Ремонт свердловин

Р.с. зумовлюється такими чинниками:

• а) необхідністю обладнання свердловин експлуатаційним устаткуванням з метою експлуатації;
• б) потребою планових періодичних зупинок у ході тривалої експлуатації для профілактики устаткування, зміни режиму роботи, способу експлуатації чи призначення свердловини, проведення геолого-технічних заходів з метою підвищення продуктивності свердловини;
• в) необхідністю відновлення нормальної роботи за наявності різних ускладнень (відкладання солей, парафіну, асфальтено-смолистих речовин, водопрояви, утворення гідратів, корозія тощо);
• г) вимогами технології раціональної розробки родовища, покладу чи пласта;
• ґ) невідповідністю конструкції свердловини умовам експлуатації та розробки родовища, вимогам з охорони надр і довкілля;
• д) невідповідністю дебіту нафти, газу, вмісту води в продукції та їх змін параметрам продуктивного пласта стосовно видобувних свердловин і приймальності, тиску запомповування та їх змін параметрам пласта стосовно нагнітальних свердловин;
• е) виникненням аварійних ситуацій чи аварій, що пов’язані із свердловинним устаткуванням, дослідними приладами тощо. Після закінчення буріння свердловину обладнують експлуатаційним устаткуванням.

Нові нафтові свердловини, як правило, експлуатують фонтанним способом. Для цього у свердловину опускають колону піднімальних труб (у випадку необхідності – з пакером, якорем і клапаном-відсікачем), а на гирлі встановлюють фонтанну арматуру. У ході експлуатації свердловин можуть мати місце відкладання парафіну, піску, солей, що потребує необхідності виконання ремонтних робіт. Окрім цього може виникнути потреба витягнути обірвані насосно-компресорні труби (НКТ), дріт і прилади, що використовуються під час глибинних вимірювань тощо. Після закінчення періоду фонтанної експлуатації здійснюють ремонтні роботи з переведення свердловини на механізований спосіб видобування (газліфтний чи насосні).

Стосовно газліфтного способу до названих ремонтних робіт, які виконуються в процесі фонтанної експлуатації і які пов’язані з підтримуванням колони піднімальних труб у роботопридатному стані та необхідного режиму відбирання продукції, додаються ще й роботи по встановленню та заміні газліфтних клапанів (як канатним методом, так і шляхом піднімання труб). Насосна експлуатація здійснюється з використанням складнішого устаткування (з рухомими його частинами), а це зумовлює появу нових причин ремонту.

У процесі штангово-насосної експлуатації є необхідність у встановленні та заміні зношеного штангового свердловинного насоса (ШСН) чи його окремих вузлів, у встановленні різних захисних пристроїв (газових і пісочних якорів, механічних шкребків тощо) та очищенні пісочних якорів, в усуванні обривів штанг, відкладів парафіну, піску, солей, заклинювань плунжера тощо. Піднімальні труби, як і колона насосних штанг, протягом подвійного ходу головки балансира то вкорочуються, то видовжуються, оскільки тиск стовпа рідини передається почергово на штанги і труби. У свердловинах глибиною до 1000 – 1500 м видовження становлять для штанг десятки сантиметрів, а для труб – одиниці. Відповідні їм поздовжні переміщення є максимальними для нижнього кінця труб і зменшуються з наближенням до його верхнього, нерухомо закріпленого кінця. У такому разі в місцях дотикання витирається і зовнішня поверхня колони піднімальних труб, i внутрішня поверхня експлуатаційної колони. Нагнітальні і всмоктувальні клапани в процесі роботи насоса зношуються через удари кульки до його сідла та діяння потоку пластової рідини. Тому підвищенню довговічності клапанів, як і штанг, сприяє зменшення кількості подвійних ходів плунжера (за рахунок збільшення довжини його ходу).

У процесі електровідцентрово-насосної експлуатації ремонт може бути зумовлений необхідністю витягування внутрішньосвердловинного устаткування через електричний пробій ізоляції кабелю чи її механічного пошкодження, потреби профілактичного поповнення запасу мастила в гідрозахисті, заклинення робочих коліс електровідцентрового насоса (ЕВН) внаслідок відкладання солей чи зносу їх опор, необхідності заміни або очищення газових чи пісочних якорів.

