Виды подземных работ в скважинах

Содержание

        1. Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .        3                                                               

        2. Виды подземных работ в скважинах. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .        4                

  3. Текущий ремонт скважин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .       6

  4. Капитальный  ремонт скважин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .       9                                                                                                                                                                                                                                                                                                              

  5. Оборудования для подземного ремонта скважин. . . . . . . . .       21                 

  6.                                                                                                                                                             
Введение                                                                                                                                             

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Текущий ремонт скважин подразделяют на: планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.                           Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин.                                            Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.                                                                                   Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.   В настоящее время более 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5 % - с УЭЦН. При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции:                                                                                                       а) транспортные - доставка оборудования на скважину;                                                  б) подготовительные - подготовка к ремонту.                                                                  в) спускоподъемные -подъем и спуск нефтяного оборудования;                                          г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;                                                                                                                                      д) заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.                                                                                         Характер операций, выполняемых при подземном ремонте, зависит от способа эксплуатации, поскольку он определяет применяемое внутрискважинное оборудование.

Виды подземных работ в скважинах

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.                                                                                                                 При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.                                                                                     Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт скважин подразделяют на: планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.                           Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин.                     Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.                                                                                Межремонтный период работы скважин – это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино – дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.                                                                                                    Основными путями повышения Кэ (что равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.                                Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.                                                                         Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.   Наряду с  понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино – операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино – операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повешение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи. Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

Текущий ремонт скважин

Работы, выполняемые при текущем ремонте скважин, можно подразделить на следующие группы:                                                                                  подготовительные работы, включающие переезд бригады текущего ремонта, глушение скважины (в случае, если ремонт производиться при открытом устье), размещение комплекса оборудования на устье скважины и его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого оборудования; непосредственно сами ремонтные работы, основной объем которых занимают спускоподъемные операции;                                                          заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и инструмента от загрязнений при ремонте скважины, демонтаж оборудования, очистку территории рабочей зоны.  Работы выполняются бригадой в соответствии с планом на текущий ремонт скважины.                                  Каждая бригада текущего ремонта должна иметь в наличии минимальный перечень оборудования, инструментов, приспособлений, спецодежды, необходимый для безопасной и эффективной работы. Данный перечень не реже чем в 5 лет может пересматриваться для включения инструментов, оборудования и материалов новых типов. Перечень может быть адаптирован к конкретным специфическим условиям ремонта.                                                Типовой табель технического оснащения цеха текущего ремонта скважин включает минимально необходимое оборудование, инструменты и приспособления для обеспечения эффективной работы бригад текущего ремонта скважин.                                                                                                                    При добыче нефти из скважин, призабойная зона которых сложена слабоцементированными породами, возможны вынос песка и образования песчаных пробок. Это приводит к нарушению режима ее эксплуатации, уменьшению или прекращению подачи нефти. Пробки могут образовываться в НКТ и эксплуатационной колонне. В некоторых случаях их мощность может достигать нескольких сотен метров.                                                                                     Для удаления песчаных пробок применяют различные  способы. Например, способ их удаления при помощи простой желонки, которую спускают в скважину на канате, и за 10-15 м до пробки лебедку растормаживают. В результате удара клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается. Освобожденную на поверхность желонку вновь спускают в скважину.  Кроме простой желонки, используют поршневые желонки, принцип действия которых следующий. При спуске желонки поршень занимает верхнее положение, а после достижения пробки под действием силы тяжести штока опускается вниз. Крайние пложения хода поршня ограничивают пружины. При крайнем нижнем его положении жидкость проходит их нижней части желонки в верхнюю через отверстия в поршне. При подъеме поршня все отверстия в нем закрываются общей крышкой, свободно насаженной на стержень. В этом случае сначала приподнимается шток, а корпус остается на месте до тех пор, пока поршень не дойдет до верхнего положения. При его движении под ним создается вакуум и песок засасывается внутрь желонки.                 Применяются также автоматические желонки, которые работают за счет резкого перепада давления в рабочей полости желонки.                                    Иногда песчаные пробки разбуривают при помощи беструбного гидробура, который спускают в скважину на стальном канате.                                            Гидробур состоит из долота ударного типа для разрушения пробки, желонки, плунжерного насоса для циркуляции жидкости в зоне удаления пробки.     Принцип действия гидробура следующий. После упора инструмента на забой плунжер насоса под действием собственного веса и силы инерции двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса через отверстия клапана. При подъеме инструмента плунжер перемещается вверх, в результате чего жидкость всасывается из корпуса желонки через клапан. При этом в желонку через трубу всасывается жидкость с частицами песка, которые после выхода из трубы оседают на дне желонки. Для удаления песка из желонки на поверхности необходимо снять долото. Способы очистки скважин от песчаных пробок желонками и гидробурами малоэффективны и применяются для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок.                                                                                                           Более рациональный способ очистки скважины от песчаных пробок промывкой их водой, нефтью или другой промывочной жидкостью.                       В скважину до пробки спускают промывочные трубы. Через эти трубы или в затрубное пространство прокачивают под давлением жидкость. Под действием гидромониторного эффекта струи пробка размывается и песок со струей жидкости поднимается по затрубному пространству (или по трубам) на поверхность. По мере вымывания пробки промывочные трубы спускают на полную длину трубы. После размыва пробки скважину промывают до относительной чистоты жидкости, выходящей из скважины.                              Способы промывки подразделяют на прямые, обратные и комбинированные в зависимости от направления ввода жидкости в скважину. Выбор промывочной жидкости зависит от геологоэксплуатационной характеристики продуктивного пласта. Наиболее удобный промывочные агент – вода. Однако во многих случаях ее использование может осложнить освоение и эксплуатацию скважины. Иногда применяют нефть и реже промывочную жидкость (при промывках скважин с высоким пластовым давлением). При сильных поглощениях промывочной жидкости используют аэрированную жидкость. При проведении промывки устье скважины обвязывают специальной арматурой. Для промывки скважин применяют буровые насосы или передвижные насосные агрегаты УК – 100х200 и АзИНМАШ – 32М.  Гидравлический расчет промывки песчаных пробок нефтью аналогичен расчету промывки пробок водой, но вследствие более высокой вязкости нефти улучшаются показатели промывки – требуется меньше времени и обеспечивается большее использование мощности промывочного агрегата.                                                                                                                                                      

