2.2Причини ремонту свердловин

Свердловини експлуатують тривалий час. Періодично їх доводиться зупи­няти для ремонту. Разом з тим у їх роботі можливі різні ускладнення, які приз­водять до порушення нормальної роботи свердловин і зумовлюють необхідність виконання ремонту. Порушення нормальної роботи свердловин супроводжують­ся звичайно зменшенням видобутку нафти, газу (об'ємів закачування витісню­вального агента) аж до аварійної зупинки, а це викликає зниження ефективності використання фонду свердловин, збільшення поточних витрат на експлуатацію свердловин і поверхневого обладнання. нормальна робота свердловин (згiдно зі встановленим технологiчним режимом) може порушуватися з таких причин:

1) поступове зношування або аварiйний вихiд устаткування з ладу (злам штанг, негерметичностi насосно-компресорних труб (НКТ) чи плунжерної пари, заклинення насоса тощо);

2) корозія обладнання;

3) вiдкладання пiску (механічних домішок, продуктів корозії), парафiну, асфальтено-смолистих речовин, мінеральних солей, сірки, гiдратоутворення;

4) водопроявлення і передчасне обводнення продукцiї;

5. непередбачена змiна умов експлуатацiї (зменшення чи збiльшення вибiйного тиску, прорив газу, припинення подачi електроенергiї тощо).

У даний час не існує загальної, єдиної класифікації нафтових свердловин за ступенем впливу на їх роботу геолого-фізичної характеристики пласта і пластових флюїдів. За основу класифікації беруть ступінь впливу природних умов на роботу свердловинного устаткування або окремих його частин.

Усі нафтовидобувні свердловини за складом і властивостями їх продукції можна розділити на такі категорії: нормальні, газопроявні, піскопроявні, соле­відкладні, парафіновідкладні та корозійні. У кожній з цих категорій можуть бути групи свердловин, які розрізняються, наприклад за ступенем обводнення, починаючи від чисто нафтових і закінчуючи найбільшим ступенем обводнення, який сягає 98-99 %. Крім того, свердловини можуть бути вертикальними (практично) і з різним ступенем викривлення стовбура, в т. ч. похило-скеровані (серед морських свердловин їх більша кількість) і горизонтальні.

Н о р м а л ь н о ю вважають свердловину, з якої задану кількість рідини можна відбирати стандартним свердловинним устаткуванням, забезпеченим на вході тільки простим фільтром, без застосування будь-яких спеціальних при­строїв або пристосувань, тобто без урахування будь-яких ускладнювальних факторів. У процесі експлуатації нормальних свердловин не повинно бути впливів піску, відкладів парафіну і солей, корозії і т. д. на тривалість безпе­рервної роботи свердловини. Глибина занурення штангових насосів не повинна перевищувати необхідного мінімуму у разі відкачування рідини, яка не містить вільного газу.

Газопрояви ускладнюють роботу підземного устаткування тільки під час насосного видобування нафти. За інших способів (фонтанного, компресор­ного, плунжерного) вони сприяють підніманню рідини. Газопроявною свердло­виною називають свердловину, обладнану штанговим насосом, яка відрізняєть­ся від нормальної одною з таких особливостей: свердловина періодично фонта­нує через насос, при цьому коефіцієнт наповнення насоса може бути більшим одиниці; штанговим свердловинним насосом можна відбирати задану кількість рідини за наявності на вході газового сепаратора (якоря) або в після значного занурення насоса під рівень рідини, при цьому коефіцієнт наповнення може бути близьким до розрахункового або пониженим.

Піскопроявною називають свердловину, в продукції якої міститься пісок (від часток відсотка до 1-2% і більше). Свердловини з піскопроявами ха­рактеризуються тим, що в них періодично утворюються вибійні піщані пробки, що можливо за будь-якого способу експлуатації: насосного, газліфтного та фон­танного. Значно рідше зустрічаються патронні та висячі пробки. Це ж відно­ситься і до газових та газоконденсатних свердловин. Для одних і тих же колекторів найбільша кількість неполадок через пісок стається у свердловинах, обладнаних штанговими насосами. Відкачування штанговим насосом рідини, яка містить пісок, призводить до швидкого зношування плунжерів, втулок, клапанів та інших вузлів насоса, до заклинення плунжерів у циліндрах насосів і припинення подавання рідини. Боротьба з піскопроявами в цих свердловинах значно складніша, ніж у газліфтних, фонтанних та газових свердловинах. Це зумовлюється тим, що штангове насосне устатковання за конструкцією є складнішим піднімачем для рідини, яка містить пісок, ніж фонтанне.

Солевідкладною вважають свердловину, з продукції якої в процесі піднімання з вибою виділяються і осідають на поверхні свердловинного та гир­лового устаткування різні солі. Перший невеликий шар поступово зростає і зменшує (або навіть повністю перекриває) прохідний переріз піднімальних труб, що призводить до зменшення, а потім і припинення подавання рідини свердло­виною.