Під час експлуатації газових свердловин можуть відбуватися накопичення рідини (води, нафти, газоконденсату) і піску на вибої, утворення гідратних пробок, соляні відкладання, накопичення газоконденсату в привибійній зоні, абразивне зношування колони труб піском, відкручування частини колони ліфтових труб. Перед початком експлуатації нагнітальної свердловини або під час переведення експлуатаційної свердловини на нове призначення її вибій добре промивають і обробляють зону фільтра (наприклад, кислотним розчином) для забезпечення достатньої приймальності. У ході експлуатації нагнітальних свердловин часто відбувається зменшення приймальності через кольматацію фільтраційних каналів завислими частинками запомповуваного потоку, корозійне зношування устаткування тощо.

Окрім цього, часто є потреба збільшити чи відновити продуктивність (приймальність) свердловини, усунути дефекти в експлуатаційній колоні і цементному кільці, усунути аварії тощо. А це вимагає зупинки свердловини. У ході розробки родовища фонд свердловин “старіє”, зростає обводненість видобувної продукції, збільшується частка механізованого фонду свердловин. На родовищах, які знаходяться на пізніх стадіях розробки, до 90 – 95% об’ємів нафти і газу видобувається із старих свердловин, а механізований видобуток нафти сягає понад 75%. Це зумовлює частий вихід свердловин із експлуатації, зростання кількості поточних і капітальних ремонтів. Однотипні роботи у свердловинах старого і нового фондів різні за складністю і вартістю. Чим більший час минув з моменту введення свердловини в роботу, тим більше зростають витрати на капітальний ремонт одної свердловини. Причини ремонту визначаються як природними і технологічними умовами, так і способом експлуатації чи призначенням свердловин, тривалістю їх використання.

Ремонт свердловин планово-запобіжний (рос. планово-предупредительный ремонт скважин; англ. preventive maintenance of a well, нім. planmässige profilaktische Sondenreparatur f) – ремонт свердловин з ревізії і заміни насосів, клапанів та іншого устаткування, усування негерметичності насосно-компресорних труб, піщаних і гідратних пробок, відкладів парафіну і солей; ці ремонти, виходячи із доцільності, здійснюють, як правило, в разі зниження початкового дебіту на 30-40%.

Ремонт свердловини відновлювальний (рос. ремонт скважины восстановительный; англ. well reconditioning; нім. Rekonstruierungreparatur f der Sonde) – поточний ремонт свердловини, призначений для усунення несправностей у поверхневому і підземному обладнанні, які пов’язані з раптовим порушенням режиму експлуатації свердловини.

Ремонт свердловин підземний – 1. Прикладна наукова і навчальна дисципліна, яка вивчає основи, технологію, технічне і матеріальне забезпечення процесів ремонту підземного (експлуатаційного внутрішньосвердловинного) обладнання і свердловин як споруд. 2. Ремонтнi роботи, якi здiйснюються у свердловинах i скерованi на встановлення свердловинного (пiдземного) обладнання та пiдтримування свердловин у справному станi. В залежностi вiд складностi робiт П.р.с. пiдроздiляють на поточний i капiтальний. У промисловiй практицi часто пiд термiном “пiдземний ремонт свердловин” розумiють тiльки поточний ремонт.

Ремонт свердловин поточний (пiдземний) – комплекс робiт, який пов`язаний iз пiдтримуванням свердловинного обладнання в роботопридатному станi i заданого режиму роботи свердловин. До поточного ремонту вiдносяться роботи: 1) оснащення свердловини пiдземним обладнанням при введеннi в експлуатацiю чи змiнi способу експлуатацiї; 2) забезпечення оптимiзацiї режиму експлуатацiї; 3) вiдновлення роботопридатностi свердловинного i гирлового устаткування; 4) очищення i промивання пiдіймальної колони i вибою вiд парафiнових вiдкладiв, солей, гiдратних i пiсчаних пробок. Серед цього комплексу можна видiлити роботи: 1) планово-попереджувальнi – ревiзiя i замiна насосiв, клапанiв та iншого обладнання, лiквiдацiя негерметичностi насосно-компресорних труб, пiсчаних i гiдратних пробок, вiдкладiв парафiну i солей; 2) вимушенi – лiквiдацiя обривiв чи вiдгвинчувань штанг, полiрованого штока, пошкоджень кабелю; 3) технологiчнi – змiна обладнання на iнший типорозмiр, переведення на iнший спосiб експлуатацiї, встановлення нового чи дослiдного устаткування. У даний час iз кожних 100 пiдземних ремонтiв на фонтанні свердловини припадає 2, на штангово-насосні – 58 (iз них з причини обривання штанг – 30, з причини виходу iз ладу штангового насоса – 25), на вiдцентровонасосні свердловини – 40, на решту – 2 ремонти. Середня тривалiсть ремонтiв у годинах складає: при змiнi електровідцентрового насоса – 45, штенгового насоса – 40, при лiквiдацiї обриву чи вiдгвинчування штанг – 24, обриву труб – 86, при переводi на iнший спосiб експлуатацiї – 48. Середня тривалiсть пiдземного ремонту складає 21 год.

