Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т. д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущих ремонтах скважин относятся работы по спускоподъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования.

Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих я нагнетательных скважин.

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

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 дебитов и полное, прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполадками в работе подземного оборудования и самой скважины.

Восстановительный - текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их остановкой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).
Таблица 3 - Виды текущего ремонта скважин

Шифр	Виды работ	Технико-технологические требования
ТР2	Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами
ТР2-1	Смена ЭЦН	Нормальная подача и напор
ТРЗ	Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок	Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Увеличение дебита нефти
ТР4	Консервация и расконсервация скважин
ТР4-1	Консервация скважин	Выполнение заданного объема работ
ТР4-2	Расконсервация скважин	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованием. Технологический эффект прямо не определяется
ТР5	Ремонт газлифтных скважин	Выполнение заданного объема работ
ТР7	Ремонт газовых скважин	Увеличение дебита нефти уменьшение обводненности продукции

---

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности:

1) ремонты при глубине скважины до 1500 м;

2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м.

Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт.
Таблица 4 - Виды капитального ремонта скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
КР-2	Устранение негермитичности эксплуатационной колонной	Герметичность колонны при опрессовке
КР3	Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны	Отсутствие (снижение) выноса песка при эксплуатации скважины
КР-4	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин и в процессе ремонта	Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины
КР5	Переход на другие горизонты и приобщение пластов

Продолжение таблицы 4

КР5-1	Переход на другие горизонты	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями
КР5-2	Приобщение пластов	Снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти
КР7	Ремонты скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, ОРЗ, ОРЭ	Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды

---

3.1.1 Глушение скважин
Технологический процесс создания противодавления на пласт, в результате которого прекращается добыча пластового флюида, называется глушением скважин. Он необходим для осуществления текущего и капитального ремонта.

Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

- скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

- скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин. Жидкость должна быть:

- совместима с пластовыми флюидами

- технологична в приготовлении и использовании.

- химически инертна к горным породам, составляющим коллектор
- термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

- негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной

Жидкость глушения должна:

- исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

-обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

- способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пластовый флюид".

Подготовительные работы.

1) Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.

2) Определяют величину текущего пластового давления.

3) Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.

4) Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины).

5) Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

6) Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

Проведение процесса глушения.

Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

---

Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.
3.2 Технология проведения подземного ремонта скважин
3.2.1 Виброобработка
Вибрационная обработка - воздействие на ПЗП пульсирующими давлением и скоростью движения жидкости в затрубном пространстве. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта по нему распространяются не только создаваемые искусственно колебания, но и возникают отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса (синхронности, равенства) распространения обеих волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде из-за ее неоднородности, т.е. увеличится проводимость пласта. В ПЗС, находящейся наиболее близко к источнику создаваемых колебаний, будут происходить наибольшие нарушения.

Вибровоздействие способствует также снижению вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, разрушению структуры смолистых и парафинистых составляющих нефти.
В соответствии с приведенным механизмом действия колебательных процессов в пласте вибровоздействие на ПЗП применяется для увеличения притока нефти в добывающих скважинах, приемистости нагнетательных скважин, повышения эффективности ГРП и солянокислотных обработок.

Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах:

- с проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта;

- с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ (в результате проникновения в пласт бурового и цементного растворов, утяжелителей, воды и т. д.);

- эксплуатирующих пласты, сложенные низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;

---

- с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.

Не рекомендуют проводить вибровоздействие в скважинах:

- технически неисправных;

- расположенных близко от ВНК;

- сильно поглощающих жидкость и имеющих низкие пластовые давления.

- в скважинах с высоким пластовым давлением и низкой проницаемостью

До начала работ проводят следующее:

а) определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;

б) рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;

в) определяют потребное число агрегатов, их типы, разрабатывают схему их расстановки (применительно к условиям конкретной скважины);

г) намечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости при вибровоздействии в нефтяных скважинах используются нефть, соляная кислота, керосин и их смеси; в водонагнетательных скважинах - вода, соляная кислота и другие жидкости на водной основе
Вибровоздействие на ПЗП производят в основном гидравлическими вибраторами. Существуют вибраторы золотникового типа и гидроударники.

Гидравлический вибратор золотникового типа (ГВЗ) создает колебания давления вследствие периодического перекрытия золотником потока рабочей жидкости.

В корпусе жестко закрепляется ствол в виде стакана с щелевидными прорезями на его образующей. Внизу цилиндра имеется отверстие. На стволе вращается золотник (подвижный элемент, направляющий поток жидкости или газа в нужный канал через отверстия) также с щелевыми прорезями вдоль образующей. Прорези в стволе и золотнике выполнены под некоторым углом к их образующим. Однако направления прирезей в стволе и золотнике противоположные. Таким образом, создается как бы турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол, а рабочим колесом - золотник. В стволе также имеются пусковые отверстия для запуска золотника при перекрытии щелей в стволе.

Закачиваемая рабочая жидкость проходит через щели в стволе и попадает в щели в золотнике. В этот момент, из-за расположения отверстий под углом друг к другу, золотник начинает вращаться под действием струи жидкости. Во время своего вращения золотник периодически перекрывает щели в стволе, что приводит к созданию гидравлических импульсов (ударов).

Частота гидравлических ударов зависит от числа щелей в золотнике и его оборотов. ГВЗ могут создавать колебательные движения с частотой до 30000 Г

---

Смотрите также файлы

• Сабаты таырыбы Екі рнекті осындысыны жне айырымыны кубы. Екі рнекті кубтарыны осындысы мен айырымы.docx

• Баллов 1,00 из 1,00 Текст вопроса.docx

• Баллов 1,00 из 1,00 Не отмеченоОтметить вопрос.docx

• Нетрадиционные формы проведения родительских собраний в начальной школе. Подготовила Кузнецова Д. А. Учитель нач классов маоу сош 33.pptx

• Тема Термодинамика (теория).doc