ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 113
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, расположенное в скважине.
Текущий ремонт включает в себя следующие работы: замена неисправного оборудования, очистка поверхности и ствола скважины, извлечение продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (нагрев, промывка, нагнетание химических веществ).
Текущий ремонт может быть профилактическим и запланирован для целей профилактического осмотра, обнаружения и устранения индивидуальных нарушений в работе скважины, которые еще не объявили себя.
Второй тип текущего ремонта - восстановление, проводимое для устранения отказа, - это, по сути, аварийный ремонт. На практике такой ремонт преобладает по разным причинам, но главным образом из-за несовершенства технологии и низкой надежности используемого оборудования.
Параметры, характеризующие работу скважины во времени, представляют собой коэффициент работы (Kэ) и период капитального ремонта (МРП). Ke - отношение времени работы скважины, например, в течение года (Tорт), до календарного периода (Tкал). МРП - среднее время между двумя ремонтами за выбранный период или отношение общего времени работы Торт за год к числу ремонтов P за тот же период.
Кэ = Тотр / Ткал;
МРП= Тотр / Р;
Пути увеличения КЭ и МРП - это сокращение количества ремонтов, продолжительность одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в эксплуатации.
Капитальный ремонт очень трудоемкий и напряженный, поскольку требует значительного расхода мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения сбитых устройств из скважины. Следует отметить, что текущий ремонт проводится на открытом воздухе, иногда в сложных климатических условиях.
В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.
Во время текущего ремонта выполняются следующие операции
1. Транспорт - доставка оборудования в скважину;
2. Подготовительная подготовка - подготовка к ремонту;
3. Отключение - подъем и опускание нефтяного оборудования;
4. Операции по очистке скважины, замена оборудования, устранение незначительных аварий;
5. Завершить - демонтировать оборудование и подготовить его к транспортировке.
Если вы оцениваете время, затрачиваемое на эти операции, вы можете видеть, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия дизайнеров должны быть направлены на сокращение времени транспортировки - путем создания сборочных машин и агрегатов
, отключающих операций - путем создания надежных ключей для завинчивания - отвинчивания труб и стержней.
Поскольку текущий ремонт скважины требует доступа к ее стволу, то есть связан с разгерметизацией, поэтому необходимо исключить случаи возможного протекания в начале или в конце работы. Это достигается двумя способами: первым и широко используемым - «заклиниванием» скважины, то есть впрыском в резервуар и скважиной с плотностью, обеспечивающей создание на дне скважины давления, превышающего пластовое давление. Второй - использование различных устройств - отсечки, закрывающие дно скважины при подъеме НКТ.
Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени для ремонта скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, ударам по поверхности, промывочным колонкам и т. Д. Технологический процесс СТ состоит в том, чтобы поочередно завинчивать (или отвинчивать) трубу, которая является средством подвески оборудования , канал для подъема извлеченной жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструмент для промывки, уборки и других работ. Такое разнообразие функций сделало насосно-компрессорные трубы незаменимым компонентом оборудования для скважин любого типа без исключения.
Работы с насосно-компрессорными трубами однообразны, отнимают много времени и могут быть легко механизированы. В дополнение к подготовительным и заключительным операциям, которые имеют свои особенности для различных режимов работы, весь процесс СТР с НКП одинаковый для всех типов обслуживания. Работы по подъему триггеров с помощью стержней выполняются так же, как и с трубами, а отвинчивание (завинчивание) стержней осуществляется с помощью механического штанги.
В случае заклинивания штепселя в цилиндре насоса или стержней в трубке (парафинирование), а также их поломке возникает необходимость одновременного подъема труб и стержней. Процесс осуществляется путем поочередного отвинчивания трубы и стержня.
Капитальный ремонт скважины сочетает в себе все виды работ, которые требуют долгого времени, больших физических усилий и привлекательности многочисленных многофункциональных устройств. Это работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как с скважинным оборудованием, так и с самим колодцем, работа по переводу скважины с одной рабочей площадки на другую, работа по ограничению или устранению притока воды, увеличению толщины эксплуатируемых материал
, воздействие на формацию, резку нового ствола и другие.
Принимая во внимание специфику работы, в отделах добычи нефти и газа создаются специализированные семинары по капитальному ремонту бригад. В бригаду входят мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.
Работа выполнена на геологической стороне, что указывает на характеристики скважины, а также список всех запланированных работ.
Колодец, который прошел капитальный ремонт, остается в действующем фонде, но он исключен из существующего фонда.