Поточнi ремонти в залежностi вiд глибини, на яку опущено у свердловину обладнання, та видiв виконуваних робiт роздiляють на двi категорiї складностi ремонту. Перша категорiя на вiдмiну вiд другої включає простiшi види ремонту, а також складнiшi роботи при невеликих глибинах опускання обладнання (до 700 – 1600 м в залежностi вiд виду робiт). Поточний ремонт свердловин являє собою частину технологiї видобування нафти i газу, витрати на яку включаються в собiвартiсть продукцiї.

Ремонтів свердловин можлива кількість (рос. ремонтов скважин возможное количество; англ. possible amount of well remedial work, нім. eventuelle Zahl f der Bohrlochreparaturen) – плановий показник, що характеризує кількість поточних ремонтів, які можна виконати тією кількістю бригад, що є на підприємствах, і визначається за формулою:

Р_м = з / τ,

де з – очікуваний баланс календарного часу роботи бригад поточного ремонту свердловин у плановому році; τ – середня тривалість одного поточного ремонту.

Оперативно-технологічна служба ЦПРС (рос. оперативно-технологическая служба ЦТРС; англ. maintenance service of a well current repair shop, нім. operativ-technologischer Dienst m) – служба цеху поточного ремонту свердловин (ЦПРС), яка на основі замовлень майстрів і керівництва ЦПРС оперативно складає графік технологічного обслуговування бригад ПРС (глушіння свердловин, завезення і вивезення труб, штанг та іншого устаткування, роботи виїзної ланки по ремонту устаткування та інструменту бригад ПРС та інші роботи), приймає по радіотелефону відомості від бригад ПРС про стан робіт, веде оперативну карту обліку робіт, облік виходу транспорту.

Практично всі роботи з підземного поточного та капітального ремонту супроводжуються спуском у свердловину і підйомом з неї труб, штанг та різних інструментів. Тому одним з основних видів обладнання, яке встановлюють над гирлом свердловин при підземному ремонті, є підіймальні споруди (стаціонарні вишки, двоногі щогли й екліпси) і механізми та спеціальний інструмент (механічні ключі для згвинчування і розгвинчування труб та штанг, елеватори, вертлюги й інші пристосування).

Для ремонтних робіт широко використовують пересувні ком-плекси підіймального обладнання зі складною вишкою на шасі авто-мобілів високої прохідності й тракторах, а також колтюбінгові уста-новки. У промисловій практиці підіймальною установкою (або агре-гатом) прийнято називати обладнання, що складається з вежі, підйомника, талевої системи та інших допоміжних елементів. Це обладнання призначено для виконання поточних ремонтних робіт, які не потребують розбурювання цементу і пробок, інтенсивних промивань під високим тиском та інших складних операцій. При складних робо-тах використовують підіймальне обладнання, котре, крім підіймаль-них агрегатів, уключає насосні установки, ротор, вертлюг та інші пристосування. Як підіймальні пристрої для спуско-піднімальних операцій з укладанням труб і штанг на містки застосовують агрегати «Азінмаш-37А», «Азінмаш-43А», «Бакинець-3М», УПТ1–50 та ін.

Агрегат «Азінмаш-37А» змонтований на шасі автомобіля КрАЗ, має лебідку, вишку висотою 18 м з талевою системою вантажопідйо-мністю до 32 т. Він забезпечений автоматами АПР-ГП і АШК-Т для згвинчування й розгвинчування труб і штанг. Привід обладнання аг-регату – від двигуна автомобіля. Агрегат «Азінмаш-43А» являє собою тракторну модифікацію агрегату «Азінмаш-37А».

Устатковання тракторне піднімальне УПТ1–50 змонтовано на гусеничному тракторі Т–130Г–1, призначено для проведення спуско-піднімальних робіт з насосно-компресорними та бурильними трубами, насосними штангами в процесі поточного і капітального ремонтів свердловин.

