§ 4. Подземный ремонт скважин

Каждый из перечисленных выше способов эксплуатации не обеспечивает 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 отре-

18

монтированное. 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 очистки 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 подразделять на текущий и капитальный.

В зависимости от причин, предопределяющих проведение те­кущего ремонта, его подразделяют на:

предупредительный (или профилактический)—ремонт, который проводится в соответствии с заранее составленным графиком. Его основная цель -— поддержание режима эксплуатации скважины на заданном уровне — прежде всего это обеспечение требуемого деби­та;

вынужденный (или восстановительный)—ремонт, вызванный непредвиденными изменениями режима или вообще прекращением эксплуатации скважины;

технологические работы выполняют при введении в эксплуа­тацию новых скважин после бурения или капитального ремонта, необходимости изменения режима их работы и т. п.

Текущий подземный ремонт — комплекс работ по ис­правлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержания скважины в работоспособ­ном состоянии. К нему, в частности, относятся работы по устране­нию нарушений или замене оборудования, расположенного в сква­жине.

Капитальный ремонт скважины — комплекс работ по восстановлению ее работоспособного состояния. К нему отно­сятся ремонт обсадной колонны и воздействия на призабойную зону и прилегающие к скважине участки пластов.

Характер операций, выполняемых при подземном ремонте, за­висит от способа эксплуатации, поскольку он определяет приме­няемое внутрискважинное оборудование. Последовательность спо­собов эксплуатации, как правило, следующая: фонтанная эксплуа­тация, перевод на какой-либо механизированный способ добычи —газлифт, ШСН, ЭЦН.

Рассмотрим основные причины, вызывающие текущий подзем­ный ремонт, при различных способах эксплуатации скважин.

19

Фонтанная эксплуатация

После окончания бурения скважину оборудуют фонтанной ар­матурой для удержания колонны подъемных труб и соединения ее внутренней полости и кольцевого пространства с выкидными линиями. На колонне подъемных труб при необходимости уста­навливают пакер, якорь и клапан-отсекатель.

Пуск в эксплуатацию проводят заменой глинистого раствора или воды, заполняющих скважину, на более легкую жидкость — воду или нефть. Удельный вес жидкости уменьшают также ее аэрацией — продувкой скважины сжатым воздухом — или заме­ной ее на газожидкостную смесь.

При фонтанной эксплуатации пластовая жидкость, как прави­ло, поднимается не по всему сечению эксплуатационной колонны, а по колонне подъемных труб. Применение специальной колонны,

обусловлено:

1. облегчением работ по освоению скважины;

2. более эффективным использованием энергии газа, растворен­ного в пластовой жидкости и выделяющегося в виде пузырьков яри ее подъеме по колонне;

3. стремлением увеличить скорость движения продукции сква­жины по подъемным трубам и обеспечить вынос песка, поступаю­щего из пласта на поверхность;

4) необходимостью обеспечения такого режима течения, при котором осаждение парафина на стенках труб минимальное.

Необходимость выполнения этих требований обусловлена осо­бенностями процесса подъема пластовой жидкости на поверх­ность — она содержит в себе нефть, минерализованную воду, па­рафин, песок и газ. При высокой температуре в пластовых услови­ях парафин растворен в нефти. По мере подъема пластовой жид­кости гидростатическое давление уменьшается, растворенный газ начинает выделяться в виде пузырьков, которые постепенно рас­ширяются. При расширении газа его температура уменьшается, что приводит к охлаждению всей смеси. В результате понижения температуры растворенный парафин начинает кристаллизовать­ся — из жидкого состояния он переходит в твердое. Мельчайшие кристаллики парафина находятся во взвешенном состоянии и по пути движения жидкости осаждаются на внутренней поверхности колонны подъемных труб. На слое парафина закрепляются пес­чинки, и постепенно толщина слоя увеличивается.

Понижение температуры пластовой жидкости тем больше, чем выше она поднимается. В основном отложения парафина наблюда­ются в верхней части подъемных труб на расстоянии до 400 м от устья скважины; как правило, толщина отложений достигает мак­симума на глубине 50—200 м.

Через некоторое время после пуска в эксплуатацию фонтанной скважины в результате отложения парафина и песка в колонне подъемных труб могут образоваться пробки, а течение жидкости может прекратиться.

20

Пробки представляют собой смесь песка, выносимого из про­дуктивного пласта, окалины, образующейся при взаимодействии аг­рессивных составляющих пластовой жидкости с металлом труб, парафина, смол и других веществ, находящихся в пластовой жид­кости. Пробки бывают забойные или патронные. Забойные — пред­ставляют собой сплошной столб песка, патронные — перемежаю­щиеся столбы песка, жидкости и газа. Пробка, находящаяся в ко­лонне труб длительное время, может уплотняться, образовать прочную корку. Ликвидировать ее достаточно сложно.

