Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

Размещено на /

Содержание

Оборудование фонтанной скважины

Глушение скважин

Виды скважин, способы добычи нефти и газа

Вскрытие пласта в процессе бурения

Практические действия бригады КРС при возникновении

газонефтепроявлений и открытых фонтанов

Причины возникновения газонефтепроявлений

Основные признаки газонефтепроявлений

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны

Доливная емкость и проведение СПО насосно-компрессорных труб

Спуск и подъем насосных штанг

Общий характер работ текущего ремонта скважин

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми

скважинными насосами

Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками

Смена ЭЦН

Подготовка к спуску и спуск ЭЦН

Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах

Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин от песчаных пробок

Талевая система

Вертлюги

Элеваторы

Спайдер

Штропы

Ключи

Механизация процессов СПО

Обсадные трубы. Элементы низа обсадной колонны

Насосно-компрессорные трубы, их назначение и маркировка. Эксплуатация

Насосные штанги. Эксплуатация

Инструменты для ловли и извлечения из скважин НКТ

Инструменты для ловли и извлечения из скважин

насосных штанг, тартального каната, желонки и мелких предметов

Фрезеры и райберы

Пакеры

Якоря

Капитальный ремонт скважин

Исследование скважин

Обследование и подготовка ствола скважины

Исправления дефектов в колонне

Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки

Ремонтно-изоляционные работы

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Установка цементного моста

Классификация пластовых вод

Изоляция отдельных обводненных интервалов пласта

Исправление негерметичности цементного кольца

Наращивание цементного кольца за колонной

Устранение негерметичности обсадных колонн

Тампонирование под давлением с остановками

Тампонирование под давлением с применением пакера

Установка стальных пластырей

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Замена поврежденной части колонны

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом

Аварии, допущенные в процессе эксплуатации и ремонта скважин

Извлечение прихваченных труб

Извлечение труб прихваченных цементом

Ловильные работы с труболовками ТВМ – 1 и ТВМ – 2

Ловильные работы труболовками ТВ

Извлечение упавших труб

Извлечение погружного ЭЦН

Извлечение тартального каната, кабеля и проволоки

Чистка ствола скважины от посторонних предметов

Зарезка второго ствола

Режимы бурения

Промывочные жидкости и борьба с осложнениями

Контроль параметров промывочной жидкости

Борьба с поглощением промывочной жидкости

Борьба с обвалами

Борьба с прихватами инструмента

Цементирование колонны

Методы увеличения производительности скважин

Соляно - кислотные обработки скважин

Гидравлический разрыв пласта

Виброобработка призабойной зоны скважины

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Воздействие давлением пороховых газов

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

Освоение скважин

Регулирование работы фонтанирующей скважины

Методы перфорации и торпедирования скважин

Гидродинамические исследования

Геофизические исследования

Геофизические исследования в интервале объекта разработки

Контроль технического состояния добывающих скважин

Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин

Оценка результатов проведенных работ

Консервация и расконсервация скважин

Ликвидация скважин

Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

Ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной

Список литературы

Оборудование фонтанной скважины

Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск НКТ, направление продукции скважины замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Колонную головку устанавливают при бурении скважины. С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО), при эксплуатации скважины – фонтанную арматуру (ФА). По ГОСТу ФА изготавливают на рабочее давление 7; 14; 21; 35; 70 и 105мПА. Ее изготавливают по семи схемам: четыре – тройникового типа, три – крестового. Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеется песок и другие механические примеси.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвешивания лифта НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Фонтанная елка служит для направления потока жидкости, в выкидную линию на замерную установку, регулирование режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Рабочие струны арматуры к нефте- или газопроводу подключают с помощью манифольда, состоящего из трех – четырех задвижек, крестовин, тройников.

Глушение скважин

В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью задавочной жидкости. Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:

Иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;

В случае эксплуатации скважины механизированным способом иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л;

Не иметь в своем составе растворенного газа.