Воно складається з таких основних вузлiв: шестишвидкісної ко-робки передач, однобарабанної лебiдки, телескопічної вежі з талевою системою, гiдравлiчної, пневматичної й електричної систем управлiння, вузла привода ротора та iнших допомiжних механiзмiв (рис. 4.20). Під час установлення i знімання вежі управлiння здiйснюється з ручного виносного пульта, а в процесі спуско-пiднімальних операцiй – з кабiни водiя. Загальне компонування основних вузлiв устаткування вiдповiдає компонуванню агрегату Азiнмаш-43А. Агрегат УПТ1-50 характеризується вищими основними параметрами, зокрема: висота вiд землi до осi кронблока 19 м, вантажопiднімальнiсть 500 кН i т. п.

Складні види робіт з насосно-компресорними й бурильними трубами при освоєнні, капітальному і поточному ремонті свердловин з розбурюванням цементних пробок виконують за допомогою агрегатів «А-50-У», комплексу обладнання «КОРО-80» та іншого обладнання. Агрегат «А-50-У» зібраний на шасі автомобіля КрАЗ-257 (рис. 4.21). Він призначений для спуско-підіймальних операцій з бу-рильними і насосно-компресорними трубами при поточному й капі-тальному ремонті свердловин, у процесі бурових робіт з промиванням свердловин. Максимальна вантажопідйомність агрегату на гаку – 50 т, найбільший тиск на викиді насоса – 16 МПа, продуктивність при тиску 6 МПа близько 10 л/с.

Комплекс «КОРО-80» складається з підіймальної установки УПА-80 (вантажопідйомність на гаку – 80 т), змонтованої на шасі ав-томобіля МАЗ-537, насосного блока на причепі, пересувних містків з робочою площадкою та інструментальним візком, ротора і вертлюга. Установка забезпечена автоматом АПР-ГП для розгвинчування й згвинчування насосно-компресорних труб і ключем КГП для операцій з бурильними трубами. Підіймальна установка УПА-80 має привід від двигуна автомобіля, а насос – від трансмісійного вала лебідки через карданний вал.

Перспективним напрямом застосування спеціалізованого обла-днання для газонафтової промисловості сьогодні є колтюбінґ. У кол-тюбінгових установках (рис. 4.22) використовуються гнучкі безпере-рвні труби, які замінюють традиційні збірні бурильні труби при ро-ботах усередині свердловин. Такі труби завдяки своїй гнучкості зда-тні надати доступ навіть у бічні й горизонтальні стовбури, крім того, не потрібно виконувати операції зі збирання і розбирання бурильної колони.

Колтюбінг широко використовується в технологічних, а також ремонтно-відновлювальних роботах, котрі виконуються на нафтових, газових і газоконденсатних свердловинах.

Обладнання установки колтюбінгу змонтоване на шасі автомо-біля чи автомобільному напівприцепі. До складу обладнання входять, крім колони гнучких труб, інжектор та лубрикатор, блок превенторів, які під час роботи монтують на гирлі свердловини.

Колтюбінґові установки можуть працювати без глушіння свердловини з герметизацією гирла до тиску 70 МПа.

Для механізації поточних, профілактичних і капітальних ремонтів обладнання та свердловин застосовують комплекс пристроїв – агрегати АРОК для технічного обслуговування й ремонту верстатів-качалок, штанговози для транспортування штанг АПШ та труб 2ТЭМ, агрегати «Азінмаш-48» для змащення верстатів-качалок, агрегати АНР-1 для наземного ремонту обладнання, установки для перевезення і перемотування кабелю, агрегати ПАРС для підготовчих робіт при ремонті свердловин та ін.

На промислах широко застосовують ремонт свердловин з вико-ристанням інструменту, який спускається на тросі, що дає змогу ви-конувати деякі види ремонту без вилучення насосно-компресорних труб (ловильні роботи, видалення парафінових кірок і солей із стінок НКТ, регулювання й виймання пускових та робочих клапанів).

При роботі з легкими інструментами (желонки при чищенні пробок, поршні при поршнюванні, короткі колони насосних штанг і т. п.) канат від барабана лебідки перекидають через один ролик на кронблоці безпосередньо до інструменту, який підвішують, або до гака. При цьому система працює без застосування талей.

При роботах, пов’язаних з обертанням колони труб (наприклад, при розбурюванні цементу) над гирлом свердловини, як і при бурінні, встановлюють ротор. Вишки встановлюють на бутобетонних чи дерев’яних фундаме-нтах, а для стійкості зміцнюють відтяжками зі сталевого каната, що з’єднуються з якорями, закріпленими в ґрунті.

