Оборудование и технологии текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин: теория и расчет


Е. С. ЮШИН








ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХСКВАЖИН: ТЕОРИЯ И РАСЧЕТ


Учебник


















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2022

УДК 622.242.5
ББК 33.131
    Ю95


Рецензенты:
профессор кафедры машин и оборудования нефтегазовых промыслов Уфимского государственного нефтяного технического университета доктор технических наук, профессор К. Р. Уразаков;
доцент кафедры промышленной техники для разработки месторождений нефти и газа Технического факультета «Михайло Пупип» в г. Зренянин Университета города Нови-Сад ЭлеонораДесница




    Юшин, Е. С.
Ю95 Оборудование и технологии текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин: теория и расчет : учебник / Е. С. Юшин. -Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. - 380 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0905-6

     Рассмотрены вопросы организации и проведения текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Описаны техники для ведения операций по подземному ремонту скважин. Изложена последовательность подготовительных действий и операций по поддержанию и восстановлению работоспособности скважинного оборудования и самой скважины, вопросы применения нетрадиционных методов ремонта скважин с помощью колтюбинговых технологий, а также некоторые аспекты и особенности работ на континентальном шельфе.
     Для бакалавров и магистров направления подготовки «Нефтегазовое дело», а также для других категорий обучающихся при повышении квалификации.

УДК 622.242.5
ББК 33.131







ISBN 978-5-9729-0905-6

     © Юшин Е. С., 2022
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2022
                           © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022

            ОГЛАВЛЕНИЕ



ПРЕДИСЛОВИЕ.................................................. 7
ВВЕДЕНИЕ..................................................... 8
1. Классификация и показатели эффективности ремонтных работ
в нефтяных и газовых скважинах.............................. 10
  1.1 Нефтегазовая скважина как объект эксплуатации......... 10
  1.2 Конструкция эксплуатационной скважины................. 13
  1.3 Подземный ремонт и освоение скважин................... 15
  Контрольные вопросы....................................... 42
2. Оборудование для текущего и капитального ремонтов скважин.. 43
  2.1 Классификация оборудования для ремонта скважин........ 43
  2.2 Оборудование и инструмент для спуско-подъемных операций. 50
     2.2.1 Инструмент....................................... 50
     2.2.2 Средствамеханизации.............................. 56
     2.2.3 Грузоподъёмное оборудование...................... 66
  2.3 Оборудование и инструмент для технологических операций.. 74
     2.3.1 Наземноеоборудование............................. 74
     2.3.2 Скважинное оборудование и инструмент............. 95
  Контрольныевопросы....................................... 116
3. Текущий ремонт нефтяных и газовых скважин............... 118
  3.1 Технологическая схема текущего ремонта скважин....... 118
  3.2 Глушение скважин перед ремонтом...................... 122
  3.3 Порядок подготовительных работ перед ремонтом скважин... 127
  3.4 Технология спуско-подъемных операций................. 132
  3.5 Ремонтфонтанныхскважин............................... 133
  3.6 Ремонтгазлифтныхскважин.............................. 144
  3.7 Ремонт скважин механизированного фонда............... 149
     3.7.1 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами... 149
     3.7.2 Эксплуатация скважин погружными электронасосами.... 156
  3.8 Ликвидация песчаных пробок........................... 165
  3.9 Борьбасотложениемсолей............................... 167
  3.10 Борьба с отложением смол и парафинов................ 170
  3.11 Борьба с газогидратными пробками.................... 177
  3.12 Борьба с образованием стойких эмульсий.............. 179
  3.13 Борьба с прихватами подъемных труб..................... 181
  3.14 Борьба с коррозией скважинного оборудования......... 182
  3.15 Удаление жидкости с забоя скважины.................. 184
  Контрольные вопросы...................................... 186