Помимо профилактических мер по предотвращению образова­ния пробок — использования труб со специальным внутренним по­крытием, применения специальных химических добавок и т. п.— приходится периодически прекращать эксплуатацию скважины и проводить подземный ремонт. Удаление пробок проводят несколь­кими способами; не извлекая труб из скважины (и не прекращая ее эксплуатации), с помощью специальных приспособлений — скребков-желонок, промывкой различными жидкостями, продувкой воздухом и т. п. Пробки можно удалить и на поверхности после извлечения колонны труб и ее пропаривания.

Газлифтная эксплуатация

При газлифтном способе эксплуатации скважин к работам, свя­занным с поддержанием в работоспособном состоянии колонны подъемных труб, добавляются еще и операции по замене или ус­тановке пусковых клапанов. Их можно проводить, либо подняв всю колонну труб, на которой они смонтированы, либо без подъе­ма труб с помощью специального инструмента, опускаемого на канате и позволяющего устанавливать клапаны в эксцентрично расположенные гнезда. Второй способ более прогрессивный, по­скольку снижает трудоемкость работ и ускоряет их проведение.

Эксплуатация штанговыми насосами

Увеличение количества внутрискважинного оборудования и ус­ложнение его конструкции по сравнению с используемым при фон­танной или газлифтной эксплуатации предопределяют появление новых причин, вызывающих необходимость в текущем подземном ремонте. К ним относятся прежде всего работы, связанные со сме­ной скважинного насоса или его отдельных узлов, устранением неполадок с колонной штанг.

В процессе работы скважинного насоса его детали изнашива­ются — увеличивается зазор между плунжером и цилиндром, те­ряют герметичность клапаны, в результате чего производитель­ность насоса уменьшается.

Для смены трубных насосов необходимо сначала поднять п.ч колонне штанг плунжер вместе со всасывающим и нагнетательным

клапаном, а потом колонну подъемных труб вместе с цилиндром. При использовании вставного насоса отпадает необходимость в подъеме колонны труб — насос извлекают на колонне штанг. Ес­ли же посадочное гнездо насоса нуждается в ремонте, то извле­кают и колонну труб.

Для защиты деталей скважинного насоса от действия песка применяются песочные якори — устройства, устанавливаемые на приеме насоса и служащие для отделения от пластовой жидкости песчинок, выносимых ею из пласта. Принцип действия песочных якорей основан на снижении скорости потока пластовой жидко­сти до такой величины, при которой песчинки не поднимаются струей вверх, а падают вниз и скапливаются в корпусе якоря. Пе­риодически якорь (вместе с насосом) необходимо поднимать для очистки от накопившегося песка.

Для борьбы с песком можно также создавать искусственный фильтр в призабойной зоне скважины. При этом призабойную зо­ну крепят полимерным тампонажным составом. В ряде случаев применяются специальные фильтры, спускаемые на колонне об­садных труб и препятствующие попаданию во внутреннюю полость эксплуатационной колонны частиц породы, из которой сложен про­дуктивный пласт.

Прекращение подачи насоса может происходить также в ре­зультате заклинивания плунжера в цилиндре из-за попадания в зазор между ними песка, окалины или кусочков внутреннего по­крытия колонны подъемных труб — стекла или эмали. Для устра­нения заклинивания проводят расхаживание — стремятся переме­стить плунжер вверх, поднимая штанги специальным агрегатом, либо извлекают насос на поверхность.

В процессе работы ШСН достаточно часто происходят обрывы или самопроизвольные отвороты колонны штанг. В наклонных скважинах частым явлением бывает разрушение целостности ко­лонны вследствие протиров в зонах искривлений, где трение штанг о внутреннюю поверхность труб сопровождается значитель­ными давлениями. При обрыве или отвороте штанг необходим те­кущий подземный ремонт, при котором ловят нижнюю оборван­ную часть колонны штанг и извлекают ее на поверхность.

Помимо всех перечисленных неполадок подземный ремонт про­изводят для удаления пробок, которые, как и при фонтанном и газлифтном способах, образуются во внутренней полости подъем­ных труб.

Для предупреждения отложений парафина при штанговой эк­сплуатации используют методы, описанные ранее, а также приме­няют механические скребки, устанавливаемые на колонне штанг. В этом случае колонну штанг соединяют со станком-качалкой че­рез штанговращатель — механизм, обеспечивающий поворот ко­лонны на небольшой угол при каждом двойном ходе. При исполь­зовании штанговращателя происходит также постоянное подтяги­вание резьбовых соединений колонны штанг, в результате чего со­кращается число случаев самоотвинчивания.

22

Рис. 11.2. Насосно-компрес­сорные трубы (о, б) и муфта (в)

а — неравнопрочные; б — рав­нопрочные

например, для подачи газа к башмаку первой колонны с целью аэрирования жидкости, заполняющей ее.

Для перекрытия или полного открытия потока жидкости слу­жат запорные устройства — задвижки и краны. Регулирование расхода жидкости неполным открытием задвижки или крана не допускается, для этого предназначены регулируемые и нерегули­руемые дроссели.

