Ремонт нефтяных и газовых скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ 

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

А.Ю. Дмитриев, В.С. Хорев 

РЕМОНТ НЕФТЯНЫХ 
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 

Рекомендовано в качестве учебного пособия 

Редакционно-издательским советом

Томского политехнического университета

Издательство 

Томского политехнического университета

2016

УДК 622.276.7(075.8)
ББК 33.361.69я73

Д53

Дмитриев А.Ю.

Д53
Ремонт нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / 

А.Ю. Дмитриев, В.С. Хорев ; Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 
2016. – 272 с.

ISBN 978-5-4387-0697-7

В пособии изложены основные сведения о капитальном и текущем ре
монте нефтяных и газовых скважин, представлено современное оборудование для проведения ремонтных работ на скважине. 

Затронуты вопросы интенсификации притока, рассмотрены технологии 

кислотных обработок, освоения скважин и вызов притока. Рассмотрены мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, методы их устранения, 
последовательность операций при консервации и ликвидации скважин. 

Предназначено для бакалавров очного и заочного отделения, обучаю
щихся по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело».

УДК 622.276.7(075.8)
ББК  33.361.69я73

Рецензенты 

Доктор технических наук, доцент 

профессор кафедры бурения скважин

Национального минерально-сырьевого университета «Горный»

М.В. Двойников

Начальник отдела текущего и капитального ремонта скважин

ООО «Газпромнефть-Восток»

П.С. Цыхонин

ISBN 978-5-4387-0697-7
© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2016
© Дмитриев А.Ю., Хорев В.С., 2016
© Оформление. Издательство Томского 

политехнического университета, 2016

ВВЕДЕНИЕ

Добыча углеводородного сырья реализуется с помощью нефтяных 

или газовых скважин, оснащенных специальным оборудованием. В зависимости от горно-геологических условий залегания продуктивных 
горизонтов и типа добываемого флюида используются различные способы эксплуатации скважин, при этом для каждого способа эксплуатации используется специальное газонефтяное оборудование, требующее 
периодической замены или ремонта.

В процессе эксплуатации скважин постоянно происходят измене
ния технического состояния подземного оборудованной скважины, а 
также условий и режимов эксплуатации разрабатываемых залежей. 
В связи с этим постоянно необходимо проводить комплекс технических 
мероприятий, направленных на поддержание постоянной работы скважин, связанных не только с межпериодным ремонтом скважины, а также с изменением условий работы залежи. 

Соответственно, для поддержания эксплуатационных скважин в 

работоспособном состоянии с достаточной степенью эффективности 
необходимо проведение широкого комплекса работ, называемого «Подземным и капитальным ремонтом скважин». 

В настоящее время большая часть месторождений находится на 

поздней стадии разработки, что обуславливает, в свою очередь, большой объем работ, связанных с ремонтом скважин, вследствие этого 
необходимость в подготовке специалистов, обладающих фундаментальными знаниями, методами и современными технологиями в данной области, является весьма актуальной. 

Таким образом, при постоянном совершенствовании технологиче
ского оборудования, используемого для ремонта скважин, имеется 
необходимость в создании методических пособий, которые освещали 
бы современные проблемы и тенденции модернизации технологий капитального и подземного ремонта скважин.

1. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О РЕМОНТЕ СКВАЖИН

1.1. Общие понятия о конструкции скважины

Скважиной называется горная выработка круглого сечения, про
буренная с поверхности земли без доступа человека, диаметр которой 
много меньше ее глубины. 

Конструкцией скважины называется ее геометрическая характе
ристика, определяемая горнотехническими условиями проходки, количеством, диаметром и глубиной спуска обсадных колонн, а также высотой подъема тампонажного раствора за ними.

Конструкцию скважины определяют: цель и задачи бурения; число

имеющихся продуктивных горизонтов; характеристика продуктивного 
пласта (коллекторские свойства, продуктивность и мощность); пластовое давление и давление гидроразрыва пород; число зон с несовместимыми условиями бурения. Конструкция скважин должна обеспечивать: 
охрану недр и окружающей среды; исключение межпластовых перетоков флюидов (как в процессе бурения и эксплуатации, так и при ликвидации скважин); способность выполнить глушение скважины и аварийные работы в случае возникновения открытого фонтанирования; надежность, долговечность и экономичность.