7 Методы увеличения производительности скважин
В течение долгого времени нефтяная промышленность Татарстана развивалась очень интенсивно через открытие и ввод в эксплуатацию высокопроизводительных нефтяных месторождений в 50-е и 70-е годы; их высокая производительность позволила быстро увеличить добычу нефти с минимальными удельными капитальными вложениями и относительно низкими затратами материальных и технических ресурсов. Так, в Зеленогорской площади накопленная добыча нефти в 1998 году составила 27 252 тонны. Но с 1990 по 1998 год годовая добыча нефти сократилась на 1199 тысяч тонн. Во-первых, состояние сырьевой базы промышленности ухудшилось из-за значительного производства высокопродуктивных водохранилищ, которые в течение длительного времени работают и разрабатывают низкопроницаемые резервуары, высоковязкое масло, слои, лежащие на больших глубинах, использование традиционных технологий для их развития становится неэффективным и невыгодным. В настоящее время, благодаря усилиям нефтяной науки и практики, российская нефтяная промышленность владеет практически всеми технологиями повышения нефтеотдачи в мире. По данным РНТЦ «Нефтеотдача», на месторождениях России в Татарстане в экспериментальном и промышленном масштабе более 20 методов используются для увеличения добычи нефти и более 130 технологий для их реализации. Одним из наиболее перспективных направлений в разработке месторождений является использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Низкая эффективность той или иной технологии объясняется отсутствием более или менее достоверных данных о состоянии образования в районе скважины, выбранной для удара.
Загрузка ПДС. Перспективным направлением в области добычи нефти является использование полимерно-дисперсной системы. Суть этой технологии заключается в том, что низко концентрированный раствор полиакриламида и глинистой суспензии перекачивается чередующимися частями с разрезом воды 80-98%.
В результате флокулирующего действия полимера и его адсорбции на стенках пор обнаруживается осаждение как глинистой суспензии, так и пористой среды происходит с образованием устойчивой к стиранию массы, которая уменьшает проницаемость полива.
Использование ПДС в НГДУ было начато в 1984 году, на 65 объектах для прокачки системы использовалось 51,8 тонны. полиакриламида. Кроме того, были проведены экспериментальные работы по введению композиций ПДС с CaCl2 в скважинах Зеленогорской площади. С начала разработки ПДС был загружен в объеме 1,84 тонны и, кроме того, он получил 4,1 тыс. тонн.
Гидравлический разрыв пласта. В 2007 году продолжалась работа по гидравлическому разрыву швов, проведено 46 обработок, в т. ч. 45 на добычу полезных ископаемых, дополнительное производство для них составило 34 308 тыс. Тонн нефти. Доля добычи нефти из-за гидравлического разрыва превышала 6,5% от общего объема производства в НГДУ. Количество обработок достигало 246 скважин, в т. ч. 34 нагнетательных скважины. С момента внедрения ГРП средний прирост суточного производства составляет 4,2 тонны в сутки, что более чем в два раза увеличивает расход этих скважин. Среднесуточный прирост эксплуатационных скважин после ГРП в текущем году составляет 5,0 тонн в сутки.
Чтобы оценить влияние гидравлического разрыва на водоотвод производства в НГДУ, в соответствии с комиссией экспериментальный разрыв был выполнен на скважинах с водозаборами выше принятых (до 50%).
Из-за недостаточной эффективности ранее проведенного гидравлического разрыва в установке для нагнетания объем за последние годы был сокращен до 1-2 скважин.
Использование поверхностно-активных веществ. Эффективность использования поверхностно-активных веществ при перемещении масла обусловлена повышенными свойствами промывки водой из-за уменьшения межфазного натяжения масла при контакте с инжектируемой водой и пластовой породами и уменьшением контактных углов смачивание, что приводит к полной экстракции масла.
В Зеленогорском районе на Зеленогорской площади было введено 306 тонн поверхностно-активных веществ метанола (AФ9-12), а в разработке было задействовано 918 000 тонн, а дополнительная добыча нефти - 7,24 тысячи тонн, а поверхностно-активное вещество типа OP-I0 была введена в объеме 140 тонн, 420 000 тонн было вовлечено в разработку, прирост извлекаемых запасов - 20,8 тыс. тонн, а дополнительная добыча нефти - 13 415 тыс. тонн.
Нестационарный завод. Впервые предложение об эффективности нестационарного заводнения было выражено М.Л. Сургутчева в конце 50-х. на основе анализа развития месторождений Куйбышевской области.
При традиционной технологии затопления реальных швов, характеризующихся сложной гетерогенной геологической структурой, значительная часть запасов нефти в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах или блоках остается неконтролируемой подачей воды. Когда гидродинамические градиенты давления изменяются по величине и направлению в масляном резервуаре, инжектированная вода вводится в застойные нефтенасыщенные зоны и каналы, и масло перемещается из них в активные зоны дренажа.
