При эксплуатации нефтяной скважины, как и любого другого сложного инженерного сооружения неизбежно возникают неполадки и сбои в работе оборудования. Со временем элементы конструкции скважины и погружного оборудования изнашиваются и требуют ремонта или замены. Нередко в эксплуатационных скважинах происходят аварии подземного оборудования.
Условно подземный ремонт скважины, в зависимости от сложности и видов работ, подразделяют на текущий и капитальный.
К текущему подземному ремонту относят плановую замену глубинных насосов, насосно-компрессорных труб и штанг, очистку скважины от загрязняющих веществ, ухудшающих условия добычи продукции, несложные ловильные работы внутри НКТ.
Традиционно на нефтегазовых промыслах текущий подземный ремонт называют просто подземным ремонтом, и его производит бригада подземного ремонта скважин.
Капитальный подземный ремонт скважины включает более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий погружного оборудования или лифтовой колонны. Это - ремонт поврежденных эксплуатационных колонн, изоляция зон поступления пластовой воды, переход на эксплуатацию другого объекта, бурение новых стволов из существующей скважины. К этой же категории работ обычно относят все операции по обработке призабойной зоны скважин (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка и др.). Как правило, для выполнения капитального ремонта требуется дополнительное оборудование: буровой станок, буровые насосы и цементировочные агрегаты, бурильные трубы, погружные двигатели, долота и другое оборудование. А сами работы проводит специализированная бригада.
Очевидно, что при подземном ремонте скважины для проведения спуско-подъемных операций с погружным оборудованием, необходимо подъемно-транспортное устройство. Если при бурении скважины подъемно-транспортным устройством является буровая вышка, то при подземном ремонте на скважине монтируют подъемную установку.
О буровой вышке читаем статью «Буровая вышка».
Нерационально использовать подъемники на базе стационарных вышек или мачт, так как ремонтные работы на скважине проводятся всего лишь несколько дней в году. Всё остальное время стационарные сооружения будут бездействовать. Поэтому при подземном ремонте обычно применяются самоходные подъемные установки на гусеничном или колесном ходу.
Перед сдачей в эксплуатацию на приустьевой территории скважины сооружается площадка и фундамент для подъемника. Для крепления оттяжек устанавливают якоря. Якоря оттяжек подъемных агрегатов располагаются по квадрату 40х40 метров.
Якорем может служить труба диаметром 4 дюйма (101,6 мм) и более с толщиной стенки 7 мм, и длиной от 4 до 6 метров, в зависимости от грунта. Установка трубного якоря производится агрегатом АЗА-3. На конце трубы устанавливается крестовина, на которую цепляется петля из стального каната диаметром не менее 18 мм.
Испытание якоря на вырыв производится канатом диаметром 18,5 – 22 мм с использованием гидравлического индикатора веса (ГИВ-6).
Также в качестве якорей применяются монолитные железобетонные анкерные фундаменты с выступающими закладными деталями для крепления оттяжек.
Любой подземный ремонт связан с извлечением из скважины и обратным спуском в нее насосно-компрессорных труб. При глубиннонасосной эксплуатации из НКТ извлекают сначала штанги. Штанги и НКТ извлекают из скважины по одной.
При ручном свинчивании и развинчивании всю колонну спущенных в скважину насосно-компрессорных труб подвешивают на крюке с помощью элеватора. После того как трубы поднимают на некоторую высоту, и муфта нижней трубы выходит из устья скважины, под эту муфту подкладывают второй элеватор, который удерживает колонну на весу. Затем отвинчивают верхнюю трубу. Отвинченную трубу кладут на стеллаж рядом с подъемником, после чего процесс подъема труб возобновляют и операции по отвинчиванию труб повторяют. Спускают НКТ в скважину в обратном порядке.
При ремонте скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками сначала поднимают насосные штанги. Эти работы выполняют так же, как и при подъеме труб, но с применением штанговых элеваторов и штанговых ключей.
НКТ из скважины поднимают после снятия устьевой арматуры. При ремонте глубиннонасосной скважины сначала отсоединяют верхнюю штангу - полированный шток и отводят в сторону головку балансира станка-качалки.
О конструкции и способах эксплуатации нефтяных скважин читаем статью «Эксплуатация скважины».
Фонтанные, газлифтные, а также насосные скважины с возможными фонтанными проявлениями перед снятием устьевой арматуры предварительно глушатся. Глушение скважины предотвращает выбросы подземных флюидов и газов, обеспечивая безопасность подземного ремонта.
Глушение скважины производят путем заполнения скважины прямой или обратной циркуляцией раствором определенной плотности. Давление гидростатического столба жидкости глушения должно превышать пластовое давление скважины.
Жидкости глушения готовят на водной основе. Это пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы. Жидкости глушения на углеводородной основе состоят из товарной или загущенной нефти.
Понятно, что при проведении подземного ремонта скважина простаивает и не дает продукции. Поэтому для оценки экономической эффективности отдельной скважины или промысла в целом учитывают коэффициент эксплуатации. Этот коэффициент выражается отношением количества времени фактической работы скважины к общему календарному количеству времени за месяц, квартал, год.
По статистике средний по нефтяной промышленности РФ коэффициент эксплуатации составляет 0,94 – 0,96, изменяясь по отдельным месторождениям в разные периоды от 0,93 до 0,97.