3

4. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин............. 187
  4.1 Технологическая схема капитального ремонта скважин..... 187
  4.2  Обследование и исследование скважин................... 193
     4.2.1 Гидродинамические исследования скважин............ 193
     4.2.2 Геофизические исследования скважин................ 195
     4.2.3 Обследование состояния эксплуатационной колонны........ 196
     4.2.4 Испытание эксплуатационной колонны на герметичность.... 198
  4.3 Ремонтно-исправительные работы в скважинах............. 199
     4.3.1 Ликвидация негерметичностирезьбовых соединений......... 201
     4.3.2 Тампонирование.................................... 202
     4.3.3 Применение двухпакерной компоновки................ 205
     4.3.4 Установкаметаллическогопластыря................... 206
     4.3.5 Спуск дополнительной колонны меньшего диаметра......... 211
     4.3.6 Установкаколонны-летучки.......................... 212
     4.3.7 Частичная замена поврежденной колонны............. 213
     4.3.8 Устранениесмятияэксплуатационнойколонны........... 214
  4.4  Ремонтно-изоляционные работы в скважинах.............. 214
     4.4.1 Пути поступления пластовых сред в ствол скважины....... 215
     4.4.2 Подготовка и проведение работ..................... 217
     4.4.3 Установкацементныхмостов.......................... 220
     4.4.4 Селективные и неселективныеметоды водоизоляции......... 224
  4.5  Устранение аварий, допущенных при эксплуатации или ремонте. 228
     4.5.1 Ловильныеработы................................... 228
     4.5.2 Извлечение прихваченных труб...................... 234
  4.6  Переход на другие горизонты и приобщение пластов...... 238
     4.6.1 Возврат скважины на вышележащий горизонт.......... 238
     4.6.2 Возврат скважины на нижележащий горизонт.......... 239
     4.6.3 Методы отключения нижнего и верхнего горизонтов........ 240
     4.6.4 Совместная эксплуатация пластов................... 242
     4.6.5 Совместно-раздельнаяэксплуатацияпластов........... 242
     4.6.6 Раздельная эксплуатация пластов................... 243
  4.7  Ремонт скважин с использованием элементов бурения..... 244
     4.7.1 Проводка горизонтального участка скважины......... 244
     4.7.2 Разбуривание цементных мостов..................... 245
     4.7.3 Зарезка и бурение новых стволов................... 246
  4.8  Воздействие на призабойную зону пласта................ 250
     4.8.1 Классификация методов воздействия................. 255
     4.8.2 Химическое воздействие............................ 252
     4.8.3 Физическоевоздействие............................. 261

4

     4.8.4 Биологическое воздействие........................... 282
     4.8.5 Газовоевоздействие............................... 284
     4.8.6 Комбинированное воздействие...................... 286
  4.9  Освоение скважин после ремонта....................... 287
     4.9.1 Способы вызова притока в скважинах............... 288
     4.9.2 Заменараствора жидкостью с меньшей плотностью....... 289
     4.9.3 Замена жидкости глушения пенными системами....... 290
     4.9.4 Аэрирование жидкости глушения.................... 291
     4.9.5 Вытеснение сжатыми газами........................ 292
     4.9.6 Применение испытателя пластов на базе струйного насоса... 293
     4.9.7 Тартание скважин желонкой........................ 295
     4.9.8 Свабированиескважин.............................. 295
  4.10 Перевод скважин на использование по другому назначению.. 297
     4.10.1 Ввод в эксплуатацию иремонт нагнетательных скважин. 297
     4.10.2 Консервация ирасконсервация скважин............. 299
     4.10.3 Ликвидация скважин.............................. 300
  Контрольные вопросы....................................... 303
5. Ремонтные работы нетрадиционными методами с использованием колтюбинговых установок и колонны гибких НКТ................ 304
  5.1 Колтюбинговыетехнологииремонта........................ 304
  5.2 Снижение гидростатического давления на забое скважин..... 306
  5.3 Удаление жидкости с забоя скважины.................... 307
  5.4  Очистка ствола скважин............................... 308
  5.5 Ловильные работы в скважине........................... 308
  5.6 Интенсифицирующие обработки скважин................... 309
  5.7 Расширение ствола скважины............................ 309
  5.8 Проведение каротажа в скважине........................... 310
  5.9 Фрезерование, перфорация, цементация и борьба с песком... 310
  5.10 Использование ГНКТ в качестве эксплуатационной колонны.. 311
  5.11 Закачка ингибиторов и растворителей солей и парафинов... 311
  5.12 Использование ГНКТ при механизированной добыче.......... 312
  5.13 Исследование скважин................................. 312
  5.14 БурениеспомощьюГНКТ.................................. 313
  5.15 Работы в горизонтальных участках скважин............. 314
  5.16 Очистка технологических трубопроводов................ 315
  Контрольныевопросы........................................ 315
6. Особенности текущего и капитального ремонта скважин на континентальном шельфе................................... 316
  6.1 Спецификаремонтныхработнаконтинентальномшельфе........... 316