Рис. 1. Внешний вид конструкции скважины

 190,5

24

650

1800

2700

3600

930

 444,5

 508,0

 393,7

 269,9

 190,5

Каждая обсадная колонна в конструкции скважины в зависимости 

от назначения имеет свое название: направление, кондуктор, техническая колонна, хвостовик и эксплуатационная колонна. Конструкция
скважины, состоящей из нескольких типов обсадных колонн, представлена на рис. 1. Первая обсадная колонна, начиная от устья, называется 
направлением, оно служит для предохранения приустьевой части скважин от размыва промывочной жидкостью. Как правило, направление 
используется при бурении на болотистой местности или в условиях 
многолетнемерзлых пород. В среднем глубина спуска направления 
находится в пределах от 10 до 50 метров. Иногда для изоляции ствола 
скважины от легкоразмываемых пород устанавливают второе направление, которое носит название удлиненное направление. 

Кондуктор – это обсадная колонна, предназначенная для изоля
ции верхнего интервала неустойчивых горных пород и водоносных горизонтов установки противовыбросового оборудования. В зависимости 
от горнотехнических условий глубина спуска кондуктора находится в 
пределах от 700 до 1100 метров в условиях Западной Сибири.

Последующие колонны (одна или несколько) называются тех
ническими (промежуточными) и служат для разобщения зон, несовместимых по условиям бурения. В благоприятных условиях могут не использоваться.

Эксплуатационная колонна – последняя из обсадных колонн, 

после спуска которой дальнейшее углубление скважины не производят;
служит для создания системы скважина‒пласт ‒ дневная поверхность;
глубину спуска определяют положением продуктивного пласта и глубиной зоны успокоения механических флюидов (зумпф). Как правило,
глубина «зумпфа» определяется проектировщиками исходя из геологических особенностей строения залежи.

Нижняя часть эксплуатационной колонны с предварительно про
сверленными (фрезерованными) отверстиями или выполненными в ней 
после ее спуска в скважину, служащая для приема флюидов, называется 
фильтром (или хвостовиком). Если колонна не выходит на дневную поверхность, то такую колонну называют хвостовиком. Для установки колонной головки на устье скважины используют нулевой патрубок, представляющий из себя короткий отрезок трубы, изготовленный из аналогичного материала, что и обсадная труба кондуктора, при этом ниппельные резьбовые соединения нарезаются с двух сторон; внешний вид 
нулевого патрубка представлен на рис. 2.

Рис. 2. Нулевой патрубок (внешний вид)

После монтажа нулевого патрубка устье скважины оборудуется ко
лонной головкой, которая жестко соединяет в единую систему обсадные 
колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю 
нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию 
межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля 
состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Во время бурения и ремонта скважины на колонную головку монтируется противовыбросовое оборудование, демонтируемое после окончания бурения или ремонта. Внешний вид колонной головки с задвижкой и манометром для контроля межколонного 
давления представлен на рис. 3. 

Рис. 3. Внешний вид колонной головки 

Колонные головки, предназначенные для установки фонтанной ел
ки и подвески эксплуатационной колонны, а также (при наличии в конструкции) технических колонн, можно разделить на несколько видов. 
В случае если скважина имеет сложную конструкцию, могут использоваться секции, устанавливаемые на колонную головку и необходимые 
для разобщения межколонного пространства спущенных обсадных колонн. Внешний вид секций для разобщения межколонных пространств,

представлен на рис. 4. В зависимости от количества спускаемых технических колонн различают ОКК1, ОКК2 и ОКК3 (ОКК – обвязка колонная клиновая).

ОКК3

ОКК1

ОКК2

Рис. 4. Внешний вид секций для разобщения межколонных пространств

при сложной конструкции скважины

Для разобщения межколонного пространства используют специ
альные манжетные резиновые уплотнения, называемые пакерным
уплотнением. Пакерное уплотнение устанавливается в пазы на месте 
фланцевого соединения секций, в специальное посадочное место. Для 
разобщения межколонного пространства пакерные уплотнения при 
монтаже раздавливаются дожимными кольцами. В момент протягивания шпилек, расширяясь, пакерные уплотнения перекрывают кольцевое 
пространство и герметизируют кольцевое пространство. Внешний вид 
пакерного узла представлен на рис. 5.