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.                                                                                                                            Обследование скважин – это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.                                                       Исследования скважин – комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.   Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов.                             Печать представляет собой металлический корпус, покрытый свинцовой оболочкой толщиной 8 – 10 мм, меньше диаметра колонны на 10 – 12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда используют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы – для универсальной печати. Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах  и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений,  смятий, трещин и т.п. Однако наличие дефектов в резьбе, продольных трещин в колонне печатью обнаружить не возможно. Для этого необходимо провести опрессовку колонны, которая проводится после установки пакера. К числу работ капитального ремонта относятся работы по созданию каналов связи ствола скважины с пластом. Для этого применяют перфорацию (кумулятивную, пулевую, торпедную) обсадных колонн, а также гидропескоструйную.                                                                                            Кумулятивный перфоратор. Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встречаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую – либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной, приблизительно равной диаметру заряда. Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие кумулятивного заряда резко усилится.                        Образующая при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя движется по оси заряда с большей скоростью, достигающей 8000 м / c.                            При встрече с преградой она создает давление до 30 000 МН / м2, чем и достигается ее большая прибивная сила.                                                       Кумулятивные перфораторы применяются корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно. В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно в индивидуальную герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.                                                 В кумулятивных перфораторах обеих конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором перфоратор опускают в скважину. Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до ста и более.                                    Пулевой перфоратор  бывает селективный (выстрелы пулей проводятся поочередно) и залповый (одновременные выстрелы из группы стволов). Применяют пули диаметром 11 – 12,7 мм. Диаметр перфоратора 65, 80, 98мм.                                                                                                                         Торпедный перфоратор отличается от пулевого тем, что заряжается не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создают каверны и трещины. На промыслах применяются торпедные перфораторы Колодяжного ТПК – 22 и ТПК – 32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).                                                                                                          При выборе способа перфорации руководствуются следующими положениями. Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин в колонне и цементном камне.  Кумулятивная перфорация характеризуется большой пробивной способностью  в твердых и плотных преградах и не вызывает повреждения обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твердых породах, снарядную – при относительно плотных и малопроницаемых породах, а пулевую перфорацию при неплотных породах и слабоцементированных песчаниках. Торпедирование – взывание зарядов взрывчатого вещества в скважинах для отчистки призабойной зоны от посторонних предметов и улучшения притока нефти или газа на забое скважины.                                                                       Дефекты в эксплуатационной колонне обычно ликвидируют путем спуска дополнительной колонны в случае:                                                                   невозможности ликвидации дефекта путем цементирования;                           наличия нескольких дефектов на разных глубинах;                                         возможности спуска дополнительной обсадной колонны ниже места слома основной эксплуатационной колонны.                                                         Дополнительные колонны спускают внутрь основной обсадной колонны с установок ее башмака ниже дефекта (выше эксплуатационного объекта или на забое). Иногда спускаемая колонна является промежуточной, т.е. перекрывает только интервал ствола с дефектом. Дополнительная колонна спускается в скважину с пакером или с последующим ее цементированием. Если по техническим причинам не удается восстановить ствол скважины до забоя, то проводят операции по зарезке и бурению второго ствола, которые заключаются в следующем:                                                                                   обследование ствола скважины; цементирование колонны и установление отклонителя на нужной глубине;                                                                            вскрывание окна в обсадной колонне;  забуривание второго ствола (до нужной глубины);                                                                                                проведение комплекса электрометрических работ; спускание колонны с последующим цементированием и опрессовкой;                                            перфорирование колонны в зоне продуктивного горизонта.                 Отклонитель – инструмент в виде плоского или желобообразного клина, спускаемый в скважину на бурильных трубах или кабеле. Предназначен для обеспчения необходимого отклонения при вскрытии окна в колонне и бурового инструмента при бурении второго ствола.                                          Райбер – фрезер скоростного резания типа РПМ предназначен для вскрытия окна в колоннах диаметром 146 – 273 мм. Вскрытие окна производят роторным способом последовательно набором трех райберов. После вскрытия окна бурения второго ствола проводят обычным порядком.              Все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа, при ликвидации и списания затрат делятся на шесть категорий: 1. Поисковые и разведочные скважины ( а также опорные и параметрические), выполнившие свое назначение и оказавшиеся сухими или водяными, не доведенными до проектной отметки, а также скважины с притоком нефти или газа промышленного значения.                                                