5

  6.2 Гидрометеорологические условия проведения ремонтных работ. 317
  6.3 Ремонтные работы на морских и шельфовых месторождениях.... 319
  6.4 Возвратные работы на море............................ 322
  6.5 Освоение морских и шельфовых скважин................. 323
  6.6 Консервация, расконсервация и ликвидация морских скважин.. 324
  6.7 Защита от коррозии морских сооружений................ 326
  6.8 Охрана окружающей среды при ремонте скважин в море........ 330
  Контрольныевопросы....................................... 331
7. Практические расчеты при ремонте, обслуживании и освоении нефтяных и газовых скважин................................. 332
  7.1 Расчет изменения температуры по длине обсадной колонны перед проведениемремонтаскважины............................... 332
  7.2 Расчет потери устойчивости обсадной колонны от действия критических температуры и давления....................... 334
  7.3 Расчет напора и производительности насосного агрегата
  для обратной промывки песчаной пробки.................... 338
  7.4 Расчет мощности двигателя и времени для чистки песчаной пробки гидробуром............................................... 342
  7.5 Расчет предельной глубины спуска остеклованных НКТ для снижения отложений парафинов и солей................. 345
  7.6 Расчет силовых параметров при расхаживании прихваченной колонны НКТ труболовкой.................................. 348
  7.7 Расчет нефтяной ванны для освобождения прихваченных бурильных труб........................................... 352
  7.8 Расчет и выбор конструкции колонны насосных штанг для предупреждения их обрыва в скважине.................. 355
  7.9 Расчет режимов работы насосных агрегатов и количества спецтехники для гидропескоструйной перфорации скважины........ 358
  7.10 Расчет установки пакера и якоря для проведения операции гидравлического разрыва пласта........................... 361
  7.11 Расчет глубины установки в колонне НКТ пусковых клапанов для вызова притока пластовой среды....................... 364
  7.12 Расчет давления насоса для освоения скважины струйным аппаратом................................................ 367
  ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................... 371
  БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК................................. 372

6

            ПРЕДИСЛОВИЕ



     Настоящий учебник предназначен для студентов высших учебных заведений нефтегазового профиля, в частности для бакалавров и магистров направления подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по различным профилям.
     Содержание издания полностью соответствует учебным программам по дисциплинам специалитета и бакалавриата, Федеральному государственному образовательному стандарту, включает в себя апробированные и общепризнанные положения.
     Учебник может быть полезен для студентов, изучающих дисциплины «Подземный ремонт скважин», «Капитальный ремонт скважин», «Текущий и капитальный ремонт скважин», а также ряд родственных предметов.
     Целью создания настоящего учебника является ознакомление читателя с техническими средствами и технологией проведения работ по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин на суше и на море.
     Материал издания актуализирован, структурирован по главам, включает общие сведения о дисциплине и показателях эффективности ремонтных работ, описание техники для ведения операций по подземному ремонту скважин, содержит последовательность подготовительных действий и операций по поддержанию и восстановлению работоспособности скважинного оборудования и самой скважины, вопросы применения нетрадиционных методов ремонта скважин с помощью колтюбинговых технологий, а также некоторые аспекты и особенности работ на континентальном шельфе с морских гидротехнических сооружений.
     Для закрепления изложенного материала по разделам предлагаются блоки контрольных вопросов, а также практические расчеты, связанные с различными технологическими процессами в подземном ремонте скважин.


7

            ВВЕДЕНИЕ



     Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин является одной из наиболее трудоёмких промысловых работ, требующий высокой квалификации персонала, использования современного высоконадёжного оборудования и вспомогательных технических средств, а также применения навыков и умений для осуществления технологических процессов по предупреждению и устранению аварийных ситуаций на разрабатываемых и эксплуатируемых месторождениях углеводородов как на суше, так и на море.
     Технология подземных работ в эксплуатационных нефтегазовых скважинах включает процессы текущего и капитального ремонта, а также их освоения с целью вызова притока добываемых пластовых флюидов.
     Текущий ремонт нефтяных и газовых скважин направлен на возобновление работоспособности скважинной и устьевой техники, создание безаварийных условий её эксплуатации (ликвидация различного вида образований, таких как песчаные пробки, АСПО, отложение солей и газогидратов и т. д.). Капитальный ремонт, в свою очередь, является комплексом работ по восстановлению рабочих параметров и характеристик нефтяных и газовых скважин (например, осуществление изоляции проявившихся вод, ремонтноисправительные работы, связанные с потерей герметичности обсадной колонны ит. д.).
     Как уже было отмечено, выполнение сложного комплекса исправительных работ становится возможным посредством многофункциональных машин и механизмов, которые могут работать при сложных скважинных и гидрометеорологических условиях, таких как высокое горное давление, коррозионная активность пластовых сред, низкие отрицательные температуры воздуха, ветровое и сейсмическое воздействие и некоторые другие.
     Некоторые осложняющие факторы способствовали созданию и применению так называемых колтюбинговых технологий ремонта нефтяных и газовых скважин с использованием колонны длинномерных безмуфтовых гибких НКТ, в особенности, при операциях в горизонтальных участках ствола и в условиях ограниченности рабочего пространства, например, на морских гидротехнических сооружениях.
     В дополнение ко всему отмеченному стоит сказать, что развитие арктических шельфовых территорий и разработка находящихся на них нефтегазовых месторождений сопровождаются группой рисков, включающих опасность работы обслуживающего персонала в открытом море, негативные климатические условия, опасность загрязнения окружающей среды. Эти факторы следует рас

8

сматривать и учитывать в совокупности при планировании промысловых процессов ремонта скважин и их освоения.
     Все вышеперечисленные вопросы призвано объединить и, в той или иной мере, раскрыть содержание настоящего учебника.

9

            1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ


            1.1.  Нефтегазовая скважина как объект эксплуатации


     Скважиной называется вертикальная, наклонная или горизонтальная цилиндрическая горная выработка диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров (диаметр значительно меньше глубины).
     Раскрывая особенности проведения ремонтных работ в эксплуатационных скважинах нельзя не рассмотреть систематизацию скважин. Приведем общую классификацию нефтегазовых скважин по отличительным особенностям.

     Классификация нефтегазовых скважин

     По глубине:
     -  малой глубины (менее 1000 м);
     -  глубокие (от 1000 до 5000 м);
     -  сверхглубокие (более 5000 м).

     По диаметру:
     -  небольшого диаметра (25.100 мм);
     -  среднего диаметра (100.500 мм);
     -  большого диаметра (500.900 мм и свыше).

     По количеству спускаемых колонн:
     -  однорядные;
     -  многорядные (двух- семирядные).

     По характеру бурения:
     -  бурение одиночных скважин;
     -  кустовое бурение (количество стволов скважин от 2 до 12и более).

     По профилю:
     -  вертикальная (максимальное отклонение от вертикали не более 5°);
     -  наклонно направленная;
     -  горизонтальная;
     -  многозабойная (многоствольная).


