Підземні ремонти свердловин умовно ділять на поточні і капітальні. Поточний ремонт включає наступні види робіт: зміна насоса, ліквідація обриву штанг або їх одвороту, заміна труб або штанг, зміна занурення НКТ, очищення або зміна пісочного якоря, очищення свердловин від піщаних пробок желонкою або промиванням.
Капітальний ремонт свердловини включає в себе наступні види робіт: 1 - ремонтно-ізоляційні роботи (ізоляція промивання флюїдів), пластових вод (прісних, стічних), відключення об'єктів з розробки, перехід на інші об'єкти; 2 - ремонтно-виправні роботи - нарощування цементного каменю, зарезка другого стовбура, райбірованіе колон, відновлення герметичності обсадних колон; 3 - вплив на привибійну зону пласта: фізичні методи, хімічні методи, фізико-хімічні методи; 4 - ловильні роботи; 5 - ліквідація свердловин.
Свердловину вважають підготовленої для проведення ремонту, якщо створена можливість виконання СПО та інших робіт. Крім того, обов'язково потрібно дотримуватися нормативів з техніки безпеки і охорони праці, а так само виключати можливості забруднення навколишнього середовища нафтою, пластовими водами і агресивними нафтовими газами. Зазначені умови створюються внаслідок промивання і глушіння свердловин спеціальними промивальним (задавочнимі) технологічними рідинами. Промиванням свердловини досягається заміна нафти, газу і пластової води, що знаходяться в свердловині, на технологічну рідину, а глушіння полягає в доведенні щільності технологічної рідини до необхідної величини
Визначають так само необхідний обсяг промивної рідини, який зазвичай беруть реальної двом обсягами свердловини. Промивання і глушіння свердловини проводять як прямий, так і зворотній циркуляцією. Найчастіше використовують схему зворотного промивання, при якій витрачається мінімальний обсяг рідини глушіння. В якості технологічної рідини для промивання і глушіння свердловин використовують прісну або мінералізовану воду, оброблену або необроблену ПАР, буровий розчин, інвертний емульсію, розчин на нафтовій основі і т.д.
До промивання і глушіння свердловини під час виконання або після закінчення цих процесів починають підготовчі роботи. Територію свердловини очищають в радіусі 35-40 м і готують для розміщення обладнання. Створюють необхідний для підземного ремонтазапас інструменту і матеріалів, НКТ, насосних штанг і т.п. Підйомне устаткування монтують в певній послідовності на основі раціональних і безпечних прийомах праці, вироблених в результаті вивчення та узагальнення трудового досвіду і викладених в інструктивних картах.
Підземний ремонт починають з розбирання гирлової арматури.
Розібрану арматуру розташовують на допоміжній майданчику, розташованому неподалік від гирлової. Далі з гирла п'єдесталу монтують механічні або електромеханічні ключі, справність яких повинна бути попередньо перевірена. Цим закінчується підготовка свердловин до спуско-підйомні операціями. При ремонті фонтанних і насосно - компресорних свердловин, в які спущені два ряди НКТ, спочатку піднімають внутрішній ряд, а потім зовнішній. Розгвинчену труби за діаметрами укладають на стелажі у приймального моста. Для захоплення труби під муфту і утримання колони НКТ на вазі при СПО застосовують трубні елеватори: ЕТА. а для НКТ з висадженими кінцями назовні - типу ЕЗН. Елеватори ЕТА випускають вантажопідйомністю 32,50 і 80 тонн для всіх діаметрів НКТ. Шифр елеватора (наприклад, ЕТА 50-48 / 89) показує мінімальну вантажопідйомність (50т) і розмір НКТ (48-89 мм зі змінними захватами) для яких призначений елеватор.
При ремонті свердловини обладнаної ЕЦН, після зняття арматури "заряджають" електрокабель на підвісний ролик, встановлюють ключі для відгвинчування НКТ і монтують пульт управління автонамативателем силового електрокабеля. Після цього приступають до підйому погружного електроцентробежного насоса. При підйомі чергової труби помічник оператора за допомогою спеціального ключа звільняє електрокабель від НКТ. Після заміни ЕЦН опускають в свердловину, приєднавши до НКТ силовий електрокабель за допомогою спеціальних пристроїв. Заключні роботи (установка арматури, перевірка стану засувок) проводять в порядку, зворотному підготовчих робіт.