Удельный вес задавочной жидкости рассчитывается по формуле: У = (Рпл + 0,1Рпл)10/Н, где Рпл – пластовое давление, кгс/см2, Н – расстояние от устья скважины до эксплуатационного пласта.

В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а так же инвертноэмульсионные, гидрофобные растворы (ИЭР, ГФР). Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.

Технология глушения скважин зависит от способа ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину по техническим условиям давления на экс.колонну:

D – 168мм допускается не более 10мПа;

D – 146мм – не более 12мПа;

D – 140мм – не более 15мПа.

Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости ЦА – 320 по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.

Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи в выбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м3 добавляется 5% КНЦ.

Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.

При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий, их после глушения, от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом.

Виды скважин, способы добычи нефти и газа

Скважина – вертикально или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (75 – 350мм) глубиной от 100 – 150 до 5000 – 8000м и более. Элементы скважины:

Забой – дно;

Устье – выход на поверхность;

Ствол (стенки) – боковая поверхность.

Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными. Скважины, бурящиеся с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а так же с целью поиска, разведки, выявления нефтегазоносных структур и т.д. делят на следующие категории: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрические.

Скважины, предусмотренные для добычи нефти, газа или конденсата, называют добывающими, а предназначенные для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) называют нагнетательными;

Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефте-газоносности того или иного месторождения или установления границы (контура) его распространения.

Скважины наблюдательные и пьезометрические предусмотрены для проведения наблюдений и исследовательских работ по определению состояния пласта и пластовых жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания пластовых давлений и других методов воздействия на залежи.

Различают три основных способа добычи нефти:

Насосная добыча – наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Фонтанная добыча – способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии.

Газлифтная добыча – способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности.

Вскрытие пласта в процессе бурения

Для обеспечения быстрого и качественного освоения скважины необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т.д.). Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной. Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений.

Спуск эксплуатационной колонны. После вскрытия продуктивного пласта и проведения каротажных работ в скважину спускают экс.колонну, строго центрированную. Для этой цели используют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонны обеспечивает равномерное распределение цементного раствора, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа и т.д.

Применяют различные конструкции скважин – одно-, двух- и трехколонные, со спуском заранее перфорированного хвостовика, с применением различных забойных фильтров и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами. Пласты, выраженные плотными породами (известняк, песчаник) обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем. В этом случае башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей продуктивного пласта. Затем пласт вскрывают долотом меньшего диаметра, и ствол скважины против продуктивного пласта оставляют открытым. Скважину бурят до подошвы пласта, и в нее спускают обсадную колонну. Затем выше кровли пласта клону цементируют по способу манжетной заливки. Пространство между нижней частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Достоинство открытого забоя – его гидродинамическая совершенность.

Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабоцементированными породами (песками), то забой скважины оборудуют фильтром. Башмак обсадной колонны спускают до кровли пласта и цементируют. Затем в скважину спускают фильтр – хвостовик с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями, верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны сальниками.

Наиболее распространены скважины с перфорированным забоем. В этом случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском обсадной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов. После этого спускают экс.колонну, которую цементируют от забоя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намеченных интервалах.

После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной колонной головкой, предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру или планшайбу с подвешенными насосными трубами. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, рассчитанные на рабочее давление, равное 14, 21, 35, 50 и 70 мПа. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на давление до 150 мПа.

Практические действия бригады КРС при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов

Газонефтепроявление при СПО с установленным на устье скважины превентором.

Прекращает СПО

Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан

Приподнимает колонну НКТ, демонтирует спайдер и закрепляет тормоз лебедки.

Закрывает превентор трубный.

Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Сообщает о случившемся мастеру.

Ведет контроль за давлением на устье скважине.

2. Газонефтепроявление при отсутствии в скважине НКТ с установленным на устье превентором.

Наблюдая за состоянием скважины, попытаться спустить наибольшее количество НКТ.

В случае невозможности спуска НКТ в скважину, закрывает глухие плашки превентора.

Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Сообщает о случившемся мастеру.

Ведет контроль за давлением на устье скважине.