Парафіновідкладною називають свердловину, в якій під час екс­плуатації з рідини випадають і відкладаються на трубах, штангах та інших час­тинах свердловинного устаткування кристали парафіну. Для запобігання відкла­дання парафіну застосовують спеціальні шкребки або інші способи, а для вида­лення утвореного шару – періодично прогрівають підземне устаткування парою, електронагрівачами, гарячою рідиною (нафтою, конденсатом тощо).

Корозійною вважають свердловину, в якій тривалість неперервної (без підняття) роботи свердловинного устаткування (труб, насосів, штанг і т.д.) значно нижче (на 30-40% і більше) терміну служби такого ж устаткування в подібних за характеристикою нормальних свердловинах, і причиною цього є діяння корозійного середовища (вміст у продукції сірководню або інших агресивних речовин). Корозія проявляється в зменшенні терміну служби устаткування (труб, штанг, насосів і т.д.), служить причиною витікання рідини через муфтові з’єднини, обривання труб, штанг тощо.

Для будь-якої з названих категорій свердловин велику роль відіграє ступінь обводнення їх продукції. Крім того, слід мати на увазі, що одні і ті ж свердловини можуть одночасно належати до декількох категорій (окрім нормальних), наприклад, давати пісок з відкладанням парафіну, відрізнятися агресивним корозійним середовищем тощо. З часом свердловини можуть переходити із однієї категорії в іншу: нормальні – у піскопроявні, газопроявні – у нормальні і т.д. Однак відносно двох категорій свердловин (піскопроявних і корозійних) належить мати на увазі, що коли діяння піску або корозії внаслідок тих чи інших спеціальних заходів усувається, то свердловини залишаються у своїх категоріях і не переходять у категорію нормальних. Перехід свердловин у категорію нормальних відбувається лише в разі повного припинення поступлення піску до вибою природнім шляхом або в разі втрати корозійних властивостей видобувною рідиною.

Отже, під ускладненням належить розуміти будь-яке відхилення умов експлуатації даної свердловини від нормальних. Під час розробки нафтових, газових, нафтогазових та газоконденсатних родовищ наявність у продукції видобувних свердловин піску, парафіну, сірководню, гідратів і солей викликає ускладнення і пов’язані з цим часті ремонтні роботи.

Ці ускладнення під час експлуатації морських свердловин ще більше підсилюються і набувають затяжного характеру, оскільки гідрометеорологічні умови не завжди дають змогу без перешкод і своєчасно проводити заходи з нормалізації роботи свердловин. У морських умовах особливу увагу необхідно надавати практичним заходам з попередження піскопроявів (пробкоутворень), парафіно- і солевідкладень у свердловинному і поверхневому нафтогазопроми­словому устаткуванні, а також утворенню гідратів у газотранспортних і газо­збірних системах. Відзначимо, що збереження і подовження термінів служби гідротехнічних споруд і нафтогазопромислового устаткування від корозії в агресивному морському середовищі також є важливою проблемою.

Ремонт свердловин зумовлюється такими чинниками:

а) необхiднiстю обладнання свердловин експлуатацiйним устаткуванням з метою експлуатацiї;

б) потребою планових перiодичних зупинок у ходi тривалої експлуатацiї для профiлактики устаткування, змiни режиму роботи, способу експлуатацiї чи призначення свердловини, проведення геолого-технiчних заходiв з метою пiдвищення продуктивностi свердловини;

в) необхiднiстю вiдновлення нормальної роботи за наявності різних ускладнень (відкладання солей, парафіну, асфальтено-смолистих речовин, водо­прояви, утворення гідратів, корозія тощо);

г) вимогами технологiї рацiональної розробки родовища, покладу чи пласта;

ґ) невiдповiднiстю конструкцiї свердловини умовам експлуатацiї та роз­робки родовища, вимогам з охорони надр i довкілля;

д) невiдповiднiстю дебiту нафти, газу, вмiсту води в продукцiї та їх змiн параметрам продуктивного пласта стосовно до видобувних свердловин i прий­мальностi, тиску закачування та їх змiн параметрам пласта стосовно до нагнi­тальних свердловин;

е) виникненням аварiйних ситуацiй чи аварiй, що пов`язанi iз свердло­винним устаткуванням, дослiдними приладами тощо.

Пiсля закiнчення бурiння свердловину обладнують експлуатацiйним устаткуванням. Новi нафтовi свердловини, як правило, експлуатують фонтан­ним способом. Для цього у свердловину опускають колону пiднімальних труб (у випадку необхiдностi – з пакером, якорем i клапаном-вiдсiкачем), а на гирлi встановлюють фонтанну арматуру. У ходi експлуатацiї свердловин можуть мати мiсце вiдкладання парафiну, пiску, солей, що потребує необхiдностi виконання ремонтних робiт. Окрім цього може виникнути потреба витягнути обірвані НКТ, дріт і прилади, що використовуються під час глибинних вимірювань тощо.