Для обслуговування кронблока (монтаж, демонтаж, оснащення талевої системи, змащення) вишки забезпечуються маршовими схо-дами. При експлуатації неглибоких свердловин установка громіздких вишок недоцільна, тому над такими свердловинами встановлюють легкі, як правило, двоногі щогли.

Ступінь цінності робіт з позицій господарської діяльності, що характеризується успішністю, технологічною та економічною ефективністю. Якiсть ремонтних робiт при прийманнi-здачi свердловини оцiнюється на основi дослiджень, якi здiйснюються в ходi виконання ремонтних робiт та в перiод освоєння i подальшої експлуатацiї свердловини пiсля ремонту, за дебiтом i складом продукцiї для видобувних свердловин та приймальністю i тиском закачування для нагнiтальних свердловин. Освоєння свердловин, окрiм електровiдцентровонасосних, здiйснює виконавець ремонтних робiт. У ходi освоєння свердловин встановлюють наявнiсть, величину i характер припливу та вiдповiднiсть їх вимогам, якi сформульованi в плані на капітальний ремонт свердловини.

При фонтаннiй експлуатацiї дебiт i склад продукцiї свердловини визначають пiсля 24 годин фонтанування, або пiсля одержання iз неї рiдини постiйного складу в об`ємi, який рiвний трьом об`ємам свердловини. При механiзованiй експлуатацiї свердловини дебiт i склад продукцiї визначають пiсля 48 годин нормальної роботи, коли подача рiдини вiдбувається без зривiв, а динамограма роботи устатковання штангового свердловинного насоса нормальна. Якщо склад продукцiї не вiдповiдає сформульованим вимогам, то освоєння повинно продовжуватися без участi бригад капітального ремонту свердловин до вилучення iз свердловини вiдповiдного об`єму рiдини, який встановлюють у залежностi вiд видобувних можливостей свердловини.

Якщо дебiт i склад продукцiї не вiдповiдають сформульованим вимогам, то виконавець робiт має право здiйснити повторнi дослiдження з визначення якостi ремонту. Коли буде встановлено, що роботи виконано неякiсно внаслiдок помилковостi результатiв ранiше проведених дослiджень чи помилковостi вибору виду ремонту, то виконаний ремонт вважається не закiнченим, а свердловина не пiдлягає здачi.

Якщо в ходi продовження ремонту виконавцем буде доказано, що початковий ремонт був виконаний якiсно, то додатковi дослiдження i ремонтнi роботи включаються в об`єм ремонту i оплачуються замовником. При неякiсно здiйсненому ремонтi з вини виконавця додатковий ремонт проводиться за рахунок коштiв виконавця ремонту.

Успiшнiсть характеризують коефiцiєнтом успiшностi, що являє собою вiдношення суми успiшних свердловино-операцiй до всiх виконаних свердловино-операцiй. Ремонт вважається успiшним при досягненнi поставленої мети або вiдповiдної величини приросту видобутку, об`єму закачуваня, скорочення вiдбору пластової води i непродуктивного закачування. Напр., успішність ремонту по iзоляцiї води встановлюють за зниженням обводненостi продукцiї при ростi чи збереженнi дебiту свердловини по нафтi (газу) за умов зіставимих режимiв вiдбирання. Успiшнiсть ремонту, що зумовив незначне зниження дебiту свердловини при рiзкому зменшеннi вiдбору води, може бути обгрунтована тiльки економiчно.

Технологiчна ефективнiсть являє собою в першу чергу натуральний ефект, що виражається для видобувних свердловин приростом кількості видобутої нафти (газу) i зменшенням вiдбору води, для нагнiтальних i поглинальних - збiльшенням об`єму корисного i зменшенням об'єму непродуктивного закачувань, для водозабiрних - збiльшенням дебiту кондицiйної i зменшенням припливу некондицiйної води. Крiм цього вона характеризується також тривалiстю ефекту.

Економiчну ефективнiсть витрат на видобування нафти (газу) обчислюють за змiною до i пiсля ремонту з урахуванням витрат на виконання самого ремонту.

• Ремонт
• капітальний ремонт свердловин
• підземний ремонт свердловин
• Свердловина
• Колтюбінґ

• Катеринчук П.О., Римчук Д.В., Цибулько С.В., Шудрик О.Л. Освоєння, інтенсифікація та ремонт свердловин. - Харків: Пром-Арт, 2018. - 608 с.
• Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — ISBN 57740-0828-2.
• Бойко В.С., Бойко Р.В. Тлумачно-термінологічний словник-довілник з нафти і газу. – тт. 1-2. К.: Міжнародна економічна фундація. 2004-2006 рр.