3. Газонефтепроявление во время перфорации скважины.

Прекращает работы по перфорации, извлекает перфоратор. Спускает максимальное возможное количество НКТ (если позволяет состояние скважины).

Закрывает трубные плашки превентора.

Если нет возможности поднять перфоратор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента.

Закрывает глухие плашки превентора.

Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Сообщает о случившемся мастеру.

Ведет контроль за давлением на устье скважине.

4. Газонефтепроявление при производстве геофизических работ.

Немедленно прекращает геофизические работы. Попытаться на повышенной скорости поднять прибор из скважины.

Если нет возможности поднять прибор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента.

Закрывает глухие плашки превентора.

Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Сообщает о случившемся мастеру.

Ведет контроль за давлением на устье скважине.

5. Газонефтепроявление при прихвате инструмента.

Интенсивным расхаживанием попытаться освободить инструмент от прихвата.

В отрицательном случае инструмент отвернуть как можно ближе к месту прихвата.

Выбросить верхнюю трубу НКТ на мостки .

Навернуть на НКТ обратный клапан, квадрат, поднимает инструмент на вес, закрепляет тормоз лебедки.

Закрывает трубные плашки превентора.

Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Сообщает о случившемся мастеру.

Ведет контроль за давлением на устье скважине.

6. Газонефтепроявление при СПО с ЭЦН.

Прекращает СПО.

Производит рубку КРБК (кабель ЭЦН) с помощью обмедненного инструмента и закрепляет отрубленный конец кабеля на последней НКТ при помощи клямс.

Приподнимает подвеску НКТ, и демонтирует спайдер.

Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан.

Закрывает трубные плашки превентора.

Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Сообщает о случившемся мастеру.

Ведет контроль за давлением на устье скважине.

7. Открытый фонтан.

Выводит людей и спецтехнику из опасной зоны.

Отключает электроэнергию, останавливает двигатели внутреннего сгорания, тушит все бытовые и технические топки.

Расставляет посты на прилегающей к скважине территории.

Оповещает все соседние производственные объекты, которые могут оказаться загазированной зоне.

Прекращает движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах.

Сообщает руководству предприятия, противофонтанной службе и пожарной охране о возникновении открытого фонтана.

Принимает меры к недопущению растекания нефти.

Причины возникновения газонефтепроявлений

1. Главным условием возникновения газонефтепроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

2. Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой КРС.

3. Недолив скважины при СПО.

4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

5. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями (пачками).

6. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступлении газа из пласта.

7. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины.

8. Длительные простои скважины без промывки при перерывах в процессе работы СПО.

9. Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии:

Подъема инструмента при наличии «сальников» - поршневание.

Снижение уровня промывочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования.

10. Способность газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

11. Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

Основные признаки газонефтепроявлений

1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при промывке скважины.

3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО.

5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

6. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

7. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория:

Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3.

Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.

Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.

Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.

Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория:

Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м3/м3.

Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:

Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.

Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны.

Недостаточная обученность персонала бригады по ремонту скважин и ИТР предприятия по методам предупреждения и ликвидации газонефтепроявлений.

Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта.

Не качественное цементирование обсадных колонн.

Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтепроявлений.

Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтепроявлений.

Снижение прочности обсадной, эксплутационной колонны в результате ее износа.

Доливная емкость и проведение СПО насосно-компрессорных труб.

Доливная емкость – это емкость для долива скважины при проведении подъеме инструмента, когда необходимо поддерживать уровень раствора на устье. Предназначена для быстрого заполнения скважины и точного определения долитого объема раствора.

Доливные емкости при КРС должны быть не менее 4м3, иметь градуировку объема с ценой деления не более 0,5 м3 и размером деления не менее 20 см, оборудованы уровнемерами. Доливная емкость устанавливается таким образом, чтобы обеспечить самодолив скважины или принудительный долив при помощи насоса (ЦА-320). Долив скважины, производится промывочной жидкостью, параметры которой соответствуют параметрам жидкости в скважине.

Производство долива при доливе инструмента осуществляется двумя видами:

Непрерывный долив.