2. Эксплуатационные скважины, оказавшиеся сухими или водяными, а также оценочные, выполнившие свое назначение.                                                                   3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки, аварии в процессе бурения, испытания и эксплуатации, а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов.                                                                                                                                  4. Скважины основных фондов предприятия, после обводнения сверх предела по проекту разработки, снижения дебитов нефти и газа до предела рентабельности, при прекращении приемистости нагнетательных скважин.       5. Скважины в запретных зонах (полигоны, промышленные предприятия, населенные пункты), скважины, ликвидируемые после стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т.д.) или вследствие причин геологического характера.                                                                                                                                   6. Законсервированные скважины в ожидании организации промысла (свыше 10 лет); скважины, использование которых невозможно из – за несоответствия условиями эксплуатации – конструкции, диаметра и коррозиестойкости обсадной колонны и ее цементирования.                               На каждую скважину, подлежащую ликвидации, должен быть составлен план проведения работ по оборудованию устья и стволом скважины, согласованный с территориальным округом Госгортехнадзора, а также военизированной частью (отрядом) по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и утвержденный руководством объединения. В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основной ликвидацией является заполнения ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50 – 100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях. При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазоводопроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки.                                 При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.                                                                                                                          После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации – исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактические положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).                                                                        Ремонтно – изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.                                                                                         Причиной прорыва посторонних вод является: некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;                               разрушения цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины;                                                                                             наличие в теле колонный слома, трещин, раковин;                                                    наличие соседней обводненной скважины.                                                              При капитальном ремонте исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод.                                                                                                          Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят:                                                                                                                             заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбуриванием цементного кольца; заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков; спуском дополнительной колонны и ее цементированием; спуском специальных пакеров.                                                                                          Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют:                                                                                                                      заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора;                                                                                                                             заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора.                                                    Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком, и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.                                              После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой, а затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя.                                                                                   При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху.                                                                                       Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора. Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляется способом “сифона” с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления.                                                         Технология изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта.                             Для перекрытия доступа воды из одной скважины в другую проводят цементирование обводненной скважины под давлением через отверстия фильтра водо- или нефтецементным раствором. В процессе цементирования и затвердения цемента необходимо провести испытания обеих скважин на закрытие вод опрессовкой или при максимально возможном снижении уровня раствора в колонне.                                                                    Цементирование под давлением через отверстие в фильтре или через дефект в колонне проводится с целью продавливания цементного раствора. Изоляция будет более эффективной, чем выше давление и чем меньше будет проводиться продавка цементного раствора.                                 Используют основные технологии:                                                                                           1. Цементирование под давлением через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана. Спущенные трубы устанавливаются на 5 – 10 м выше ввода цементного раствора. Цемент ниже конца заливочных труб после твердения разбуривается.                                                                              2. Цементирование под давлением через заливочные трубы с вымыванием излишнего цементного раствора. После продавки цементного раствора производится наращивание колонны заливочных труб для вымывания цементного раствора из зоны его ввода.                                                                         3. Комбинированный способ цементирования при необходимости оставлять скважину под давлением до конца схватывания цемента. При этом нижний конец  заливочных труб устанавливается в пределах нижних отверстий фильтра. После вытеснения цементного раствора из заливочных труб последние поднимаются выше уровня раствора, устье скважины герметизируется, цементный раствор продавливается жидкостью, закачиваемой в трубы или одновременно в трубы и в кольцевое пространство. Затем скважина оставляется герметически закрытой под давлением до конца затвердения цемента.                                      Цементирование без давления производится для создания нового цементного забоя, цементного стакана или перекрытия нижней части фильтра.                                                                                                       Цементирование с помощью заливочного агрегата осуществляется путем спуска заливочных труб, нижний конец которых устанавливается у нижней границы предполагаемого цементного стакана. Через заливочную головку закачивается расчетное количество цементного раствора, который вытесняется в кольцевое пространство до выравнивания столба в трубах и кольцевом пространстве. Затем трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом обратной промывки.                                                                                                    Цементирование по способу “сифона” проходит по следующей технологии. В скважину спускается колонна заливочных труб и через вертлюг промывается водой для полного заполнения ствола. Нижний конец заливочных труб устанавливается у нижней кромки цементного стакана. На верхний конец заливочных труб монтируется воронка с сеткой, через которую подается цементный раствор, после чего через вертлюг закачивается вода. Движение жидкости происходит до равновесия столбов цементного раствора в трубах и кольцевом пространстве. Затем заливочные трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишней цементный раствор вымывается способом прямой промывки.                                                                                    Цементирование с помощью желонки применяют в скважинах глубиной до 800 – 900 м. При этом цементный раствор небольшими порциями подается на забой специальной желонкой.                                                                                         В процессе цементирования можно использовать пакеры, как извлекаемые, так и неизвлекаемые.                                                                                      Применение пакеров имеет ряд преимуществ:                                                           на участок обсадной колонны от пакера до устья не передается высокое давление в заливочных трубах в процессе продавливания цементного раствора;                                                                                                                            возможно цементирование под давлением при негерметичности верхней части обсадной колонны;                                                                                       исключается возможность попадания цементного раствора в затрубное пространство. После окончания цементировочных работ обычно проводятся испытания обсадной колонны на герметичность. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой и манометром. Жидкость нагнетается в колонну с плавным увеличением давления. Давление на устье скважины должно на 20 % превышать ожидаемое максимальное устьевое давление, но не менее 8 – 9 Мпа (для колонн 168 – 140 мм). Возможна опрессовка отдельных участков с помощью пакера. Проверка на герметичность заключается в том, что после замены глинистого раствора на воду не должно происходить перелива жидкости или выделения газа, а также в течение 30 мин давление не должно снижаться более чем на 0,5 (при давлении выше 7,0 Мпа) или 0,3 Мпа (при давлении 7,0 Мпа).                                                                                                            При испытаниях колонны на герметичность способом снижения уровня с помощью компрессора и откачки жидкости добиваются, чтобы остающийся в скважине столб жидкости был на высоте на 20 % менее столба при вызове притока в процессе опробывания. В скважинах, пробуренных глинистым раствором с плотностью не более 1,4 г / см3, проверка на герметичность заключается в замене этого раствора на воду. При этом в течении часа не должно быть перелива или выделения газа.                                                           При капитальном ремонте скважин для транспортировки и приготовления цементного раствора используется цементосмесительная машина СМ – 4М на базе автомобиля ЗИЛ – 131А.                                                                                         К капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта.                                       Наиболее часто встречаются следующие аварии:                                                                   1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся: а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхождения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере циркуляции (связанной с качеством бурового раствора);                                                                          б) “полет” (обрыв) насосно – компрессорных и бурильных труб. “Полет” НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При “полете” бурильных труб в скважине остается и бурильный инструмент.                                                                                                                             2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами, якорями, забойными двигателями, приборами и др. К ним относятся:                                         а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагменных насосов;                                                                                                           б)  оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него;                                                                                                                                                  в) оставление в скважине штангового насоса и штанг;                                                          г) оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва;                                     д) оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки;                                                                                                                   е) оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофизических приборов.                                                                                   3. Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся:                                                                                                                                       а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов;                                                                                                                             б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ;               в) оставление проволоки;                                                                                                          г) оставление гибких труб.                                                                                                 4. Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов – плашек, сухарей и т.д.                                                                                             Существуют простые правила, позволяющие существенно уменьшить риск возникновения аварий:                                                                                                               при спуске нестандартного оборудования или инструмента необходимо задать себе вопросы: можно ли извлечь этот инструмент при его возможном прихвате и оставлении? Какой инструмент для этого нужен и есть ли он в наличии? Необходимо оставлять эскизы с размерами на все оборудование и инструмент, особенно нестандартного и крупногабаритного. Следует избегать холостых рейсов при спуске оборудования и инструмента, так как любой рейс увеличивает риск возникновения аварий.                                                  При проведении ловильных работ необходимо на поверхности убедиться в работоспособности инструмента перед спуском в скважину. Недостаточная четкость в захватывании ловильного объекта инструментом значительно уменьшает успех его последующей работы в скважине.                  Существующие современные технологии и инструменты позволяют ликвидировать практически любую аварию, однако стоимость работ может оказаться очень высокой и скважину целесообразнее ликвидировать.        Основными видами работ при устранении аварий в скважинах являются ловильные, фрезерные и вспомогательные.                                                                  В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и насосно – компрессорных труб, режущие устройства для очистки ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабелей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и инструмент.                                                                                     Захватные устройства в первом случае предназначены для захвата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и канатов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По  принципу работы захватные устройства доя труб бывает врезные, плашечные и спиральные. К врезным инструментам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным – ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным – труболовки и ловители.            Режущие инструменты – фрезеры забойные, кольцевые, комбинированные, райберы, труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, плашечным и др.)          К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фиксаторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пауки, яссы, металлошламоуловители и др. Рассмотрим более подробно захватные устройства для насосно – компрессорных труб.                                                Метчик представляет собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за внутренную. Для НКТ метчики выпускаются типов МЭУ (универсальный) и МЭС (специальный), а для бурильных труб – типов МБУ и МСЗ. Метчик типа МЭУ предназначен для ловли и извлечения НКТ, верхний конец которых заканчивается ниппелем и муфтой. Ловля осуществляется путем врезания во внутреннюю поверхность трубы. Метчик типа МЭС позволяет осуществлять ловлю НКТ, верхний конец которых оканчивается муфтой. Метчик типа МСЗ – это специальный метчик для бурильных труб с захватом путем ввинчивания в замковую резьбу.     Колокол типов К и КР представляет собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом на наружную поверхность. Колокол типа КС (сквозной) предназначен для ловли труб, верхний конец которого поврежден (смят или сломан). При его применении поврежденный конец пропускается через колокол, и он зарезается за следующую муфту или замок.  Труболовки могут быть: для захвата за внутреннюю поверхность: их называют внутренними труболовками;  для  захвата за наружную поверхность: их называют наружными труболовками, ловителями или овершотами. Труболовки могут быть освобождающиеся и неосвобождающиеся. Первые труболовки позволяют осободиться при необходимости от захваченной трубы.                                                                        Труболовки могут быть правые и левые. Правые труболовки предназначены для извлечения труб целиком, левые труболовки позволяют прикладывать крутящий момент на отворот и извлекать трубы по частям.               Выпускаются труболовки типов ТВ и ТВМ. Это инструмент плашечного типа с захватом за внутреннюю поверхность, ТВ – неосвобождающаяся, ТВМ – освобождающаяся.                                                                                               Труболовки типа ТН – наружные труболовки: ТНЗ – с плашечным захватом, ТНОС – со спиральным или цанговым захватом. Спиральные труболовки более современные, так как обладают более прочным захватом вследствие более равномерного распределения нагрузки на корпус труболовки.          Аварии с гибкими трубами НКТ во многом похожи на аварии с кабелем, и их ликвидация является сложной задачей. Аварии с гибкими трубами происходят чаще всего из – за их обрыва по причине больших растягивающих напряжений. При этом гибкая колонна в скважине приобретает форму спирали, что затрудняет ее извлечение. В месте разрыва может быть образована шейка длиной до 100 мм. Залавливание гибких труб должно осуществляться специальным инструментом (овершотом), который обеспечивает минимальное сопротивление входящим трубам. Извлечение гибких труб возможно как целиком, так и по частям. В настоящее время выпускается большая номенклатура ловильного инструмента.            Эффективность ловильных работ повышается, если в компоновку включать яссы. Яссы – это инструмент для нанесения сильных ударов по прихваченной колонне сверху вниз и снизу вверх. Яссы могут быть гидравлические и механические.                                                                                                                        В практике капитального ремонта возникает необходимость определения места прихвата. Одним из методов является замер удлинения труб при растяжении. Зная модуль упругости материала труб, растягивающие усилие и удлинение, можно определить длину колонны до прихвата. На точность метода влияют силы трения, особенно в кривых скважинах.

