Menu

Причини 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;

  1. 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.

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:4406 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:7571 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:4515 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Глава 7. Группы рудных минералов

ГЛАВА 7. ГРУППЫ РУДНЫХ МИНЕРАЛОВ ПО ФИЗИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ. ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЭТАЛОННЫХ МИНЕРАЛОВ. ТАБЛИЦЫ-ОПРЕДЕЛИТЕЛИ. СТАНДАРТНЫЕ СХЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЯ  РУДНОГО МИНЕРАЛА И АНШЛИФА   Из большого числа рудных минералов можно выделить характерные соединения трех типов: самородные элементы...

03-03-2011 Просмотров:12780 Рудная минераграфия

Геодезичні роботи при зведенні надземної…

Геодезичні роботи при зведенні надземних частин збірних будинків полягають у розмітці орієнтирних рисок для установки (монтажу) великорозмірних елементів і виносі висотних позначок (рівнів) монтажного горизонту. При зведенні великопанельних будинків з поздовжніми...

30-05-2011 Просмотров:5538 Інженерна геодезія

Континентальные платформы

Общая характеристика. Континентальные платформы (кратоны) представляют собой ядра материков, имеют изометричную или полигональную форму и занимают большую часть их площади – порядка миллионов кв. км. Они слагаются типичной континентальной корой...

14-10-2010 Просмотров:27446 Геологическое картирование, структурная геология