Текущий ремонт включает в себя следующие работы: замена неисправного оборудования, очистка поверхности и ствола скважины, извлечение продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (нагрев, промывка, нагнетание химических веществ).
Текущий ремонт может быть профилактическим и запланирован для целей профилактического осмотра, обнаружения и устранения индивидуальных нарушений в работе скважины, которые еще не объявили себя.
Второй тип текущего ремонта - восстановление, проводимое для устранения отказа, - это, по сути, аварийный ремонт. На практике такой ремонт преобладает по разным причинам, но главным образом из-за несовершенства технологии и низкой надежности используемого оборудования.
Параметры, характеризующие работу скважины во времени, представляют собой коэффициент работы (Kэ) и период капитального ремонта (МРП). Ke - отношение времени работы скважины, например, в течение года (Tорт), до календарного периода (Tкал). МРП - среднее время между двумя ремонтами за выбранный период или отношение общего времени работы Торт за год к числу ремонтов P за тот же период.
Кэ = Тотр / Ткал;
МРП= Тотр / Р;
Пути увеличения КЭ и МРП - это сокращение количества ремонтов, продолжительность одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в эксплуатации.
Капитальный ремонт очень трудоемкий и напряженный, поскольку требует значительного расхода мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения сбитых устройств из скважины. Следует отметить, что текущий ремонт проводится на открытом воздухе, иногда в сложных климатических условиях.
В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.
Во время текущего ремонта выполняются следующие операции
1. Транспорт - доставка оборудования в скважину;
2. Подготовительная подготовка - подготовка к ремонту;
3. Отключение - подъем и опускание нефтяного оборудования;
4. Операции по очистке скважины, замена оборудования, устранение незначительных аварий;
5. Завершить - демонтировать оборудование и подготовить его к транспортировке.
Если вы оцениваете время, затрачиваемое на эти операции, вы можете видеть, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия дизайнеров должны быть направлены на сокращение времени транспортировки - путем создания сборочных машин и агрегатов
, отключающих операций - путем создания надежных ключей для завинчивания - отвинчивания труб и стержней.
Поскольку текущий ремонт скважины требует доступа к ее стволу, то есть связан с разгерметизацией, поэтому необходимо исключить случаи возможного протекания в начале или в конце работы. Это достигается двумя способами: первым и широко используемым - «заклиниванием» скважины, то есть впрыском в резервуар и скважиной с плотностью, обеспечивающей создание на дне скважины давления, превышающего пластовое давление. Второй - использование различных устройств - отсечки, закрывающие дно скважины при подъеме НКТ.
Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени для ремонта скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, ударам по поверхности, промывочным колонкам и т. Д. Технологический процесс СТ состоит в том, чтобы поочередно завинчивать (или отвинчивать) трубу, которая является средством подвески оборудования , канал для подъема извлеченной жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструмент для промывки, уборки и других работ. Такое разнообразие функций сделало насосно-компрессорные трубы незаменимым компонентом оборудования для скважин любого типа без исключения.
Работы с насосно-компрессорными трубами однообразны, отнимают много времени и могут быть легко механизированы. В дополнение к подготовительным и заключительным операциям, которые имеют свои особенности для различных режимов работы, весь процесс СТР с НКП одинаковый для всех типов обслуживания. Работы по подъему триггеров с помощью стержней выполняются так же, как и с трубами, а отвинчивание (завинчивание) стержней осуществляется с помощью механического штанги.
В случае заклинивания штепселя в цилиндре насоса или стержней в трубке (парафинирование), а также их поломке возникает необходимость одновременного подъема труб и стержней. Процесс осуществляется путем поочередного отвинчивания трубы и стержня.
Капитальный ремонт скважины сочетает в себе все виды работ, которые требуют долгого времени, больших физических усилий и привлекательности многочисленных многофункциональных устройств. Это работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как с скважинным оборудованием, так и с самим колодцем, работа по переводу скважины с одной рабочей площадки на другую, работа по ограничению или устранению притока воды, увеличению толщины эксплуатируемых материал
, воздействие на формацию, резку нового ствола и другие.
Принимая во внимание специфику работы, в отделах добычи нефти и газа создаются специализированные семинары по капитальному ремонту бригад. В бригаду входят мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.
Работа выполнена на геологической стороне, что указывает на характеристики скважины, а также список всех запланированных работ.
Колодец, который прошел капитальный ремонт, остается в действующем фонде, но он исключен из существующего фонда.
