КР7-1

Проведение кислотной обработки

КР7-2

Проведение ГРП

КР7-3

Проведение ГПП

КР7-4

Виброобработка призабойной зоны

КР7-5

Термообработка призабойной зоны

КР7-6

Промывка призабойной зоны растворителями

КР7-7

Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

КР7-8

Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ,

ПГД и т.д.)

КР7-9

Прочие виды обработки призабойной зоны

КР7-10

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных

скважин

КР7-11

Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

КР8

Исследование скважин

КР8-1

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах

КР8-2

Оценка технического состояния скважины (обследо-

Перевод скважин на использо

КР9-1

Освоение скважин под нагнетательные

КР9-2

Перевод скважин под отбор технической воды

КР9-3

Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические

КР9-4

Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха.

КР10

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

КР10-1

Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин

противопесочным оборудованием

КР10-2

Промывка в паро- и воздухонагнетательных

скважинах песчаных пробок

КР11

Консервация и расконсервация скважин

КР12

Прочие виды работ



К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 11

Таблица 11

Виды текущего ремонта скважин
Шифр	Виды работ по текущему ремонту скважин
1	2
ТР1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1 Е	Ввод фонтанных скважин
ТР1-2 Е	Ввод газлифтных скважин
ТР1-3 Е	Ввод скважин, оборудованных ШГН
ТР1-4 Е	Ввод скважин, оборудованных ЭЦН
TP2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
TP2-1	Фонтанный - газлифт
TP2-2	Фонтанный - ШГН
TP2-3	Фонтанный - ЭЦН
TP2-4	Газлифт - ШГН
TP2-5	Газлифт - ЭЦН
TP2-6	ШГН - ЭЦН
TP2-7	ЭЦН - ШГН
TP2-8	ШГН - ОРЭ
TP2-9	ЭЦН - ОРЭ
TP2-10	Прочие виды перевода
ТРЗ	Оптимизация режима эксплуатации
ТРЗ-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
ТРЗ-2	Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
ТР4	Ремонт скважин, оборудованных ШГН
ТР4-1	Ревизия и смена насоса
ТР4-2	Устранение обрыва штанг
ТР4-5	Замена полированного штока
ТР4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР4-7	Очистка и пропарка НКТ
ТР4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР5	Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
ТР5-1	Ревизия и смена насоса
ТР5-2	Смена электродвигателя
ТР5-3	Устранение повреждения кабеля
ТР5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ
ТР5-5	Очистка и пропарка НКТ
ТР5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР6	Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР6-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования
ТР7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР7-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов
ТР7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР8	Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
ТР9	Очистка, промывка забоя
ТР9-1	Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
ТР9-2	Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)
ТР10	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
ТР11	Прочие виды работ

Наиболее распространенным видом капитального ремонта в цеху являются ремонтно-изоляционные работы, в частности изоляция обводнившихся пропластков или отдельных интервалов.

1. Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

1) производят глушение скважины:

2) спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым):

3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5--2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрывпакер):

4) производят гидроиспытание НКТ пли НКТ с пакером;

5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/ч * МПа, проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора,

7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

6.1 Текущий ремонт скважин

1. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

За 12 месяцев 2002 года было произведено 203 ремонтов на скважинах оборудованных УШГН, таким образом данный вид ремонта является одним из наиболее распространенных.

Смена насоса.

1. Подготовительные работы.

1 .1 . Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

1.2. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

1.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.

1.4. Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.

1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.

1.6. Укладывают штанги на мостки 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.

1.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ.

2. Спуск насоса.

2.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.

2.2. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.

2.3Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.

2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.

2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

6.2 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

За 12 месяцев 2012года произведено 98 ремонтов скважин оборудованных ЭЦН, т.е. значительно меньше, чем оборудованных ШГН, закономерен вывод о большей надежности ЭЦН.

3.1. Подготовительные работы

3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди».

3.1 .2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.

3.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (илипланшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).

3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.

3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка.

3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.

3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.

3.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.

3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы --спускной клапан.

3.2.2. 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.

3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.

3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.



6.3 Оборудование применяемое при КРС

Схема, основная техническая характеристика подъемных установок

К основному оборудованию, с помощью которого производят СПО, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе.

Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.

Для производства ремонтов в НГДУ «Октябрьскнефть» применяют следующие передвижные подъемные установки и агрегаты:

агрегат А-50У - предназначен для СПО при текущем и капитальной ремонте скважин глубиной до 3500 м, с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141 - 168 мм, промывки и тартальных работ.



1 - передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия:; 5 - промежуточный вал; 6 - гидроцилиндр подъема вышки; 7 - ограничитель подъема крюкоблока; 8 - талевая система; 9 - лебедка; 10 - вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор

Рисунок 7 - Агрегат А-50 М (вид сбоку)

Агрегат состоит из трансмиссии, двухбарабанной лебедки (подъемный и тартальный барабаны), телескопической вышки с талевой системой, ротора с гидроприводом, компрессора, гидродомкратов подъема, вышки и системы управления агрегатом и лебедкой. Грузоподъемность агрегата при работе подъемного барабана и оснастке талевой системы 4 х 3 приведена в таблице.



Таблица 12

Характеристика агрегата А-50У

Скорость	Скорость каната, м/с	Скорость талевого блока	Частота вращения вала	Грузоподъемность, т
I	1,088	0,181	39,8	50,0
II	1,9	0,317	69,8	34,5
III	4,17	0,695	153,0	12,6
IV	7,8	1,215	268,0	7,5

6.4 Охрана окружающей среды

1. Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ.

2. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ.

3. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.



7. МУН

Решение стоящих перед ЦДНГ задач по выполнению планов добычи нефти невозможно без широкого применения новых технологий в разработке месторождений, методов интенсификации добычи нефти, внедрения новой техники.

С начала эксплуатации месторождений в ЦДНГ НАЧАЛИ ПРИМЕНЯТЬ ТРЕХТОЧЕЧНУЮ ОЧАГОВУЮ СИСТЕМУ ЗАВОДНЕНИЯ.

Для выбора перспективных методов и критериев их применения в ОАО “ЛУКОЙЛ” в последние годы испытывается 30-35 различных модификаций технологий физико-химического и микробиологического воздействия на пласт. Наиболее эффективными из них в настоящее время являются восемь промышленно освоенных технологий осадкообразующего действия: селикатно-щелочное воздеиствие (СЩВ), шелочно-полимерное воздействие (ЩПВ), закачка щелочной дистиллярной жидкости (ДЖ), обработка растворами алюмохлорида (КАХ), воздействие биореагентами, комплексными осадкогелеобразующими реагентами (КОГОР), растворами на основе стиромалей (СТМ) и сухого активного ила (САИ).

По характеру воздействия на пласт все методы делятся на:

Гидродинамические методы.

Физические методы.

Химические методы

В ЦДНГ-6 «Тевлино-Русскинского» месторождения применяются в основном комплексные технологии перераспределения фильтрационных потоков: СПС, ЭСС, ПКВ.

7.1 Технология приготовления и закачки в пласт ПКВ

По данной технологии циклического ПКВ в ПЗП нагнетальной или добывающей скважины последовательно закачивается кислотный раствор и водяной раствор анионного, неионогенного, смесей анионного и неионогенного или неионогенного и катионного ПАВ. Для повышения эффективности ПКВ в кислый раствор необходимо добавить гликоль и ПАВ.

Технология обработки ПЗП скважины включает в себя проведение следующих основных технологических операций:

установка в зоне фильтра динамической гликоль-ПАВ-кислотной ванны (ГПКВ), для чего через НКТ при открытой затрубной задвижке в зону фильтра при режиме циркуляции закачивается 1 м3 гликоль ПАВ- кислотного раствора (ГПКР). После проведения ГПКР до зоны фильтра составляет 30-60 минут, после чего она вымывается из скважины путем обратной промывки или продавливаемой в пласт водным раствором ПАВ;

Закачка в пласт 5-6 м3 глинокислотного ПАС (ГКПАС);

Продавка ГКПАС в объеме 5-10 м3 после чего цикл закачки ПКВ заканчивается;

Количество циклов ПКВ зависит от проницаемости как пласта, так и ПЗП и на основании накопленного опыта устанавливается следующим:

в скважинах, намеченных для ПКВ, где работает бригада подземного ремонта, от одного до трех циклов;

в скважинах, намеченных для ПКВ где работает бригада КРС от трех до пяти циклов;

в скважинах, обрабатываемых звеном химизации без привлечения станка (без подходная технология) -три-пять циклов в зависимости от поставленной задачи и динамики в процессе воздействия на пласт.

Многочисленные исследования указывают на то что одним из важных факторов влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, является геологическая неоднородность продуктивного разреза, промысловые исследования показывают, что даже при незначительной неоднородности пласта по мощности или площади даже при наличии относительно маловязкой нефти, ускоренными темпами вырабатываются пропластики с повышенной проницаемостью в разрезе. При этом, как правило, менее проницаемых пропластики разрабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку оставаясь по существу законсервированными на неопределенной время

СУЩНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СПС СВОДИТСЯ К СЛЕДУЮЩЕМУ:

В результате временного тампонирования наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза происходит снижение расхода воды по промытым высокопроницаемым слоям с аномально высоким темпом выработки запасов, уменьшение дебита жидкости и повышение депрессии на пласт в добывающих скважинах. В результате, за счет увеличения градиента давления между зоной нагнетания и зоной отбора и изменения направления фильтрационных потоков в пласте в процесс активной выработки запасов вовлекается нефтенасыщенные пропластики пониженной проницаемости и обводненности ранее не охваченные или слабо охваченные заводнением.

Область эффективного применения технологии регулирования заводнения с помощью СПС.

Залежи продуктивных пластов, представленные коллекторами любого типа, проницаемости в диапазоне от 5-10 до нескольких десятков тысяч милидарси. Залежи с естественным водонапорным режимом, заводняемые, пластовой, подтоварной водой любой минерализации. Пластовая температура залежей не должна превышать 120оС. Химический состав и минерализация заканчиваемых вод существенно влияют для получения оптимального эффекта перед проведением работ необходимо правильно подобрать рецептуру хим.реагентов. Залежи с фонтанным, механизированным, газлифтным фондом. Залежи с обводненностью продукции скважин от 0 до 100%. Залежи с искривленными эксплуатационными колоннами.



7.2 Технологические характеристики

Приготавливаемая для закачки в пласт композиция СПС обладает незначительной- вязкостью на уровне или значительно ниже вязкости 0,3%-ного раствора ПАА, что составляет 10-250мПа*с, что обуславливает хорошую фильтрацию ее в пласт при минимальных давлениях нагнетания. Свежеприготовленные композиции СПС имеют регируемых в широком диапозоне (от нескольких минут до нескольких десятков суток) период гелеобразования (индукционный период) при различной температуре. Это позволяет правильно спроектировать технологию обработки (время и место приготовления СПС, время транспортировки приготовленной на базе композиции СПС до скважины, объемы закачки ее в пласт и др.). Химическое и физическое взаимодействие компонентов в СПС с горной породой пласта и пластовыми флюидами не снижает или снижает незначительно прочность образовавшегося геля. Гелевые системы на основе сшитого ПАА обладают высокой селективностью по отношению к пластам с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью, фильтруясь и удерживаясь в течении длительного времени только в промытых водой пластах повышенной в разрезе проницаемостью. Гелевые системы на сонове сшитого ПАА в пластовых условиях стабильны по своим физико-технологическим характеристикам в течении длительного периода (6-12 месяцев и более).

Сшитые полимерные или вязко-упругие (ВУС) являются гидрогелями на основе водорастворимых полимеров, в частности ПАА, они образуются в результате протекания реакции химической сшивки макромолекул полимера в его водном растворе с помощью специальных реагентов сшивателей. Гидрогели на основе ПАА могут быть получены при химической сшивке водного раствора ПАА альдегидами или катионами поливалентных металлов.

ОСНОВНЫМИ КОМПОНЕТАМИ СПС ЯВЛЯЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ:

Полиакриламид, для использования в различных геолого-физических условиях разработки предлагаются ПАА фирм Нитто Кемикал, ДКС, Санье Кемикал (Япония), Аллайд Коллоидс (Англия), Сайтек (США).