Після завершення підземного ремонту підйомний агрегат демонтують і приступають до освоєння свердловини. Фонтанні і компресорні свердловини освоюють методом зниження забійного тиску, а глибинно - насосні пуском в роботу насоса. Останнім часом в Росії і за кордоном інтенсивно розвивається колтюбинговая технологія при бурінні і проведенні капітального ремонту в діючих свердловинах без їх глушіння. Розвиток колтюбінгових технологій, заснованих на застосуванні безшуфтових гнучких, безперервних сталевих труб забезпечує високу ефективність проведення операцій поточного і капітального ремонту: ліквідацію відкладень в свердловинах, поінтервального обробку, боротьбу з обводнених, доставку і витяг внутріскважінного обладнання, ловильні операції та ін. Сьогодні в світі експлуатується більше 100 колтюбінгових установок.
Під ліквідацією свердловин розуміють повне списання свердловини з рахунку через неможливість її буріння або експлуатації з технічних або геологічним причин.
Свердловини, невиправні бурінням, можуть бути ліквідовані внаслідок:
складної аварії і доведеною технічної неможливості її усунення, а так само неможливості використання свердловини для інших цілей, наприклад, повернення на вище розташовані горизонти, використання в якості наглядової або нагнітальної: повної відсутності нефтенасищенності розкритого даної свердловиною горизонту і неможливості використання її для інших цілей (повернення, поглиблення і ін.).
Експлуатаційні свердловини ліквідуються з причин: а) технічної неможливості усунення аварії та відсутність об'єктів для експлуатації верхніх горизонтів;
б) повного обводнення пластовою водою продуктивного горизонту;
в) зниження дебіту до межі рентабельності через виснаження або обводнення продуктивного горизонту;
г) припинення приемистости і неможливості або економічної недоцільності відновлення прийомистості.
Технологія робіт з ліквідації свердловин передбачає:
а) промивання свердловини і очищення стінок від глинистої кірки, нафти, парафіну, смолистих речовин, продуктів корозії.
б) установку суцільного або переривчастого цементного моста в інтервалі від забою до глибини, що забезпечує перекриття всіх інтервалів перфорації і нафтогазопроявів.
в) опресовування на герметичність залишився стовбура свердловини і цементного моста.
г) перевірку герметичності міжколонного простору і при необхідності цементування його до повної герметизації.
Іноді при відсутності газових і газонафтових покладів, а так само напірних мінералізованих вод, здатних забруднити прісні води, обсадні колони витягують з свердловини. Устя ліквідованої свердловини обладнують репером із зазначенням номера свердловини, найменування родовища і організації (НГДП або УБР).
При відборі рідини (газу) зі свердловини в пласті рухаються (фільтруються) пластові флюїди (лат. Floidus - текучий). Рух флюїдів в пласті проходить по радіальних напрямках. Якщо рідина рухається до центру свердловини (відбирається з потоку), то це - стік - видобувна, експлуатаційна свердловина. Якщо рідина рухається в зворотному напрямку (додається до потоку), це - джерело - нагнітальна свердловина.
У міру наближення до свердловини за умови постійної величини відбору продукції зі свердловини, постійної товщини і однорідної проникності, швидкості фільтрації (руху) флюїдів зростає, досягаючи максимуму у стінки свердловини.
Рівняння припливу і визначення дебіту нафтових і газових свердловин.
Для стоку (добувна свердловина) швидкість руху рідини в одній і тій же точки одного і того ж потоку можна виразити так:
Де U - швидкість рідини, м / с
Q - дебіт свердловини, м 3 / с
К - проникність пласта, мкм 2
М - динамічна в'язкість рідини, Па / с.
dP - перепад тиску на шляху фільтрації рідини, Па.
dr - довжина шляху, на якому фільтрується рідина, м.
Ліві частини цих рівнянь рівні, прирівнюємо і праві частини:
Звідки Рпл - Р заб = QxМ inRk, Гс вирішуючи щодо відповідності, але Qполучают
Q = 2ПxKxh (Pпл - Рзаб) MLn = Rk / rc
де Р пл - тиск пластовий, Па
Рзаб - тиск забойное, Па
Rk - радіус контуру харчування (тиску) пл.
гс - радіус свердловини, м.
Цей вислів називається рівнянням припливу або законом Дюпуи або формулою дебіту нафтової свердловини.