Долив через определенное количество поднятых НКТ.

При непрерывном доливе должен быть постоянным контроль за соответствием объема долива и скорости поднимаемых труб и прекращение его при остановках. Во втором случае необходимо рассчитать возможное количество поднимаемых труб без долива. Эта величина зависит от диаметра скважины, поперечного сечения труб и допустимой депрессии на пласт.

Таблица № 1. Объем доливаемой (вытесняемой) жидкости.

L	D	δ	v	V
100	73	5,5	0,12	0,12
200	73	5,5	0,12	0,24
300	60,3	5	0,11	0,35
400	60,3	5	0,11	0,46
500	60,3	5	0,11	0,57
600	60,3	5	0,11	0,68

где: L – длина поднятых (спущенных) труб, м

D – диаметр труб, мм

- толщина стенки труб, мм

v – объем поднятых (спущенных) труб, м3

V- нарастающий объем доливаемой (вытесняемой) жидкости, м3

После проведения подъема (спуска) труб в вахтовом журнале записывается мера поднятых (спущенных) труб и объем промывочной жидкости, израсходованной или вытесненной при проведении работ.

Спуско-подъемные операции (СПО) трудоемки и в зависимости от характера работ от 50 до 80% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т.е. фактически эти работы определяют общую продолжительность ремонта скважины. По этому, механизация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при СПО выполняют с помощью автоматов АПР – 2 ВБ с приводом для электродвигателя. АПР – ГП с гидроприводом, механических ключей КМУ – 32 - 50, КМУ – ГП с гидроприводом.

,Подъем НКТ

Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

Первую трубу колонны следует поднимать при помощи специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбовым концом;

Нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышение нагрузки более 20% собственной массы колонны труб.

Поднимать отвинченную трубу можно тогда, когда она полностью вышла из резьбы муфты.

Не рекомендуется удалять ручниками по муфте для ослабления резьбового соединения.

Перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее резьбу навинтить предохранительный колпачок.

Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъемного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на которую надевают элеватор. Затем планшайбу приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него подвеску НКТ, отвинчивают планшайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.

Спуск НКТ. При спуске колонны НКТ в ремонтируемую скважину рекомендуется соблюдать следующее:

При подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы и ее ударов о детали вышки.

Посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, соблюдая строгую вертикальность трубы.

При свинчивании труб автоматами АПР – 2, механическими или гидравлическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы.

Не допускать вращения подвески НКТ при их свинчивании; во избежание этого устанавливают контрключ.

При спуске колонны НКТ, составленной из труб разных марок сталей, следует замерять их длины по типоразмерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов, марок и размеров; при переходе от труб меньшего диаметра к большему следует применять соответствующие переводники.

Отбракованные трубы убирают со стеллажа с отметкой «брак».

На верхний конец спущенной подвески НКТ в планшайбу следует навинчивать подвесной патрубок.

Спуск и подъем насосных штанг

Процесс спуска и подъема насосных штанг такой же, что и для труб. Так как масса поднимаемых штанг значительно меньше массы труб той же длины, СПО производит на больших скоростях, чем труб. Поднятые штанги укладывают на стеллаже рядами, прокладываем между ними деревянные рейки. Во избежание изгиба запрещается поднимать сдвоенные штанги. Перед свинчиванием резьбу их очищают и смазывают, а затем крепят до отказа. Стучать, ударять по муфте и телу штанг металлическими предметами и инструментами запрещается. Укладываемые насосные штанги должны иметь не менее 6-ти опорных точек, равномерно-распределенных по всей их длине. Не допускается смешивание штанг разных марок стали.

Общий характер работ

Текущий ремонт скважин (ТРС) – комплекс работ по проверке, частичной или полной замены подземного оборудования, очистка стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, песка, солей, продуктов коррозии), а так же осуществляет в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их нефтеотдачи.

Цель текущего ремонта – устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, подготовка к освоению новых скважин после бурения и капитального ремонта. К основным работам при текущих ремонтах скважин относятся спуско-подъемные операции, монтаж и демонтаж устьевого оборудования.

Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово – предупредительные (профилактические) и восстановительные.

Рис.1

Планово – предупредительный – текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками. В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин – снижение их дебетов и полное прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом.

Восстановительный – текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима их работы или внезапной их остановкой по разным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.)

Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называют продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.

Таблица №2 Виды текущего ремонта скважины.

Виды работ	Технико-технологические требования
Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами	Выполнение заданного объема работ
Смена насоса	Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче
Устранение обрыва или отвинчивание штанг	Устранение дефекта
Смена ЭЦН	Нормальная подача и напор
Ремонт скважин по очистке забоя и эксплуатационной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок.	Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Увеличение дебита нефти.
Консервация и расконсервация скважин. Ремонт газлифтных, фонтанных и газовых скважин.	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных геофизическими исследованиями. Технологический эффект прямо не определяется.
Ремонт скважин, связанных с негерметичностью НКТ.	Увеличение дебета нефти, уменьшение обводненности продукции.
Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, скважинных насосов, ЭЦН и др.	Выполнение запланированного объема работ.

Устьевое оборудование скважин эксплуатируемых штанговой насосной установкой

Для подвески насосных труб, направление продукции скважины в выкидные линии, герметизации устья, а так же для обеспечения отбора газа из затрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из планшайбы и тройника. Планшайбу с подвешенными на нее трубами устанавливают на колонный фланец ФА. В планшайбе есть отверстие для отвода газа из затруба и для замера уровня жидкости в скважине эхолотом. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника, для его герметизации и пропуска сальникового штока, устанавливают сальник с крышкой и пружиной. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию. Для спуска в скважину манометра или пробоотборника через затрубное пространство применяют эксцентричную планшайбу, где отверстие для спуска скважинных приборов смещено от центра на некоторое расстояние.

Конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линий и снятия тройника.

Сальниковый шток подвешивают к головке балансира станка-качалки с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКН или СК, которые устанавливаются на приустьевой площадке скважины.

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами.

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке и замене клапанов, посадочного конуса; смене насосов; расхаживании заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.

Проверка и смена трубного насоса. После разборки и демонтажа станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на стеллаж. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.

После окончания подъема насоса определяют глубину уровня и забоя в скважине. Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер сильно сработаны, то их заменяют. Если же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.

Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем спускают на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5 – 6 метров до цилиндра насоса, заливают водой, спущенные в скважину насосные трубы. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка- качалки.

После сборки устьевого оборудования скважины и станка качалки, присоединение сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.

Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца, штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, монтируют станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.

Перед разборкой устьевой арматуры ремонтируемой скважины следует убедиться, что давление в скважине снижено до атмосферного, затем снять шпильки, соединяющие ФА с трубной головкой, кроме двух шпилек, расположенных диаметрально противоположно. После этого снять оставшиеся шпильки, поддерживая ФА в вертикальном положении, поднять ее и установить в угол рабочей площадки, прикрепив к ноге вышки или мачты.

Запрещается:

Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;

Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;

Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;

Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками

При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:

Износ штанг и истирание НКТ

Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды

Поступление из пласта в скважину газа и песка

Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.

Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.

Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:

Используют насосы с уменьшенным вредным пространством

Увеличивают длину хода плунжера

Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине

Откачивают газ из затрубного пространства

Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:

Установка на приеме насоса песочного якоря

Регулирование отбора жидкости из скважины;

Применение трубчатых штанг.

Подготовка к спуску и спуск ЭЦН

Подготовка скважины к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния экс.колонны шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм. Больше максимального наружного диаметра ЭЦН и длиной не менее 9 м. Перед спуском ЭЦН устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу мышки. Подвесной ролик служит для направления кабеля, сбегаемого с верхней части барабана к устью скважины. Кабеленаматыватель устанавливают в 15 – 17 м. от устья скважины.

Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:

На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.

Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.

Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.

Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 – 4 оборота.

Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута