Исследование скважин

Скачать 1.45 Mb.

Название	Исследование скважин
страница	2/13
Тип	Исследование

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Исследование

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 13

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

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

3. Недолив скважины при СПО.

4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

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

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

7. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины.

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

9. Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии:

Подъема инструмента при наличии «сальников» - поршневание.

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

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

11. Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
Основные признаки газонефтепроявлений
1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

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

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

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

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

6. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

7. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений
Первая категория:

Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.
Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м³/м³.
Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.
Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.
Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория:

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

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

Третья категория:

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

Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны.

Недостаточная обученность персонала бригады по ремонту скважин и ИТР предприятия по методам предупреждения и ликвидации газонефтепроявлений.
Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта.
Не качественное цементирование обсадных колонн.
Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.
Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтепроявлений.
Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтепроявлений.
Снижение прочности обсадной, эксплутационной колонны в результате ее износа.

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

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

Производство долива при доливе инструмента осуществляется двумя видами:

Непрерывный долив.
Долив через определенное количество поднятых НКТ.

При непрерывном доливе должен быть постоянным контроль за соответствием объема долива и скорости поднимаемых труб и прекращение его при остановках. Во втором случае необходимо рассчитать возможное количество поднимаемых труб без долива. Эта величина зависит от диаметра скважины, поперечного сечения труб и допустимой депрессии на пласт.
Таблица № 1. Объем доливаемой (вытесняемой) жидкости.

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

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

D – диаметр труб, мм

- толщина стенки труб, мм

v – объем поднятых (спущенных) труб, м³

V- нарастающий объем доливаемой (вытесняемой) жидкости, м³

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

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

,Подъем НКТ

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

При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

Первую трубу колонны следует поднимать при помощи специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбовым концом;
Нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышение нагрузки более 20% собственной массы колонны труб.
Поднимать отвинченную трубу можно тогда, когда она полностью вышла из резьбы муфты.
Не рекомендуется удалять ручниками по муфте для ослабления резьбового соединения.
Перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее резьбу навинтить предохранительный колпачок.

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

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

При подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы и ее ударов о детали вышки.
Посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, соблюдая строгую вертикальность трубы.
При свинчивании труб автоматами АПР – 2, механическими или гидравлическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы.
Не допускать вращения подвески НКТ при их свинчивании; во избежание этого устанавливают контрключ.
При спуске колонны НКТ, составленной из труб разных марок сталей, следует замерять их длины по типоразмерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов, марок и размеров; при переходе от труб меньшего диаметра к большему следует применять соответствующие переводники.
Отбракованные трубы убирают со стеллажа с отметкой «брак».
На верхний конец спущенной подвески НКТ в планшайбу следует навинчивать подвесной патрубок.

Спуск и подъем насосных штанг
Процесс спуска и подъема насосных штанг такой же, что и для труб. Так как масса поднимаемых штанг значительно меньше массы труб той же длины, СПО производит на больших скоростях, чем труб. Поднятые штанги укладывают на стеллаже рядами, прокладываем между ними деревянные рейки. Во избежание изгиба запрещается поднимать сдвоенные штанги. Перед свинчиванием резьбу их очищают и смазывают, а затем крепят до отказа. Стучать, ударять по муфте и телу штанг металлическими предметами и инструментами запрещается. Укладываемые насосные штанги должны иметь не менее 6-ти опорных точек, равномерно-распределенных по всей их длине. Не допускается смешивание штанг разных марок стали.
Общий характер работ
Текущий ремонт скважин (ТРС) – комплекс работ по проверке, частичной или полной замены подземного оборудования, очистка стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, песка, солей, продуктов коррозии), а так же осуществляет в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их нефтеотдачи.

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

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

Рис.1

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

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

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

Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

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

Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.
Таблица №2 Виды текущего ремонта скважины.

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

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 13

	Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти...		Техническое задание на промывку, разбуривание портов в горизонтальных участках, освоение скважин ...
	Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов...		Техническое задание «Сервисные услуги при строительстве эксплуатационных... «Сервисные услуги при строительстве эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием, поисково-разведочных скважин, реконструкции...
	Техническое задание для тендера на услугИ по супервайзерскому сопровождению Разведочных нефтянных скважин №6трм, №10трм, водозаборных разведочных скважин системы ппд №13трм, №14там и эксплуатационных скважин...		Исследование скважин с применением «Койлтюбинга» Заказчик, указанный в информационной карте (п 1), намерен заключить с победителем запроса предложений договор, предмет которого указан...
	Вопрос №123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая...		Дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения
	Дополнительные главы геофизических исследований скважин Сопоставление разрезов скважин; первичная обработка диаграмм гис, опорные пласты и требования к ним		Исследование №2 30 Исследование №3 31 Исследование №4. Создание сайта... Поэтому школьнику необходимо не только усвоить основные понятия и положения теории экономики, но и научится применять полученные...
	Растепление нефтяных скважин с помощью каротажного кабеля в западной сибири Строение гидратных пробок и механизм их возникновения в нкт нефтяных скважин		Методические указания для студентов по выполнению лабораторных работ... Лабораторная работа 4, 5 Исследование регистров, счетчиков и дешифраторов Лабораторная работа 6, 7 Исследование генератора псевдослучайной...
	Техническое задание на поставку аппаратуры для визуального контроля... Место поставки: 672000 Забайкальский край, г. Чита, ул. Балябина, д. 16, офис зао «русбурмаш»		Содержание Исследование волокон и волокнистых материалов /^Исследование металлов, сплавов, металлических изделий
	I. общие положения Выполнение работ по освоению скважин при строительстве скважин Астраханского гкм для нужд филиала «Астрахань бурение» ООО «Газпром...		Техническое задание 2016 год на оказание услуг по текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов

Исследование скважин

Похожие: