Ремонт свердловин (; ; ) — комплекс технічних заходів, спрямованих на відновлення робочого стану свердловин.
Зумовлюючі чинники 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.
Загальна характеристика ремонтних робіт
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.
При роботах, пов'язаних з обертанням колони труб (наприклад, розбурювання цементу) над гирлом свердловини встановлюють ротор.
У загальному балансі часу експлуатації свердловин підземні ремонти займають у середньому 2 – 3 %. Експлуатаційні вежі зазвичай мають висоту 24 і 28 м, а вантажопідйомність 50 і 75 т.
Щогли мають висоту 15 і 22 м і вантажопідйомність, відповідно, 15 і 25 т. Щогла встановлюється над гирлом свердловини з невеликим кутом нахилу і закріплюється відтяжками.
Пересувні щогли встановлюються на спеціальних візках і транспортуються до свердловин трактором. У підйомниках, що мають власну щоглу, транспортною базою є трактори і автомобілі. Такі підйомники мають вантажопідйомність від 16 до 80 т.
Для спуску і піднімання зі свердловини труб застосовується комплект інструментів, що складається із трубних елеваторів, ключів та різних пристроїв, що прискорюють ведення робіт і забезпечують їх безпеку.
Трубні елеватори служать для захоплення труб під муфту та утримування колони труб у підвішеному стані при спуску і підйомі їх у свердловину.
Для згвинчування і розгвинчування труб застосовують ланцюгові і шарнірні ключі.
Будь-який ремонт у свердловині супроводжується підйомом і спуском труб. Такі роботи називають спуско-піднімальними операціями. Залежно від характеру підземного ремонту спуско-піднімальні операції займають від 40 до 80 % часу, що витрачається на ремонт, тобто вони визначають загальну тривалість підземного ремонту.
Труби зі свердловин піднімають після демонтажу гирлової арматури.
Для полегшення основних трудомістких робіт при спуско-піднімальних операціях широко застосовують автомати підземного ремонту (АПР).
Автомат АПР із застосуванням комплексу спеціальних інструментів дозволяє здійснювати такі операції: 1) автоматичне захоплення та утримання колони труб у спеціальному клиновому захопленні або спайдері; 2) механічне згвинчування і розгвинчування труб; 3) автоматичне обмеження зусилля згвинчування; 4) автоматичне центрування колони труб у свердловині.
Для полегшення праці персоналу під час проведення окремих операцій з підземного ремонту свердловини використовують різні пристосування малої механізації: напрямні воронки для труб, лотки або санки для затягування труб на містки, вилки для підтягування труб, переносні столики для ручного інструменту тощо.
Заключний комплекс робіт при поточному ремонті свердловин
Включає роботи, які виконуються після опускання свердловинного експлуатаційного обладнання. Він містить у собі збирання гирлової арматури, очищення арматури, ремонтного обладнання й інструменту від різних відкладів, демонтаж комплексу ремонтного обладнання, пуск свердловини, очищення території робочої зони від зайвих предметів, вирівнювання території. Додатково після капітального ремонту свердловин виконуються ще роботи по шаблонуванню колони перед опусканням устатковання електровідцентрового насоса чи газліфтного обладнання, заміні технологічних насосно-компресорних чи бурильних труб (НКТ) на експлуатаційні НКТ, монтажу і опусканню свердловинного експлуатаційного обладнання, освоєнню свердловини, вивезенню відпрацьованих рідин і труб.
Окремі види ремонту свердловин
Ремонт свердловин планово-запобіжний (; , ) — 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 (; ; ) — 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. Ремонтні роботи, які здійснюються у свердловинах i скеровані на встановлення свердловинного (підземного) обладнання та підтримування свердловин у справному стані. В залежності від складності робіт П.р.с. підрозділяють на поточний i капітальний. У промисловій практиці часто під терміном «підземний ремонт свердловин» розуміють тільки поточний ремонт.
Ремонт свердловин поточний (підземний) — комплекс робіт, який пов'язаний із підтримуванням свердловинного обладнання в роботопридатному стані i заданого режиму роботи свердловин. До поточного ремонту відносяться роботи: 1) оснащення свердловини підземним обладнанням при введенні в експлуатацію чи зміні способу експлуатації; 2) забезпечення оптимізації режиму експлуатації; 3) відновлення роботопридатності свердловинного i гирлового устаткування; 4) очищення i промивання підіймальної колони i вибою від парафінових відкладів, солей, гідратних i пісчаних пробок. Серед цього комплексу можна виділити роботи: 1) планово-попереджувальні — ревізія i заміна насосів, клапанів та іншого обладнання, ліквідація негерметичності насосно-компресорних труб, пісчаних i гідратних пробок, відкладів парафіну i солей; 2) вимушені — ліквідація обривів чи відгвинчувань штанг, полірованого штока, пошкоджень кабелю; 3) технологічні — зміна обладнання на інший типорозмір, переведення на інший спосіб експлуатації, встановлення нового чи дослідного устаткування. У даний час із кожних 100 підземних ремонтів на фонтанні свердловини припадає 2, на штангово-насосні — 58 (із них з причини обривання штанг — 30, з причини виходу із ладу штангового насоса — 25), на відцентровонасосні свердловини — 40, на решту — 2 ремонти. Середня тривалість ремонтів у годинах складає: при зміні електровідцентрового насоса — 45, штангового насоса — 40, при ліквідації обриву чи відгвинчування штанг — 24, обриву труб — 86, при переводі на інший спосіб експлуатації — 48. Середня тривалість підземного ремонту складає 21 год.