Существуют различные модификации пакерных уплотнений меж
колонного пространства скважины, некоторые из них представлены на 
рис. 6. Представленные виды пакерных уплотнений применяются в зависимости от условий эксплуатации фонтанной арматуры, а также 
агрессивности рабочей среды и добываемого флюида.

Рис. 5. Внешний вид пакерного узла:

1 – пакерные резиновые уплотнения; 2 – нажимные кольца; 3 – клиновая подвеска

После окончания бурения скважины на устье монтируется колон
ная головка в зависимости от конструкции скважины, на колонную головку устанавливается фонтанная елка. В совокупности с колонной головкой и фонтанной елкой оборудование, установленное на дневной поверхности скважины, называется фонтанной арматурой. 

а
б
в

г
д

Рис. 6. Внешний вид разновидностей пакерных уплотнений:

а ‒ уплотнение резиновым пакером «ласточкин хвост»; б ‒ уплотнение с подкачкой 

пасты; в ‒ уплотнение металл-металл; г ‒ уплотнение сплошным резиновым 

пакером; д ‒ уплотнение резиновыми кольцами

В зависимости от назначения скважины и способа эксплуатации

фонтанная арматура имеет различные виды фонтанных елок, которые 
регламентируются с помощью ГОСТ 13846-89. Различают фонтанные и 
нагнетательные елки.

1

2

3

Фонтанную арматуру, используемую для установки на устье, мож
но классифицировать по следующим признакам: 

 по рабочему давлению (от 14 до 140 МПа); 
 размерам проходного сечения ствола (от 50 до 150 мм); 
 числу спускаемых в скважину рядов насосно-компрессорных 

труб (на однорядные и двухрядные); 

 типу запорных устройств (с задвижками или с кранами); 
 конструкции фонтанной елки (на крестовые и тройниковые). 
Фонтанная елка представляет собой набор задвижек, соединенных 

для направления потока тройниками или крестовиной. Как правило, задвижки устанавливаются парами – коренная задвижка и рабочая.

В верхней части арматуры устанавливается буферная задвижка 

(лубрикаторная), которая служит для перекрытия трубного пространства и установки лубрикатора.

Стволовые задвижки предназначены для перекрытия трубного про
странства и предотвращения потока флюида в коллектор. Затрубные задвижки устанавливаются для перекрытия затрубного пространства скважины, а также для возможности выполнения технологических операций. 
Практических во всех случаях эксплуатация скважины ведется по трубному пространству. В зависимости от типа обвязки скважины могут 
устанавливаться дублирующие, коренные задвижки, предназначенные 
для перекрытия потока флюида в случае отказа рабочих задвижек. 
Внешний вид типовой тройниковой арматуры представлен на рис. 7. Для 
контроля над технологическим процессом эксплуатации скважины, для 
измерения давления в трубном, затрубном и межколонном пространствах устанавливаются манометры.

Все фонтанные арматуры имеют свое обозначение, структурная 

схема шифров устьевых арматур и елок, представленная ниже, регламентируется в соответствии с ГОСТ 13846-84. Шифр фонтанной арматуры 
состоит из 9 (Х ХХХХ /Хх Х Х Х) символов, представленных ниже:

Х – обозначение изделия (АФ – арматура фонтанная, ЕФ – елка 

фонтанная, АН – арматура нагнетательная, ЕН – елка нагнетательная);

Х – обозначение способа подвешивания скважинного трубопро
вода на головке, обычно не обозначается, в переводнике к трубной головке – К;

Х – обозначение типовой схемы елки;
Х – обозначение системы управления запорными устройствами 

(с ручным управлением не обозначается, с дистанционным – Д, с автоматическим – А, с дистанционным и автоматическим ‒ В);

Х – условный проходной ствол елки;

Х – условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении 

с условным проходом ствола не указывается);

Х – рабочее давление;
Х – исполнение изделия в зависимости от условий применения;
Х – обозначение модификации, модернизации.

Рис. 7. Внешний вид типовой фонтанной арматуры:

1 – лубрикаторная задвижка; 2 – рабочие задвижки затрубные; 

3 – коренные задвижки затрубные; 4 – стволовые задвижки; 

5 – планшайба; 6 – тройник; 7 – крестовина

Пример:

После окончания бурения скважины обсадные колонны фиксиру
ются в колонной головке с помощью специальных клиновых подвесок. 

Клиновые подвески бывают нескольких конструкций: клиновые, 

клиновые в корзине и резьбовые.