64. Поточний ремонт свердловин

Поточний ремонт свердловин – комплекс робіт по перевірці і частковій або повній заміні підземного обладнання, очищенню його, стінок свердловин та вибоїв від різних відкладів (піску, парафіну, солей, продуктів корозії), а також по проведенню в свердловинах геолого-технічних та інших заходів по відновленню та підвищенню їхнього дебіту.

Мета поточного ремонту свердловин – усунення різних несправностей та порушень в режимі їхньої роботи і в роботі підземного обладнання, а також підготовка до випробовування та освоєння нових свердловин різного призначення (розвідувальних, експлуатаційних, нагнітальних тощо), отриманих після буріння або капітального ремонту.

Основний об’єм робіт при поточному ремонті свердловин пов’язаний зі спуско-підйомними операціями, тобто зі спуском та підйомом підземного обладнання (труб, штанг, насосів, їхніх вузлів та деталей), а також різних інструментів та пристосувань.

Поточний ремонт свердловин ділиться на планово-попереджувальний та відновлювальний.

Планово-попереджувальний (профілактичний) ремонт свердловин – це ремонт запланований завчасно, передбачений відповідними графіками (декадними, місячними тощо). В результаті профілактичного ремонту попереджуються різні відхилення від встановленого технологічного режиму експлуатації свердловин, зниження їхніх дебітів та повне припинення подачі рідини, викликане зношуваністю та іншими несправностями в роботі підземного обладнання і самої свердловини.

Відновлювальний ремонт свердловин – це ремонт, спричинений непередбаченим різким погіршенням встановленого технологічного режиму їхньої експлуатації або раптовою зупинкою з різних причин (припинення подачі електроенергії, розрив викидної лінії, колектора тощо).

Міжремонтний період (МРП) – тривалість експлуатації свердловини (в добах) від попереднього до наступного ремонту. Найчастіше його обчислюють в середньому за квартал (півріччя, рік) по кожній свердловині, цеху по видобутку нафти та газу, нафтогазовидобувному управлінню (НГВУ), об’єднанню в цілому (в середньому), а також за способами експлуатації.

Коефіцієнт експлуатації. Відношення фактично відпрацьованого часу до календарного, вираженого відповідно у свердловино-місяцях, називається коефіцієнтом експлуатації. При високій організації виробництва цей коефіцієнт досягає 0,95-0,98, по фонтанному способу видобутку нафти – 0,99-1,0.

Залежно від способу експлуатації, глибини та геолого-технічної характеристики свердловини, яка ремонтується (або знову вводиться в експлуатацію), а також мети ремонту і його виду технологія поточного ремонту свердловин буває різною.

Основні технологічні процеси при підземному ремонті свердловин

Технологічний процес підземного ремонту свердловин можна поділити на три послідовні етапи: підготовчі роботи, спускопідйомні операції та заключні роботи.

Підготовчі роботи проводять до початку ремонту свердловини для забезпечення безперебійної роботи бригади по ремонту свердловин. В процесі підготовчих робіт перевіряють стан вишки (щогли), центрування її по устю свердловини, кріплення відтяжок вишки або щогли, кронблоку і талевої системи, при необхідності ремонтують майданчик біля устя свердловини та містки. Доставляють до свердловини необхідне устаткування – труби, штанги, талевий блок, підйомний гак, канат тощо.

Спускопідйомні операцїї при ремонті свердловин пов'язані з підйомом та спуском труб, а при насосній експлуатації – і штанг.

Після закінчення підземного ремонту свердловини виконують заключні роботи.

Ремонт свердловин, які експлуатуються фонтанно-компресорним способом

Полягає в етапах:

• Підготовка свердловин до ремонту

• Розбирання і збирання фонтанно-компресорної арматури

• Підйом насосно-компресорних труб

• Спуск насосно-компресорних труб

• Допуск насосно-компресорних труб

• Зменшення довжини колони насосно-компресорних труб

• Заміна насосно-компресорних труб

• Ремонт свердловин, обладнаних газліфтними клапанами

Ремонт свердловин, які експлуатуються насосним способом

Під час ремонту насосних свердловин проводять такі операції: спуск та підйом насосних штанг або труб; ліквідацію обриву та відгвинчування штанг; перевірку та заміну клапанів, посадочного конуса або його гнізда; заміну насосів; промивку або очистку свердловин від піщаних корків; розходжування плунжера, якого заклинило в циліндрі насоса; усунення витікання рідини із насосних труб тощо.

Способи ліквідації піщаних корків у свердловинах

Ліквідацію піщаних корків проводять за допомогою промивки свердловин водою, різними рідинами, газорідинними сумішами, пінами, продувкою повітрям, очищенням свердловини за допомогою струминного насоса, желонки і гідробура.

Видалення піщаних корків желонками

Цей метод полягає у послідовних спусках на вибій та підйомі желонки.

Незважаючи на простоту, цей метод має ряд суттєвих недоліків:

а) тривалість процесу;

б) можливість порушення герметичності експлуатаційних колон;

в) можливість обриву тартального каната;

г) забруднення робочого місця.

При очищенні свердловини від крихких корків і невеликій висоті стовпа рідини рекомендується застосувати прості желонки, при щільних корках – поршньові, в усіх інших випадках – автоматичні.

Видалення рідини з вибою газових та газоконденсатних свердловин

Основним i найефективнішим методом вилучення рiдини із свердловин є спосіб введення піноутворюючих поверхнево-активних речовин (ПАР) у твердому або рiдкому станi.

Більш ефективним є застосування реагентів у твердому стані – у вигляді брикетів, це дозволяє уникнути деяких проблем, що виникають в разі використання водних розчинів, а саме:

- втрати концентрації реагентів внаслідок їхньої адсорбції на стінках труб;

- зниження якісних характеристик реагентів внаслідок їхнього змішування і довгого періоду часу між приготуванням розчину і початком процесу виносу рідини;

- необхідність використання інгібіторів гідратоутворення у зимовий час.