- •Содержание
- •1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Чем определяется характеристика вертикального лифта?
- •Что такое узловой анализ NODAL?
- •Что такое интенсификация и оптимизация?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
- •Что происходит при перфорации?
- •Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?
- •2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •Оборудование устья скважины
- •Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Организация процесса глушения скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Контроль технического состояния добывающих скважин
- •Комплектное оборудование для работы с гибкими НКТ (койл-тюбинг) в скважинах глубиной до 4000 м
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах
- •Винтовые забойные двигатели
- •7. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •Замер количества доливаемой жидкости
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Воздействие давлением пороховых газов
- •Кислотные обработки
- •Общие требования к проведению кислотных обработок (КО)
- •Назначение кислотного воздействия
- •Соляно-кислотная ванна (СКВ)
- •Время реакции
- •Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке
- •Глинокислотная обработка (ГКО)
- •Технология ОПЗ глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Направленная кислотная обработка
- •Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)
- •Кислотная обработка добывающих скважин
- •Технические характеристики специальных агрегатов для ведения работ по КО
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
- •Общие требования
- •Методика расчета профиля дополнительного ствола
- •Пример расчетов
- •Проектирование криволинейного дополнительного ствола
- •Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком
- •скважин
- •Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
- •Ловильный инструмент
- •Устройства для ликвидации прихватов
- •Труборезы скважинные
- •10. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
- •Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
- •Подъем и демонтаж УШГН
- •Монтаж и спуск УШГН
- •Подгонка хода плунжера
- •11. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ (ПЛА) ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И ОСОВЕНИИ
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Скважины, подлежащие ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- •Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
сос, вызывающего турбинное вращение ротора. Сбивной клапан уста новить на третьей НКТ (2.5“), выше установки, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.
Через каждые 200 м спуска, бригада, выполняющая его, должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (V не менее 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм, необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть кон цы кабеля и, если изоляция не восстановилась, вызвать представите ля “ЭПУ-Сервис”, который принимает окончательное решение о воз можности дальнейшего спуска или необходимости подъема установ ки.
После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоля ции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устье вой арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и дайны кабеля (расположенного вдоль насоса й подвески), вызывает представителя “ЭПУ-Сервис” и цеха добычи нефти дтя пробного запуска.
Впроцессе пробного запуска производится:
-опрессовка л ифта работающим насосом ЭЦН до давления, равно го 60 кг/см2;
-проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья;
-сбор жидкости глушения (при необходимости ее повторного ис пользования).
При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный пас
порт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.
10.2. Замена штангового глубинного насоса
Скважины, оборудованные УШГН, передаются в ремонт по зак лючению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о необходимости проведения подземного ремонта.
Необходимый порядок и объем работ на скважинах, оборудован ных УШГН, формируется при составлении план-графика движения
бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители служб и цехов НГДУ ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС.
План-график движения бригад ПРС (КРС) утверждается главным инженером НГДУ
По скважинам из часторемонтируемого фонда (3 и более отказов У1НГН за скользящий год) составляется отдельный план работ, кото рый согласовывается с нефтепромыслом, и при рассмотрении планграфика эти скважины включаются в движение бригад.
Объем работ определяется на основании изучения режима эксплу атации отказавшей УШГН, причин отказов предыдущих установок, характеристики скважин, вида работ (смена УШГН, ввод после буре ния, перевод на ШГН), при этом рекомендуются следующие виды работ:
-шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии затя жек, посадок, в процессе СПО, оборудования УШГН), спускать шаблон рекомендуется до глубины на 150 м выше интервала пер форации, диаметр шаблона 120 мм и длина 9 м;
-скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механичес ким скрепером до глубины спуска шаблона см. главу УЭ ЦН), с пос
ледующей промывкой ствола скважины (проводится не реже од ного раза в три года или при вводе из бездействия — более 3 лет);
-определение текущего забоя скважины производится по заявке нефтепромысла:
—после очистки забоя желонкой, промывки;
—после аварии, “полетов” УШГН на забой скважины;
—при частых отказах УШГН, связанных с попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;
—после работ по освоению пласта или работ по очистке приза бойной зоны пласта;
—очистка забоя, промывка скважины:
—после проведения соляно-кислотных обработок и других обра боток призабойной зоны;
—по результатам измерения текущего забоя скважины.
Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
Глушение скважин производится, в соответствии с планом работ
(наряд-заказом), согласно инструкции по глушению скважин, обо рудованных УШГН.