10

     По назначению:
     -       добывающая (сооружается в целях извлечения углеводородов из продуктивных объектов разведанных и подготовленных к эксплуатации площадей нефтяных и газовых месторождений; глубина скважин до 6000 м при конечном диаметре скважины 200.300 мм);
     -       нагнетательная или инжекционная (сооружается в целях закачки в разрабатываемые нефтяные объекты воды либо газа для воспроизводства пластовой энергии и продления фонтанного периода разработки месторождения, поддержания высоких суточных дебитов соседних добывающих скважин и повышения суммарной нефтеотдачи; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
     -       специальная нагнетательная (сооружается для теплового воздействия на продуктивный пласт; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
     -       специальная воздухонагнетательная (сооружается для инициирования и обеспечения внутрипластового горения нефти; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
     -       наблюдательная или пьезометрическая (сооружается для осуществления систематического наблюдения за продвижением в эксплуатируемом продуктивном объекте водонефтяного или водогазового контакта, а также за изменением в нем пластового давления по мере отбора флюидов; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
     -       артезианская (сооружается поблизости от места заложения глубокой добывающей или разведочной скважины на нефть и газ для питания системы водоснабжения буровой; глубинадо 800 м, диаметр призабойной части ствола 170.250 мм);
     -       водозаборная (сооружается с целью отбора вод из водоносных пластов для питания промысловой системы заводнения нефтяных залежей; глубина до 100.150 м, диаметр призабойной части ствола до 300.400 мм).

     По месту строительства:
     -  на суше;
     -  шельфовые и морские.
     Эксплуатационная нефтегазовая скважина оснащается комплексом оборудования для ее бурения (рисунок 1.1), а также механизмами для ее разработки и освоения по завершению этапа строительства.

11

Буровая установка

                                                                         Буровая вышка
                                                    Металлическая конструкция, осуществляющая основную работу по бурению

Буровые двигатели
Обеспечивают спуско-подъемные операции и вращение бурильной колонны

Колонна бурильных труб Стальные трубы, наращиваемые по ходу бурения

Долото
Породоразрушающий элемент

Система подачи бурового раствора Буровые насосы под давлением закачивают внутрь бурильной колонны раствор, который затем поднимается между стальными трубами и стенками скважины и выносит на поверхность разбуренную породу

истема цементирования Специальный цементный раствор укрепляет обсадные трубы в стволе скважины и изолирует нефть от подземных вод во время добычи

Рисунок 1.1. Оснащение скважины буровым оборудованием при строительстве

     Процесс разработки нефтяных и газовых скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи продукции их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных работ, на основе которых создается специальная проектная документация, которая определяет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.
     Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В нее входят не только добывающие скважины, но и нагнетательные. В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.


     Нефтегазовая скважина разрабатывается в следующей последовательности:
     1. Освоение объекта.
     Этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводненностью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количе

12

ства скважин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10 %. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение добычи за год относительно общих балансовых запасов.
     2.     Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3...17 % в зависимости от вязкости нефти.
     Длительность разработки может составлять от 1 года до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счет использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводненной вплоть до 65 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30.50 %. Добыча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.
     3. Снижение добычи.
     Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10 % в год, а темпы отбора сокращаются до 1 %. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Количество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85 %. Этот этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточно затруднительно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи минимальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90 % от общего объема.
     4. Завершающая стадия.
     Отбор нефти сокращается до 1 %, а уровень обводненности становится максимальным (от 98 %). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность этого этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.
     Как и любой объект эксплуатации, нефтегазовая скважина нуждается в поддержании и восстановлении своего состояния для обеспечения, прежде всего, работоспособности, а также требуемого уровня отбора пластовой продукции.
     Совокупность таких промысловых мероприятий в условиях нефтяных и газовых месторождений принято называть подземнымремонтом скважин.


            1.2. Конструкция эксплуатационной скважины


     В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового давления и т. д. используют различные конструкции скважин (рисунок 1.2), отличающиеся числом рядов концентрически расположенных обсадных труб различных диаметров и спускаемых на различные глубины.


13

Рисунок 1.2. Конструкция скважины:
1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - техническая колонна;
4 - эксплуатационная колонна

     В зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб различают:
     а)      направление - первый ряд труб, спускаемых на глубину до 50 м для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключения межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;
     б)      кондуктор - второй ряд труб с максимальной глубиной спуска до 500...600 м, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале;
     в)      технические (промежуточные) колонны - один или несколько расположенных концентрически рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами;

14