I. Текущий ремонт скважин

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа под­земных ремонтов скважин, которые исходя из вида ремонта под­разделяются на текущий и капитальный. В промысловой прак­тике под термином «подземный ремонт скважин» подразумева­ется только текущий ремонт.

Ниже в соответствии с «Классификатором ремонтных работ в скважинах» РД 39-0147009-531—87 приведены виды работ, выполняемых при текущем и капитальном ремонтах скважин.

Объем и последовательность ремонтов скважин, особенно капитальных, определяются на основании исследований сква­жин, которые в полном объеме могут быть проведены только после подъема скважинного оборудования.

I. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Основа плана текущих ремонтов скважин — плановые величины межремонтного периода работы скважинного оборудования, гео­лого-технические мероприятия по выполнению заданий по до­быче нефти, осуществляемые путем оптимизации технологиче­ских режимов работы скважин, плана ввода скважин после бу­рения и освоения.

Работа скважин характеризуется межремонтным периодом (МРП) — продолжительностью эксплуатации скважин (в сут­ках) между двумя последовательно проводимыми текущими ре­монтами скважин. Обычно он исчисляется в среднем за квартал (полугодие, год) по каждой скважине, цеху по добыче нефти и газа, нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объедине­нию в целом (в среднем) и по способам эксплуатации.

Продолжительность простоев скважин учитывается коэффи­циентом эксплуатации — отношением фактически отработанного времени к календарному времени за год, квартал, месяц. При высокой организации производства этот коэффициент достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи нефти 0,99—1.

Текущий ремонт скважин (ТРС)—это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважинного и устьевого оборудования, изменению режима эксплуатации скважины, очи­стке подъемной колонны и забоя от парафинисто-смолистых отложений, солей и песчаных пробок.

По классификатору приняты следующие обозначения видов работ при текущем ремонте скважин.

ХР1—оснащение скважин скважинным оборудованием при

вводе в эксплуатацию из бурения, освоения, бездействия, кон­сервации, в том числе: ТР1-1—ввод фонтанных скважин; ТР1-2 — ввод газлифтных скважин; ТР1-3 — ввод скважин, обо­рудованных скважинными штанговыми насосами (ШСН); ТР1-4 — ввод скважин, оборудованных центробежными электро­насосами (ЭЦН);

ТР2 — перевод скважин на другой способ эксплуатации, в том числе: ТР2-1 — с фонтанного на газлифтный; ТР2-2— с фонтанного на ШСН; ТР2-3 —с фонтанного на ЭЦН; ТР2-4 — с газлифта на ШСН; ТР2-5 —с газлифта на ЭЦН; ТР2-6 — с ШСН на ЭЦН; ТР2-7 —с ЭЦН на ШСН; ТР2-8 —с ШСН на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ); ТР2-9 — с ЭЦН на ОРЭ; ТР2-10 — прочие виды переводой;

ТРЗ — оптимизадия режима эксплуатации, в том числе: ТРЗ-1 — изменение глубины подвески, смена типоразмера ШСН; ТРЗ-2 — изменение глубины подвески, смена типоразмера ЭЦН; ТРЗ-3 — изменение режима работы газлифтного подъемника за­меной скважинного оборудования;

ТР4 — ремонт скважин, оборудованных ШСН, в том числе: ТР4-1—ревизия и смена скважинного насоса; ТР4-2 — устране­ние обрыва штанг; ТР4-3 — устранение отвинчивания штанг; ТР4-4 — замена штанг; ТР4-5 — замена полированного штока; ТР4-6 — замена, опрессовка и устранение негерметичности на-сосно-компрессорных труб (НКТ); ТР4-7 — очистка и пропарка НКТ; ТР4-8 — ревизия, смена устьевого оборудования;

ТР5 — ремонт скважин, оборудованных ЭЦН, в том числе: 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 фонтанной скважины, в том числе: 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, в том числе: 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 скважин, в том числе: ТР9-1 — промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ; ТР9-2 — обработка забоя химическими реагентами;

ТР10 — опытные работы по испытанию новых видов подзем­ного оборудования;

ТРИ —прочие виды работ.

Подготовительный комплекс работ при текущем ремонте скважин включает работы по передислокации ремонтного обо­рудования, планировке территории рабочей зоны, глушению скважины, монтажу подъемных установок и разборке устьевого оборудования.

К основным видам работ относят спуск и подъем скважин­ного оборудования, спуск и подъем колонны НКТ для промывки скважины, шаблонирование скважин, очистку устьевой арма­туры, труб и штанг от парафинисто-смолистых и солевых отло­жений; смену труб и штанг, монтаж и демонтаж устьевого обо­рудования ШСН и ЭЦН, работы по ремонту оборудования устья скважины (трубной и колонной головок).

Ремонт скважин выполняют в определенной последователь­ности, приведенной на рис. 5.1. Из этого рисунка видно, что под­готовительный комплекс заканчивают разборкой устьевого обо­рудования. Если предусмотрено изменение глубины подвески скважинного оборудования, то осуществляют спуск или подъем необходимого числа НКТ. При обрыве или отвинчивании штанг проводят подъем верхней части колонны штанг, извлечение с по­мощью ловильного инструмента нижней части колонны штанг с последующим спуском полного комплекта штанг.

Полный подъем скважинного оборудования, его демонтаж и доставку на ремонтную базу осуществляют при замене сква­жинного оборудования (насоса, труб), смене способа эксплуа­тации, очистке забоя и подъемной колонны от парафина и соле­вых отложений, а также песчаных пробок. В этом случае проверяют оборудование устья скважины (колонную головку), обвязывающее колонны обсадных труб и герметизирующее меж­колонные пространства. При необходимости выполняют ремонт, так как при неисправном оборудовании устья скважины прове­дение дальнейших ремонт-ных работ не разрешается. Замену НКТ и штанг на новые проводят после отработки их ресурса.

Если требуется очистка эксплуатационной колонны от пара­финисто-смолистых и солевых отложений или ликвидация песча­ной пробки, то вначале скважины обследуют спуском шаблона-печати с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, проверяют состояние эксплуатационной колонны и ствола сква­жины. Затем очищают колонну от отложений и песчаной пробки. При спуске ЭЦН, гидропоршневого и электродиафрагменного насосов, газлифтного оборудования проверяют проходимость эксплуатационной колонны спуском на кабеле шаблона соот­ветствующего диаметра и длины до глубины спуска оборудова­ния. В газлифтных и гидропоршневых скважинах замену кла­панов и насоса проводят без подъема НКТ. Заключитель­ный комплекс работ заканчивают сдачей скважины в эксплуа­тацию.