Рівняння для припливу в свердловину має вигляд:
Q = ПхКxh (P 2 м - Р заб) / МхВinRk / гс
де В - коефіцієнт, що залежить від природи газу (В = Р / р 2);
Q - масова витрата газу (причому Q = Vxp2), м 3 / с;
V - змінний, об'ємний витрата газу при змінному тиску Рм 3;
Р2 - щільність газу в тих же умовах, кг / м 3.
Формули для розрахунку дебіту свердловин справедливі при певних умовах: тільки для плоскорадіального усталеного припливу однорідної по всій товщині шару рідини (газу) або для так званих гидродинамически "скоєних" свердловин. Однак, як правило свердловини не бувають гидродинамически досконалими. Так, внекоторих свердловинах розкривають тільки частину товщини пласта, і якщо пласт не кріпляться обсадної колоною, то такі свердловини являю ться несовершённимі за ступенем розкриття.
У більшості свердловин пласт розкривають на всчю його товщину, але повідомлення свердловини з пластом здійснюється через обмежене число отворів в обсадної колоні. Такі свердловини недосконалі за характером розтину. Найчастіше у виробничій практиці свердловини за ступенем і характером розкриття одновремённо.
Очевидно, що будь-який недосконалість свердловин призводить до виникнення додаткових фільтраційних опорів в привибійній зоні пласта внаслідок відхилення течії рідин (газу) від плоскорадіального потоку іразного зростання швидкості їх перебігу у префораціонних отворів. Рівняння припливу рідини в недосконалу свердловину
де С - коефіцієнт, що враховує недосконалість свердловини за характером С1 і С2.
Коефіцієнти С1 і С2 визначають за спеціальними графіками В.І. Шурова. Орієнтовно, С1 = 2 + 20; С2 = 10 + 30, тоді С = С1 + С2 = 25 + 30.
Ставлення дебіту Qнесовершенной свердловини до дебіт Qсовершенной свердловиною називають коефіцієнтом досконалості ф:
Коефіцієнт ф характеризує стан ПЗП при відповідній техніці і технології розкриття пласта бурінням (первинне і перфорацією (вторинне).
Якщо у виразі для припливу нафти величину
позначити буквою К, то отримаємо новий вираз для дебіту свердловини:
Де К - коефіцієнт продуктивності потоку, який показує яка частина дебіту свердловини доводиться на перепад тиску в 1 атм (0,1 мПа),
К = Q / dP 3 / сут. xатм.
Навколо кожної працюючої свердловини в процесі буріння, експлуатації утворюється воронка:
депресії - у добувній, експлуатаційної;
репресії - в нагнетательной.
Депрессионная воронка - це поверхня, утворена логарифмічною кривою розподілу тиску навколо осі свердловини.
В межах воронки депресії градієнти тиску, а значить і витрати енергії на одиницю довжини шляху різко зростають у міру наближення до свердловини. Значна частка перепаду тиску в пласті витрачається в безпосередній близькості від свердловини. У міру віддалення від свердловини криві градієнтів тиску значно вирівнюються, що вказує на різке зменшення швидкості фільтрації з видаленням від свердловини.
Після освоєння свердловини, закінченою бурінням, виробляють гідродинамічний дослідження свердловини (ГІС) і пластів.
У процесі досліджень вимірюється дебіт Qи забійні тиск Pзаб. Дослідження при сталих режимах виконують послідовною зміною дебіту свердловин з вимірюванням тиску, які відповідають цій дебіт. Результати вимірювання дебіту і забійного тиску заносять в картку дослідження свердловини. Після завершення досліджень свердловину зупиняють для вимірювання пластового тиску. За результатами досліджень будують індикаторну криву, яка представляє собою графік залежності дебіту свердловини від депресії.
Якщо дослідження свердловини виконуються при Рзаб> Pпл по тангенству кута нахилу індикаторного кривої до осі депресії dP, визначають коефіцієнт продуктивності свердловини:
де К - коефіцієнт продуктивності.
За коефіцієнтом продуктивності розраховують гідропроводності пласта х:
Продуктивністю свердловин називають сумарну добовий видобуток пластових флюїдів.
Продуктивність нафтової свердловини визначається добовим видобутком нафти, газу і води, а газової свердловини - добовим видобутком газу, газового конденсату і води. Нафта, конденсат і воду вимірюють в тоннах, а газ - в кубічних метрах (м 3)