Пiсля закінчення періоду фонтанної експлуатацiї здійснюють ремонтні роботи з переведення свердловини на механiзований спосiб видобування (газлiфтний чи насоснi).

Стосовно газлiфтного способу до ремонтних робiт, які виконуються в про­цесі фонтанної експлуатації і які пов`язанi з пiдтримуванням колони пiднімаль­них труб у роботопридатному станi та необхiдного режиму вiдбирання продук­цiї, додаються ще й роботи по встановленню та замiні газлiфтних клапанiв (як канатним методом, так і шляхом піднімання труб).

Насосна експлуатацiя здiйснюється з використанням складнішого устат­кування (з рухомими його частинами), а це зумовлює появу нових причин ремонту.

У процесі штангово-насосної експлуатацiї є необхiднiсть у встановленнi та замiнi зношеного штангового свердловинного насоса (ШСН) чи його окремих вузлiв, у встановленнi рiзних захисних пристроїв (газових i пiсочних якорiв, механiчних шкребкiв тощо) та очищеннi пiсочних якорiв, в усуванні обривiв штанг, вiдкладів парафiну, пiску, солей, заклинень плунжера тощо. Пiднімальнi труби, як i колона насосних штанг, протягом подвiйного ходу головки балансира то вкорочуються, то видовжуються, оскiльки тиск стовпа рiдини передається почергово на штанги i труби. У свердловинах глибиною до 1000 – 1500 м видовження становлять для штанг десятки сантиметрів, а для труб – одиницi. Вiдповiднi їм повздовжнi перемiщення є максимальними для нижнього кiнця труб i зменшуються з наближенням до його верхнього, нерухомо закрiпленого кiнця. У такому разі в мiсцях дотикання витирається i зовнiшня поверхня колони пiднімальних труб, i внутрiшня поверхня експлуатацiйної колони. Нагнiтальнi i всмоктувальні клапани в процесi роботи насоса зношуються через удари кульки до його сiдла та діяння потоку пластової рiдини. Тому пiдвищенню довговiчностi клапанiв, як i штанг, сприяє зменшення кількості подвiйних ходiв плунжера (за рахунок збiльшення довжини його ходу).

У процесі електровiдцентровонасосної експлуатацiї ремонт може бути зумовлений необхiднiстю витягування внутрiшньосвердловинного устаткування через електричний пробій iзоляцiї кабеля (особливо за високих газових факторів внаслiдок насичення кабеля газом) чи її механiчного пошкодження, потреби профiлактичного поповнення запасу мастила в гiдрозахистi, заклинення робо­чих колiс електровiдцентрового насоса (ЕВН) внаслідок вiдкладання солей чи зносу їх опор, необхідності замiни або очищення газових чи пiсочних якорiв.

Під час експлуатацiї газових свердловин можуть вiдбуватися накопичення рiдини (води, нафти, газоконденсату) і пiску на вибої, утворення гiдратних пробок, соляні відкладання, накопичення газоконденсату в привибiйнiй зонi, абразивне зношування колони труб пiском, 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 експлуатацiї нагнiтальних сверд­ловин часто вiдбувається зменшення приймальностi через кольматацію фільтраційних каналів завислими частинками закачуваного потоку, корозiйне зношування устаткування тощо.

Окрiм цього часто є потреба збiльшити чи вiдновити продуктивнiсть (приймальнiсть) свердловини, усунути дефекти в експлуатацiйнiй колонi i цементному кiльцi, усунути аварiї тощо. А це вимагає зупинки свердловини.

У ходi розробки родовища фонд свердловин "старiє", зростає обводнення видобувної продукцiї, збiльшується частка механiзованого фонду свердловин. На родовищах, якi знаходяться на пiзнiх стадiях розробки, до 90 – 95% об’ємів нафти i газу видобувається iз старих свердловин, а механiзований видобуток нафти сягає понад 75%. Це зумовлює частий вихiд свердловин iз експлуатацiї, зростання кількості поточних i капiтальних ремонтiв. Однотипнi роботи у свердловинах старого i нового фондiв рiзнi за складнiстю i вартiстю. Чим бiльший час t минув з моменту введення свердловини в роботу, тим бiльше зростають витрати B на капiтальний ремонт одної свердловини (за даними по нафтових родовищах Поволжя):

t, роки	5	10	15	20	20
B, %	100	287	592	981	1328

Отже, причини ремонту визначаються як природними і технологічними умовами, так і способом експлуатації чи призначенням свердловин, тривалістю їх використання.