини
- •2.3.8 Технології приготування рідин для глушіння свердловин
- •2.3.9 Технології глушіння свердловин
- •2.3.10 Особливості глушіння свердловин, продукція яких містить сірководень
- •2.3.11 Розрахунки, пов’язані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт
- •1. Розрахунок тиску на вибої свердловини, яка простоює
- •2. Визначення густини рідини глушіння
- •3. Оцінка відносного тиску в системі пласт - свердловина
- •3. Визначення зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб
- •4. Типовий розрахунок процесу підготовки і закачування розчину для глушіння свердловини
- •2.4 Дослiдження свердловин та обстеження їх стовбурів
- •2.4.1. Гiдродинамiчнi дослiдження негерметичностi експлуатацiйної колони
- •2.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
- •2.4.3 Обстеження стовбура свердловини
- •2.5 Освоєння свердловин
- •2.5.1 Освоєння нафтових свердловин
- •2.5.2 Особливості освоєння газових свердловин
- •2.5.3 Особливості освоєння горизонтальних свердловин
- •2.5.4 Особливості освоєння морських свердловин
- •2.5.5 Особливості освоєння нагнітальних свердловин
- •2.5.6 Вибирання допустимої величини депресії тиску під час викликання припливу
- •2.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і завершальних робіт
- •2.6.1 Вимоги з техніки безпеки під час виконання вантажно-розвантажувальних робіт і транспортування обладнання
- •2.6.2 Вимоги з техніки безпеки під час здійснення підготовчих робіт біля свердловин та експлуатації обладнання
- •2.6.3 Вимоги з техніки безпеки в процесі здійснення промислово-геофізичних і вибухових робіт
- •2.6.4 Техніка безпеки в процесі освоєння свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 3 обладнання та iнструмент для пiдземного ремонту свердловин
- •3.1 Класифiкацiя комплексу ремонтного обладнання та iнструменту I схема його розмiщення в робочiй зонi
- •8. Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт.
- •3.2 Пiднімальне обладнання
- •3.2.1 Вежi I щогли
- •3.2.2 Пiднімальнi механiзми
- •3.2.3 Талева система
- •3.2.4 Вибiр та експлуатацiйнi розрахунки пiднімального обладнання
- •3.3 Обладнання, яке використовується для обертання iнструменту
- •3.4 Противикидне обладнання
- •3.5 Обладнання для здiйснення технологiчних процесiв та операцiй
- •3.5.1 Насоснi устатковання
- •3.5.2 Обладнання для цементування та змішування компонентів
- •3.5.3 Автоцистерни
- •3.5.4 Пересувнi компресорнi устатковання
- •3.6 Обладнання для здiйснення допомiжних операцiй
- •3.6.1 Труби
- •3.6.1.1 Насосно-компресорнi труби
- •3.6.1.2 Бурильнi труби
- •3.6.1.3 Обсаднi труби
- •3.6.1.4 Розрахунки труб
- •3.6.2 Пакери, якори і роз’єднувачі колон
- •3.7 Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт
- •3.7.1 Пересувний агрегат для пiдготовчих робiт з ремонту свердловин
- •3.7.2 Агрегати для встановлення анкерiв
- •3.7.3 Промисловi самонавантужувачi
- •3.7.4 Трубовози I штанговоз
- •3.7.5 Агрегат обслуговування пiднімальних устатковань
- •3.7.6 Механiзацiя під час роботи з обладнанням устатковань електровiдцентрових насосiв
- •3.7.7 Інші агрегати й устатковання
- •3.8 Засоби малої механiзацiї ремонтних робiт
- •Контрольні питання
3.5Оцiнка якостi виконання ремонту
3.5.1.Методика оцінки і показники якості
Якiсть ремонтних робiт у процесі приймання-здачi свердловини оцiнюється на основi дослiджень, по дебiту та складу продукцiї для видобувних свердловин і по приймальності та тиску закачування для нагнiтальних свердловин. Дослідження здiйснюються в ходi виконання ремонтних робiт та в перiод освоєння i подальшої експлуатацiї свердловини пiсля ремонту. Освоєння свердловин, окрiм електровiдцентровонасосних, здiйснює виконавець ремонтних робiт. У ходi освоєння свердловин встановлюють наявнiсть, величину i характер припливу та вiдповiднiсть їх вимогам, якi сформульованi в замовленнi на КРС.
Під час фонтанної експлуатацiї дебiт i склад продукцiї свердловини визначають або пiсля 24 годин фонтанування, або пiсля одержання iз неї рiдини постiйного складу в об`ємi, який рiвний трьом об`ємам свердловини.
Під час механiзованої експлуатацiї свердловини дебiт i склад продукцiї визначають пiсля 48 годин нормальної роботи, коли подача рiдини вiдбувається без зривiв, а динамограма роботи устатковання ШСН нормальна.
Якщо склад продукцiї не вiдповiдає поставленим вимогам, то освоєння повинно продовжуватися без участi бригад КРС до вилучення iз свердловини вiдповiдного об`єму рiдини, який задають у залежностi вiд видобувних можливостей свердловини.
Якщо дебiт i склад продукцiї все-таки не вiдповiдають сформульованим вимогам, то виконавець робiт має право здiйснити повторнi дослiдження з визначення якостi ремонту. Коли буде встановлено, що роботи виконано не якiсно внаслiдок помилковостi результатiв ранiше проведених ремонтною бригадою дослiджень чи помилковостi вибору виду ремонту, то виконаний ремонт вважається незакiнченим, а свердловина не пiдлягає здаванню. Якщо в ходi продовження ремонту виконавцем буде доказано, що початковий ремонт був виконаний якiсно, то додатковi дослiдження i ремонтнi роботи вносяться в загальний обсяг ремонту й оплачуються замовником. У випадку неякiсно здiйсненого ремонту з вини виконавця додатковий ремонт проводиться за рахунок коштiв виконавця ремонту.
Якiсть виконаних робiт на свердловинi з позицiй господарської дiяльностi оцiнюється успiшнiстю, технологiчною та економiчною ефективнiстю.
Успiшнiсть характеризують коефiцiєнтом успiшностi, що являє собою вiдношення суми успiшних свердловино-операцiй до всiх виконаних свердловино-операцiй. Ремонт вважається успiшним у разі досягнення поставленої мети або вiдповiдної величини приросту видобутку, об`єму закачування, зменшення вiдбору пластової води i об'єму непродуктивного закачування. Наприклад, успішність ремонту з iзоляцiї припливу води встановлюють за величиною зниження обводненостi продукцiї, коли дебіт свердловини по нафтi (газу) не зменшився (залишився таким же чи збільшився) у разі зіставимих режимiв вiдбирання. Успiшнiсть ремонту, що зумовив незначне зниження дебiту свердловини за рiзкого зменшення вiдбору води, може бути обгрунтована тiльки економiчно.
Технологiчна ефективнiсть – це, в першу чергу, натуральний ефект, що виражається для видобувних свердловин приростом об'єму видобутої нафти (газу) i зменшенням вiдбору води, для нагнiтальних i поглинальних – збiльшенням об`єму корисного i зменшенням об'єму непродуктивного закачування; для водозабiрних – збiльшенням дебiту кондицiйної i зменшенням припливу некондицiйної води. Крiм цього вона характеризується також тривалiстю ефекту.
Економiчна ефективнiсть обчислюється за змiною витрат на видобування нафти (газу) до i пiсля ремонту з урахуванням витрат на виконання самого ремонту.