Сшивающие компоненты. В качестве сшивателей ПАА могут быть использованы различные катионы металлов, таких как кальций, магний хром, алюминий, титан, кремний и др. Мировой и отечественный опыт показывает на приемущественной применение хромовых соединений в виде различных квасцов (в основном калиевых или натриевых), бихроматов калия или натрия, ацетатов. Хромокалиевые квасцы выпускаются в основном в порошкообразном виде и бихромат калия выпускают только в порошкообразном виде, ацетат хрома в России и пока не производится и в попрошкообразном виде или в виде водных растворов производится в США, Англии и др. Помимо хромовых соединений для сшивки ПАА могут быть использованы такие соли как хлористый исернокислый алюминий, а также цитрат алюминия.

Модифицирующие добавки. В качестве модифицирующих добавок могут быть использованы различные ПАВ и композиция на их основе, неорганические кислоты, щелочные реагенты дисперсная фаза (бентонитовая глина, глинопорошок цеолиты, древесная мука, активный и остаточный ил) ингибиторы солеотложений, парафиноотложений, коррозии, алифатические и ароматические спирты, углеводородные растворители и др. Данные добавки используются для улучшения или снижения фильтруемости СПС в пласт.

Для текущих геолого-физических условий разработкт большинства месторождений НК «ЛУКойл» рекомендуется следующее содержание и соотношение компонентов СПС, масс.%

полиакриламид 0,5

бихромат калия 0,02

гликоль до 5

неорганическая кислота (соляная или уксусная) до 1-3

техническая вода - остальное

Вместо бихроматов могут быть использованы хромовые квасцы, ацетат хрома и продукты их содержащие при нескольких изменениях процентных соотношениях. Объемы закачки в пласт не регламентируется и зависит от многих факторов, основными из которых является следующие:

толщина продуктивного пласта;

текущая приемистость;

текущая нефтеотдача;

геологическая неоднородность продуктивного разреза и связанный с ней характер выработки запасов по площади залежи и толщине пласта;

наличие и характер трещиноватых зон вблизи скважины

текущие депрессии на пласт в добывающих скважинах, типоразмер, динамические уровни и др.

характер раскрытия трещин.

На начальном этапе испытаний при приемистости скважин в пределах от 150-200 до 500-800 м3/сут. Объем закачки СПС устанавливается в пределах от 200 до 1000м3 и при приемистости свыше 1500 м3/сут может быть увеличен до 10000 м3 на одну скважино-операцию. На начальном этапе внедрения рекомендуемый объем закачки СПС в пласт составляет 200-300 м3 на 1 скв.-опер. При приготовлении СПС на минерализованных водах, в зависимости от концентрации солей, следует значительно снижать концентрацию. Хромосодержащего сшивателя, так например, при минерализацииводы от 10-20 г/л, что соответствует альб-сеноманской и подтоварной водам, концентрация сшивателя может быть снижена в 1,5-2 раза.

Для усиления эффекта гидроизоляция рекомендуется добавлять в композицию на основе ПАА, ХСС, гликоля и неорганической кислоты некоторые анионные, смеси анионных и неионогенных ПАВ, катионовые ПАВ, взятые в строго определенных соотношениях.

Схема 1. Производственная структура ТПП “Когалымнефтегаз” ОАО “ЛУКОЙЛ Западная Сибирь”

8. Организационная структура ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

Общая схема организационной структуры приведена на схеме 1.

ОКС - отдел капитального строительства

ПСБ - проектно-сметное бюро

ЖЭУ - жилищно-эксплуатационный участок

ПТО - производственно-технический отдел

ПЭО - планово-экономический отдел

ООТиЗ - отдел организации труда и зарплаты

ОМТС - отдел материально-технического снабжения

АХО - административно-хозяйственный отдел

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба

ЦДНГ 1-4 - цех добычи нефти и газа № 1, 2, 3, 4

ЦППД - цех поддержания пластового давления

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех энергетического оборудования и электроснабжения

ЦПВС - цех пароводоснабжения

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А., Гусев В.В. Растворы полимеров с нижней критической температурой растворения в технологиях увеличения нефтеотдачи // Нефтехимия. - 1999. - том 39. - №1. - С. 42 - 47.

Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970. - 280 с.

3. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982. - 311 с.

4. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. - М.: Высшая школа. - 1972. - 368 с.

Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. - 1993. - №10. - С. 6 - 13.

Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312 с..

Размещено на Allbest.ru