Результаты глушения оформляются актом, с указанием типа жид кости глушения, ее объема, удельного веса, давления и циклов при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.
Бригада приступает к ремонту скважины только при наличии пла на работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН. Ответственным за качество заполнения паспорта являет ся технолог нефтепромысла.
Непосредственно перед ремонтом скважины нефтепромыслу не обходимо провести следующие подготовительные работы:
-закрепить специальным зажимом полированный шток;
-демонтировать канатную подвеску;
-откинуть головку балансира.
Подъем и демонтаж УШГН
Убедиться в отсутствии избыточного давления в затрубном и труб ном пространстве, установить подъемный агрегат на скважину, демон тировать СУСГ и произвести подъем плунжера на штангах (для встав ных насосов —подъем насоса на штангах).
Демонтировать фонтанную арматуру, установить противовыбро совое оборудование, произвести подъем УШГН на НКТ, для встав ных насосов при необходимости (устранения утечки в НКТ, смены замковой опоры, установки дополнительного оборудования, очист
Диаметр НКТ, мм |
Диаметр шаблона, мм |
Диша шаблона, мм |
60,3 |
48,2 |
1250 |
73 |
59,7 |
1250 |
89 |
72,9 |
1250 |
ки от парафиноотложений или промывки забоя) - поднять НКТ. Для невставных насосов —перед подъемом ШГН сбросить сбивное уст ройство в НКТ и открыть сливной клапан (для подъема НКТ без жид кости).
При подъеме НКТ и штанг тщательно осматривать НКТ, штанги и
Таблица 10.2.1. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании НКТ
Условный диаметр |
Допустимый момент |
свинчиваемых НКТ, мм |
свинчивания, кгс/м |
60 |
80-110 |
73 |
100-150 |
89 |
130-220 |
73 (высадка) |
270-320 |
Таблица 10.2.2. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании штанг
Условный диаметр |
Рекомендуемый момент |
свинчиваемых штанг, мм |
свинчивания штанг, кгс/м |
19 |
50 |
22 |
70 |
25 |
ПО |
их соединительные муфты. Имеющие такие повреждения, как изги бы, зазубрины, коррозионный и механический износ, отбраковыва ются и не допускаются к повторному спуску.
После подъема УШГН сделать запись в эксплуатационном пас порте о: состоянии штанг, состоянии резьб, износе муфт, тела штанг и изгибах, состоянии центраторов, состоянии НКТ, состоянии резьб, коррозионном и механическом износе, отложении парафина и солей, состоянии поверхности плунжера.
Поднятый из скважины насос, в комплекте с плунжером, фильт ром, ГПЯит.п., с заполненным эксплуатационным паспортом отправ ляется в ООО “ЯПР” на дефектацию.
Разбирать УШГН на устье скважины запрещается.
Монтаж и спуск УШГН
Для спуска в скважину завозится отревизированный (отремонти рованный) ШГН с эксплуатационным паспортом. Разборка насоса на скважине запрещается.
Насос подвергается визуальному осмотру: проверяется ход плун жера в цилиндре, сверяется маркировка насоса с данными паспорта,
проверяется ход плунжера, состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя, фильтра или ГПЯ.
Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи.
Спуск ШГН в скважину производится согласно компоновке, ука занной в плане работ (заказ-наряде).
Перед спуском производится замер длины труб и штанг, оформля ется мера.
При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.), затем цилиндр с всасывающим клапаном, с патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрес сорные трубы до необходимой глубины.
НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности, не дол жны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. Для про верки состояния внутренней поверхности, а также для подтвержде ния проходного сечения (особенно при спуске НН2Б - 57 и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ шаблонируются шаблоном:
После спуска НКТ проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШГН более одно го года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке.
После посадки планшайбы на фланец колонной головки, на штан гах спускают плунжер. Не допуская трех последних штанг, произвес ти промывку насоса жидкостью глушения, в объеме не менее 16 м3, для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом, плунжер спускается в ци линдре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват), и затем спускают колонну штанг.
Вставной насос спускается в следующей последовательности:
—защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр ит.п.);
—замковая опора;
—после посадки планшайбы на фланец колонной головки, в колон ну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного на
соса.
Насосные штанги, спускаемые в скважину, должны быть прямо линейными и чистыми (без каких-либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).
Спуск последних трех штанг производить на малой скорости, во избежание резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в