Детали и узлы арматуры соединяются между собой фланцами с уплотнениями или резьбой. По этому признаку арматуру делят на фланцевую и резьбовую. Стволовая часть фонтанной елки может быть собрана из тройников, отводы которых направ­лены в одну сторону, или из крестовин, имеющих на одном уров­не по два отвода в противоположные стороны. Соответственно в таких случаях арматуру называют тройниковой или же крестовой.

Фонтанная арматура характеризуется диаметром проходного сечения стволовой ее части и рабочим давлением, на которое она рассчитана.

У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верхний является основным — рабочим, а нижний — резервным. При вы­ходе из строя деталей основного рабочего отвода закрывают ство­ловое запорное устройство и направляют продукцию скважины по нижнему, резервному без остановки скважины.

После этого ремонтируют верхний отвод. Подобная конструк­ция облегчает доступ к элементам арматуры и упрощает ремонт, но зато увеличивает ее высоту.

Тройниковую арматуру в основном используют при низких и средних давлениях, при средних и высоких — крестовую.

Фонтанная елка, собранная из крестовой арматуры, имеет мень­ший вертикальный размер, но при выходе из строя одного из бо­ковых отводов приходится закрывать стволовое запорное устрой­ство и прекращать эксплуатацию скважины. Для спуска в сква­жину приборов в верхней части крестовой и тройниковой арма­тур имеется верхнее стволовое запорное устройство, на фланец которого при исследованиях монтируют лубрикатор.

Подземное оборудование фонтанной скважины включает в себя колонну подъемных труб, собираемую из насосно-компрессорных труб (НКТ), соединяемых с помощью муфт специальной кониче­ской резьбой.

Насосно-компрессорные трубы бывают с гладкими (неравно­прочные) и высаженными (равнопрочные) концами (рис. II.2). Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине, и поэтому в местах нарезки резьбы они ослаблены. Трубы с вы­саженными концами имеют утолщенные концы с нарезанной резь­бой, поэтому прочность трубы не уменьшается. По длине НКТ де­лятся на три группы: I группа—5,5—8 м, II—8—8,5 м, III—8,5— 10 м. Трубы изготавливают из сталей различной прочности, обо­значаемой буквами Д, К, Е, Л, М, и подвергают термической об­работке.

,

На один конец труб с помощью специального станка навернута муфта таким образом, чтобы предупредить ее отворот при свинчи­вании и развинчивании с другой трубой.

Для компоновки подвесных колонн при эксплуатации искрив­ленных скважин с большим отклонением от вертикали, а также многорядных скважин предназначены специальные насосно-ком­прессорные трубы для наклонно-направленных скважин. Наруж­ный диаметр труб 73, 89 мм, толщина стенки 5,5; 7 ,и 6,5 мм. На муфтах выполнены специальные фаски с углом скоса 20^е (на обыч­ных 35°) для предотвращения задевания муфт НКТ за торцы об­садных труб; уменьшения динамических нагрузок на колонну и агрегат подземного ремонта; облегчения и ускорения спуско-подъемных операций; повышения сохранности силового кабеля и за­щиты обсадных колонн от износа. Трубы обладают улучшенными эксплуатационными показателями благодаря нарезке резьбы и из­готовлению муфт на современном оборудовании высокой точности с числовым программным управлением.

Одной из основных характеристик труб является условный диаметр, который с точностью до долей миллиметра соответствует наружному диаметру тела трубы: 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

Трубы маркируют у муфтового конца; на клейме указывают условный диаметр, группу прочности стали, толщину стенки, товар­ный знак завода, месяц и год выпуска.

Спуск специальной колонны подъемных труб необходим для;

наиболее полного использования энергии попутного газа, пу­зырьки которого, устремляясь вверх, увлекают за собой жидкость;

предохранения эксплуатационной колонны от разрушения или истирания ее абразивными частицами и агрессивными компонен­тами пластовой жидкости;

подъема песка и воды, скапливающихся на забое скважины по мере эксплуатации скважины;

пуска скважины в эксплуатацию, а также проведения ремонт­ных работ.

Насосно-компрессорные трубы используют не только для подъ-

2!)

ема пластовой жидкости при различных способах эксплуатации, но и в качестве промывочных — для подачи в скважину промывочной жидкости при гидроразрыве, кислотной обработке и т. п., а также для удержания различных инструментов при проведении ПР.

Для предотвращения открытого фонтанирования при выходе из строя устьевого оборудования или во время ремонтных работ в скважине размещают клапаны-отсекатели, изолирующие ее ниж­нюю часть. Клапан-отсекатель устанавливают стационарно, не из­влекая его на поверхность, или спускают на колонне подъемных труб. Помимо собственно клапана при этом спускают пакер для герметизации затрубного пространства, якорь для восприятия осе­вой нагрузки от давления жидкости или газа и передачи ее эк­сплуатационной колонне, а также ряд клапанов — циркуляцион­ный для временного сообщения внутренней полости подъемных труб с затрубным пространством при промывке забоя, затрубно­го пространства, обработки забоя химическими реагентами и т. п., клапан для ввода ингибитора, телескопическое соединение для компенсации линейных деформаций колонны от собственного ве­са, давления или нагрева.