7 Методы увеличения производительности скважин
В течение долгого времени нефтяная промышленность Татарстана развивалась очень интенсивно через открытие и ввод в эксплуатацию высокопроизводительных нефтяных месторождений в 50-е и 70-е годы; их высокая производительность позволила быстро увеличить добычу нефти с минимальными удельными капитальными вложениями и относительно низкими затратами материальных и технических ресурсов. Так, в Зеленогорской площади накопленная добыча нефти в 1998 году составила 27 252 тонны. Но с 1990 по 1998 год годовая добыча нефти сократилась на 1199 тысяч тонн. Во-первых, состояние сырьевой базы промышленности ухудшилось из-за значительного производства высокопродуктивных водохранилищ, которые в течение длительного времени работают и разрабатывают низкопроницаемые резервуары, высоковязкое масло, слои, лежащие на больших глубинах, использование традиционных технологий для их развития становится неэффективным и невыгодным. В настоящее время, благодаря усилиям нефтяной науки и практики, российская нефтяная промышленность владеет практически всеми технологиями повышения нефтеотдачи в мире. По данным РНТЦ «Нефтеотдача», на месторождениях России в Татарстане в экспериментальном и промышленном масштабе более 20 методов используются для увеличения добычи нефти и более 130 технологий для их реализации. Одним из наиболее перспективных направлений в разработке месторождений является использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Низкая эффективность той или иной технологии объясняется отсутствием более или менее достоверных данных о состоянии образования в районе скважины, выбранной для удара.
Загрузка ПДС. Перспективным направлением в области добычи нефти является использование полимерно-дисперсной системы. Суть этой технологии заключается в том, что низко концентрированный раствор полиакриламида и глинистой суспензии перекачивается чередующимися частями с разрезом воды 80-98%.
В результате флокулирующего действия полимера и его адсорбции на стенках пор обнаруживается осаждение как глинистой суспензии, так и пористой среды происходит с образованием устойчивой к стиранию массы, которая уменьшает проницаемость полива.
Использование ПДС в НГДУ было начато в 1984 году, на 65 объектах для прокачки системы использовалось 51,8 тонны. полиакриламида. Кроме того, были проведены экспериментальные работы по введению композиций ПДС с CaCl2 в скважинах Зеленогорской площади. С начала разработки ПДС был загружен в объеме 1,84 тонны и, кроме того, он получил 4,1 тыс. тонн.
Гидравлический разрыв пласта. В 2007 году продолжалась работа по гидравлическому разрыву швов, проведено 46 обработок, в т. ч. 45 на добычу полезных ископаемых, дополнительное производство для них составило 34 308 тыс. Тонн нефти. Доля добычи нефти из-за гидравлического разрыва превышала 6,5% от общего объема производства в НГДУ. Количество обработок достигало 246 скважин, в т. ч. 34 нагнетательных скважины. С момента внедрения ГРП средний прирост суточного производства составляет 4,2 тонны в сутки, что более чем в два раза увеличивает расход этих скважин. Среднесуточный прирост эксплуатационных скважин после ГРП в текущем году составляет 5,0 тонн в сутки.
Чтобы оценить влияние гидравлического разрыва на водоотвод производства в НГДУ, в соответствии с комиссией экспериментальный разрыв был выполнен на скважинах с водозаборами выше принятых (до 50%).
Из-за недостаточной эффективности ранее проведенного гидравлического разрыва в установке для нагнетания объем за последние годы был сокращен до 1-2 скважин.
Использование поверхностно-активных веществ. Эффективность использования поверхностно-активных веществ при перемещении масла обусловлена повышенными свойствами промывки водой из-за уменьшения межфазного натяжения масла при контакте с инжектируемой водой и пластовой породами и уменьшением контактных углов смачивание, что приводит к полной экстракции масла.
В Зеленогорском районе на Зеленогорской площади было введено 306 тонн поверхностно-активных веществ метанола (AФ9-12), а в разработке было задействовано 918 000 тонн, а дополнительная добыча нефти - 7,24 тысячи тонн, а поверхностно-активное вещество типа OP-I0 была введена в объеме 140 тонн, 420 000 тонн было вовлечено в разработку, прирост извлекаемых запасов - 20,8 тыс. тонн, а дополнительная добыча нефти - 13 415 тыс. тонн.
Нестационарный завод. Впервые предложение об эффективности нестационарного заводнения было выражено М.Л. Сургутчева в конце 50-х. на основе анализа развития месторождений Куйбышевской области.
При традиционной технологии затопления реальных швов, характеризующихся сложной гетерогенной геологической структурой, значительная часть запасов нефти в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах или блоках остается неконтролируемой подачей воды. Когда гидродинамические градиенты давления изменяются по величине и направлению в масляном резервуаре, инжектированная вода вводится в застойные нефтенасыщенные зоны и каналы, и масло перемещается из них в активные зоны дренажа.