Оборудования для подземного ремонта скважин

При текущем и капитальном ремонтах скважин выполняют большое число однотипных операций машинами, агрегатами одного и того же назначения, но с различными параметрами. Так, например, для спуско – подъемных операций при текущем ремонте необходимо оборудование с грузоподъемностью до 30 – 35 т, а при капитальном – 80 т и более. Вместе с тем и в текущем и в капитальном ремонтах применяют одно и то же оборудование или инструмент, например элеваторы, ключи и т.п. Очень часто при капитальном ремонте используют инструменты, предназначенные для работ при текущем ремонте, при условии, что их параметры, например грузоподъемность, соответствует требуемым условиям.                                                      В целом оборудование и инструмент для подземного ремонта узкоспециализированные и имеют специфическую конструкцию, что вообще характерно для оборудования, используемого в нефтяной и газовой промышленности.                                                                                                      Особенности оборудования и инструмента обусловлены:                 необходимостью выполнения работ на глубинах от десятков до нескольких тысяч метров при весьма ограниченных диаметральных размерах скважины – порядка 0,25 м и менее. Таким образом, отношение диаметра к длине составляет примерно 1 : 10000;                                                                    необходимостью извлечения на поверхность колонны труб для крепления рабочего инструмента, его смены и выполнения каких – либо новых операций, поэтому спуск и подъем колонны труб превратились в самостоятельную группу операций, для выполнения которых создано большое число машин и инструментов;                                                                       сложным профилем скважин, в которых выполняются работы;           высокими гидростатическими давлением, температурой, химически активными и агрессивными веществами, воздействующими на спущенные оборудование и инструмент.                                                                                              Все многообразие машин и оборудования, используемых при подземном ремонте, можно разделить на две основные группы:                                                            для спуско – подъемных операций;                                                                                        для технологических операций.                                                                       Оборудование для спуско – подъемных операций включает:                                            1.

Способы эксплуатации не обеспечивают непрерывного функционирования скважины в течение всего периода его применения. Это обусловлено следующими причинами. Во-первых, внутрискважинное оборудование, предназначенное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в периодическом ремонте. Для его выполнения необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять на поверхность оборудование и спустить в скважину новое или отремонтированное. Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жидкости или газа из пласта изменяются его свойства; размеры пор и трещин, по которым течет пластовая жидкость, уменьшаются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из нефти, или даже совсем закупориваются. Для дальнейшей эксплуатации скважины в таких случаях необходимо воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его отчистки от отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличения размера пор и трещин. В-третьих,  технология разработки месторождения может потребовать прекращения эксплуатации какого-либо пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т.п. Для этого бывает необходимо изолировать отдельные пласты, обеспечить приток из неэксплуатировавшихся ранее пластов или же углубить скважину, забурить второй ствол. Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилежащие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято разделять на текущий и капитальный. В зависимости от причин, предопределяющих проведение текущего ремонта, его подразделяют на:  предупредительный  (или профилактический) – ремонт, который проводиться в соответствии с заранее составленным графиком. Его основная цель – поддержание режима эксплуатации скважины на заданном уровне – прежде всего это обеспечение требуемого дебита;                                                                                                  технологические работы выполняют при введении в эксплуатацию новых скважин после бурения или капитального ремонта, необходимости изменения режима их работы Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей является оплошность персонала.

ОХРАНА ТРУДА И ПРАВИЛА ПРОТИВОПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ                                                                                       Правила техники безопасности при проведении спускоподъемных операций

Перед началом спускоподъемных операций мастер бригады, а в его отсутствие старший оператор ПРС или бурильщик КРС должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного «мертвого» конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к «мертвякам», работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.    Автоматы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце. Управление автоматами при спуске и подъеме НКТ, зарядку и съемку элеватора и ключей выполняет оператор 5 разряда, бурильщики 5-6 разрядов. Во время подъема и спуска труб должно соблюдаться следующее:    Рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском. Подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска. Элеватор для одевания или снятия с трубы должны брать двое рабочих. Нельзя класть трубу концом на ротор или на колонный фланец. Для подтаскивания трубы нужно предварительно закатить ее со стеллажей на мостки. Посадку колонны на элеватор и на ротор следует производить плавно.                 При спуске бурильных труб нужно пропускать муфтовые соединения их через вкладыши ротора, притормаживая лебедку.                                                              На скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе.                                                                     При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (юбкой) и отвода ее в сторону .При спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически очищать от грязи, снега, парафина, нефти.                                                                                  При спускоподъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструментальный столик, а для укладки очередной трубы на мостки - «козлик». Запрещается подавать непосредственно руками НКТ к устью скважины и обратно, для этого необходимо пользоваться вилкой для подтаскивания труб и крючками.При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.                                                                         При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.                                                                    При развинчивании и свинчивании трубы подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадения штропов.

При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх, Штыри, вставленные в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.

При выбросе трубы из скважины на мостки свободный конец ее должен быть установлен на скользящую прокладку (салазки, лоток).

При использовании механизма для свинчивания труб устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 метра от пола рабочей площадки.

При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам.

При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно быть навито не менее 3-х витков каната.

Канат талевой системы оставляемый на вышке или мачте, по окончании работ должен быть смазан, отведен в сторону и надежно закреплен за рамный брус или ногу вышки (мачты).

Правила пожарной безопасности при спускоподъемных операциях

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих: точном выполнении ими инструкций по охране труда и пожарной безопасности. Без этого самые современные техника и технологии не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве .

Очень велика роль самих непосредственных исполнителей работ - рабочих.

Наряду со знаниями технологических процессов они должны иметь навыки принятия правильных действий на рабочем месте, выполнять свои обязанности так, чтобы исключить возможность возникновения опасности и вредности себе и окружающим людям , а также знать какие меры нужно принять для предотвращения и устранения пожаров .

Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах является мастер, а в его отсутствии - старший оператор, на которых возлагается:

- контроль за соблюдением  бригадой правил пожарной безопасности  на скважине , в культбудке , в  инструменталке ;

- обеспечение согласно  нормам скважин и других объектов

первичными средствами пожаротушения и содержание их в чистом и исправном состоянии ;

- руководство бригадой  по тушению пожара в случае  его

возникновения до прибытия пожарной команды .

Вся территория возле скважины и помещений должна содержаться в чистоте и порядке. Замазученность территории, загромождение дорог , проездов к скважине , средствам пожаротушения , водоемам запрещается.

Работа на скважине разрешается, если она заглушена, имеются средства герметизации .Освещение на скважине допускается только электрическое, применительно к особо сырым помещениям взрывозащищенного исполнения Производство огневых работ на скважине запрещается .

Курение разрешается только в специально отведенном месте.

Использовать средства пожаротушения не по назначению запрещается. Над огнетушителями, расположенными на открытом воздухе, следует устраивать навес - козырек. Запрещается оставлять в вагоне - домике включенные электроприборы при отсутствии в нем людей. Горючесмазочные материалы надо хранить не ближе 20 м от места установки подъемного агрегата .

При возникновении пожара необходимо сообщить пожарной охране и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения

. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

Охрана окружающей среды при спускоподъемных операциях

При производстве текущих и капитальных ремонтов скважин наиболее вероятен контакт пластовых флюидов (нефть, газ, пластовая вода) с окружающей средой

(почва, вода, атмосфера). Кроме  того, подготовленные для операции  рабочие жидкости, обработанные  химреагентами, также представляют  угрозу окружающей среде.

В целях предотвращения загрязнения среды необходимо принять все меры, исключающие попадание нефти и растворов в почву и воду, а газов в воздух. Для этого необходимо иметь приспособление, улавливающее жидкости (например, поддоны, откачивающие насосы) и утилизирующее их.

Попадание газа в атмосферу (особенно с сероводородом) должно быть прослежено с помощью индикаторов. Особенно опасны разливы нефти, которые еще и пожароопасны. При производстве спуска-подъема НКТ подъем и опускание элеваторов необходимо проводить без ударов и рывков, при этом элеватор должен быть обращен замком вверх. При перерывах в работе колонна НКТ и штанга должны быть спущены на устьевой фланец скважины, а талевой блок - на рабочую площадку. Машинист подъемника обеспечивает исправность искрогасителя и чистоту смотрового стекла. При переезде он проверяет отсутствие предметов на гусеницах и не допускает переезда через нефтеводогазовые трубопроводы, проложенные на поверхности. В ночное время должны быть освещены верх подъемного сооружения и рабочая площадка. Не допускается работа на установках без аккумуляторов. Монтажное оборудование (ключи, спайдеры, элеваторы и т.п.) должно отвечать техническим требованиям. Спускоподъемные операции начинают только после установки оттяжек, проверки действия ограничителя двигателя крюкоблока и заземления агрегата. Подниматься на вышку агрегата допускается только в аварийных случаях персоналу с предохранительными поясами. Все канаты на агрегате подлежат периодическому осмотру. Не разрешается работа агрегата при обрыве одной пряди, а также, если на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5 %, а в канате диаметром свыше 20 мм - более 10 % всего числа проволок.

Охрана недр при спускоподъемных операциях

Текущий и капитальный ремонт скважин является одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а так же различными химическими реагентами или их растворами, составляющий основу рабочих и промывочных жидкостей. В подготовительно – заключительный период ремонтных работ из-за нарушений режимов глушения скважины или ее освоения возможны выбросы скважиной вплоть до неуправляемого фонтанирования. Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ по подземному ремонту скважин достигается проведением следующих мероприятий: Сбор, вызов или обезвреживание на месте продуктов ремонта (углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна); Обваловка площадки вокруг скважины, особенно в случаях возникновения неуправляемого фонтанирования; Применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств; Рекультивация территории, примыкающей скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба передвижением тяжелых автомобильных и тракторных агрегатов. 

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных работ, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Качество выполненного ремонта оценивается непосредственно на устье - когда скважину пускают в работу и она начинает работать в нормальном режиме эксплуатации. Еще качество ремонта оценивается временем ее выполнения: чем быстрее бригада ПРС выполнит ремонт- тем больше она получит премиальной оплаты. Так как, СПО занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то качество ремонта будет зависеть от времени проведения СПО и, чем быстрее производятся операции по СПО в процессе ремонта скважины, тем качественнее будет ремонт. Данное условие достигается за счет создания надежных автоматов для свинчивания и развинчивания труб и штанг. В 1995 году впервые в России были приобретены импортные комплекты «Гибкая труба» объединениями «Юганскнефтегаз» и «Сургутнефтегаз». Данная установка исключает поочередное свинчивание (отвинчивание), а СПО сводятся к непрерывному спуску (подъему) труб и штанг с намоткой их на барабаны. Все виды работ могут проводиться под давлением, без глушения скважин. Экономическая целесообразность применения гибких труб и штанг очевидна. Насосно-компрессорную колонну труб барабанной намотки широко применяют ведущие зарубежные нефтяные компании для выполнения широкого спектра работ. При помощи этих установок выполняются не только работы связанные с очисткой ствола скважины, восстановление циркуляции, газлифт, кислотная или химическая обработка, но и работы связанные с зарезкой вторых стволов, выполнение ловильных работ в скважинах, бурение горизонтальных стволов, произведение ремонта скважин с горизонтальными стволами