• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Класифікація свердловин за умовами їх експлуатації. Ремонтні роботи

У роботі свердловин моуть виникати різні ускладнення, які призводять до порушення нормальної роботи свердловин і зумовлюють необхідність виконання ремонту.

Порушення нормальної роботи свердловин супроводжуються звичайно зменшенням видобутку нафти, газу (чи об’ємів запомповування витіснювального агента) аж до аварійної зупинки, а це викликає зниження ефективності використання фонду свердловин, збільшення поточних витрат на експлуатацію свердловин і поверхневого обладнання.

Класифікація свердловин за умовами їх експлуатації.нормальна робо-та 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 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.

Нормальною вважають свердловину, з якої задану кількість рідини можна відбирати стандартним свердловинним устаткуванням, забезпеченим на вході тільки простим фільтром, без застосування певних 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 під рівень рідини не повинна перевищувати необхідного мінімуму у разі відпомповування 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 від одиниці; штанговим свердловинним насосом можна відбирати задану кількість рідини за наявності на вході газового сепаратора (якоря) або після значного занурення насоса під рівень рідини, при цьому коефіцієнт наповнення може бути близьким до розрахункового або пониженим. Це ж стосується й інших насосних способів експлуатації.

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 корки, що можливо за будь-якого способу експлуатації (насосного, газліфтного та фонтанного). Значно рідше зустрічаються патронні та висячі корки. Для одних і тих же колекторів найбільша кількість неполадок через пісок стається у свердловинах, обладнаних штанговими насосами. Відпомповування 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 і фонтанних свердловинах. Це зумовлюється тим, що штангове насосне устатковання за конструкцією є складнішим піднімачем для рідини, яка містить пісок, ніж фонтанне.

Солевідкладною вважають свердловину, із продукції якої в процесі піднімання з вибою на поверхню виділяються і відкладаються на поверхні свердловинного та гирлового устаткування різні мінеральні 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 нижча (на 30-40% і більше) від 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 обводненості 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 із відкладанням парафіну, відрізнятися агресивним корозійним середовищем тощо. З часом свердловини можуть переходити із одної 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 надходження піску до вибою природним шляхом або в разі втрати корозійних властивостей видобуваною рідиною.

Отже, під ускладненням належить розуміти будь-яке відхилення умов експлуатації даної свердловини від нормальних. Під час розробки нафтових, газонафтових та газоконденсатонафтових 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 із попередження піскопроявів (коркоутворень), парафіно- і солевідкладань у свердловинному і поверхневому нафтогазопромисловому устаткуванні, а також утворенню гідратів у газотранспортних системах. Відмітимо, що збереження і подовження термінів служби гідротехнічних споруд і нафтогазопромислового устаткування від корозії в агресивному морському середовищі також є важливою проблемою.

Ремонт свердловин. Він 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 із 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 запомповування 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.

При штангово-насосній 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.

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 запомповуваного 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 видобуваної 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 із моменту введення свердловини в роботу, тим бiльше зростають витрати B на капiтальний ремонт одної свердловини (за даними по нафтових родовищах Поволжя):

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

У залежностi вiд складностi робiт пiдземний ремонт свердловин (ПРС) пiдроздiляють на поточний i капiтальний. У промисловiй практицi, здебільшого, пiд термiном ”пiдземний ремонт” розумiють поточний ремонт.

Поточним (підземним) ремонтом свердловин (ПотРС) називають комплекс робiт, який пов’язаний iз пiдтримуванням свердловинного устаткування у роботопридатному станi та заданого режиму роботи свердловин.

До поточного ремонту вiдносяться такi роботи:

1) оснащення свердловини пiдземним устаткуванням під час введення в експлуатацiю чи змiни способу експлуатацiї;

2) забезпечення оптимiзацiї режиму експлуатацiї свердловин;

3) вiдновлення роботопридатностi свердловинного i гирлового устаткування;

4) очищення i промивання пiднімальної колони труб i вибою вiд парафiнових і сольових вiдкладiв, гiдратних корків i пiщаних корків.

Серед цього комплексу можна видiлити роботи:

1) планово-попереджувальні – ревiзiя i замiна насосiв, клапанiв та iншого устаткування, усування негерметичностi насосно‑компресорних труб, пiщаних i гiдратних корків, вiдкладiв парафiну i солей; ці ремонти, виходячи із доцільності, здійснюють, як правило, в разі зниження початкового дебіту на 30-40%;

2) вимушені – усування обривiв чи вiдкрутів штанг, полiрованого штока, пошкоджень кабеля;

3) технологічні – замiна устаткування на iнший типорозмiр, переведення свердловини на iнший спосiб експлуатацiї, встановлення нового чи дослiдного устаткування.

У даний час iз кожних 100 пiдземних ремонтiв на фонтанні свердловини припадає 2 ремонти, на штангово-насосні – 58 (iз них з причини обриву штанг – 30, з причини виходу iз ладу штангового насоса – 25), на електровiдцентровонасосні – 36, на решту – 4.

Частота поточних ремонтів залежить від способу експлуатації. Електровідцентровонасосні свердловини доводиться ремонтувати в середньому 2,5 рази за рік, штанговонасосних –1,7 рази за рік, фонтанних і газових – 0,2 рази за рік.

Середня тривалiсть поточних ремонтiв у годинах становить: із замiни ЕВН – 45, ШСН – 40, із усунення обривів чи вiдкрутів штанг – 24, обривів труб – 86, із переводу на iнший спосiб експлуатацiї – 48 (не приєднуючи часу на виконання робіт із наземним устаткуванням). Середня тривалiсть поточного ремонту становить 21 год.

Якість виконання ремонтних робіт. Якість робіт на свердловинi з позицiй господарської дiяльностi оцiнюється успiшнiстю, технологiчною та економiчною ефективнiстю.

Успішність характеризують коефіцієнтом успішності, що являє собою вiдношення суми успiшних свердловино-операцiй до всiх виконаних свердловино-операцiй. Ремонт вважається успiшним у разі досягнення поставленої мети або вiдповiдної величини приросту видобутку, об’єму запомповування, зменшення вiдбору пластової води i об’єму непродуктивного запомповування. Наприклад, успішність ремонту з iзоляцiї припливу води встановлюють за величиною зниження обводненостi продукцiї, коли дебіт свердловини по нафтi (газу) не зменшився (залишився таким же чи збільшився) у разі зіставимих режимiв вiдбирання. Успiшнiсть ремонту, що зумовив незначне зниження дебiту свердловини за рiзкого зменшення вiдбору води, може бути обгрунтована тiльки економiчно.

Технологічна ефективність – це, в першу чергу, натуральний ефект, що виражається для видобувних свердловин приростом об’єму видобутої нафти (газу) i зменшенням вiдбору води, для нагнiтальних i поглинальних – збiльшенням об’єму корисного i зменшенням об’єму непродуктивного запомповування; для водозабiрних – збiльшенням дебiту кондицiйної i зменшенням припливу некондицiйної води. Крiм цього вона характеризується також тривалістю ефекту, тобто тривалістю часу, протягом якого спостерігається натуральний ефект.

Економічна ефективність обчислюється за змiною витрат на видобування нафти (газу) до i пiсля ремонту з урахуванням витрат на виконання самого ремонту.

Читайте також:

1. II. Вимоги безпеки перед початком роботи
2. II. Вимоги безпеки праці перед початком роботи
3. II. Класифікація видатків та кредитування бюджету.
4. III. Вимоги безпеки під час виконання роботи
5. III. Вимоги безпеки під час виконання роботи
6. Internet. - це мережа з комутацією пакетів, і її можна порівняти з організацією роботи звичайної пошти.
7. IV. Вимоги безпеки під час роботи на навчально-дослідній ділянці
8. S Визначення оптимального темпу роботи з урахуванням динаміки наростання втоми.
9. V. Класифікація і внесення поправок
10. V. Класифікація рахунків
11. VII. Прибирання робочих місць учнями (по завершенню роботи) і приміщення майстерні черговими.
12. А. Структурно-функціональна класифікація нирок залежно від ступеню злиття окремих нирочок у компактний орган.

Переглядів: 1655