Кострыба Иван Васильевич
- доцент кафедры нефтегазового оборудования,
канд. техн. наук, конт. тел. +380662370309;

Мосора Юрий Романович
- ассистент кафедры нефтегазового оборудования,
конт. тел. +380958601575, e-mail: yura_mosora@ukr.net

В связи с ежегодным увеличением численности фонда эксплуатационных нефтяных и газовых скважин растут трудоемкость, стоимость и продолжительность работ для поддержания их в работоспособном состоянии. Соответственно, растут численность необходимых для выполнения указанных работ технических средств, расходы на их приобретение и содержание. Все это негативно влияет на себестоимость продукции, поэтому необходимость существенных изменений в применяемых способах, технологиях и технических средствах освоения, обслуживания и ремонта нефтегазовых скважин является актуальной проблемой.

Освоение и ремонт скважин по классическим технологиям с глушением продуктивного пласта является долговременным процессом, требует сложного комплекса оборудования, значительных затрат времени, труда и средств. Его главный недостаток - высокая вероятность кольматации порового пространства продуктивного пласта со всеми вытекающими последствиями. Кроме того, не всегда удается получить положительный результат проведенных работ. Нередки случаи, когда производительность отремонтированной скважины через глушение оказывалась меньше, чем до ремонта, еще чаще бывает необходим достаточно длительный период времени, в течение которого скважина возвращается к работе в стабильном режиме. Особенно это касается многочисленного фонда эксплуатационных газовых скважин с аномально низким пластовым давлением.
Приведенные выше недостатки технологии ремонта скважин с предыдущим глушением практически устраняются, если внедрить снаббинговую технологию, которая дает возможность ремонтировать скважины под давлением, без глушения.
Попытки ремонта скважин в условиях депрессии на пласт были известны еще почти 100 лет назад. В 1920 году Г. Отисом (США) была предложена установка со специальной талевой системой для проведения спуско-подъемных операций под давлением. Однако технический уровень средств для реализации снабинговой технологии в то время не отвечал ее требованиям.
Широкое применение снаббинговые технологии получили в 60 - 70-х годах прошлого века. Это стало возможным благодаря решению таких сложных технических задач, реализуемых в современных снабинговых установках.
Во-первых, создан спуско-подъемный комплекс на базе силовых гидроцилиндров (гидроподъемник), способный обеспечить спуск трубной колонны в скважину как под собственным весом, так и принудительно. Традиционный спуско-подъемный комплекс, основанный на принципе работы полиспастного механизма, не может обеспечить принудительный спуск.
Во-вторых, освоено производство высоконадежного противовыбросового устьевого оборудования, в частности плашечных и универсальных превенторов, которые способны гарантировать фонтанную безопасность в процессе ремонта скважин. Современные снаббинговые установки оснащены двумя блоками превенторов: рабочими, через которые протягивают трубную колонну под давлением, и аварийными, которые находятся в режиме оперативной готовности. Современные конструкции универсальных превенторов способны пропустить под давлением через уплотнительный элемент несколько тысяч муфт, десятки тысяч метров гладкой трубы. Варианты схем компоновки оборудования устья для ремонта скважин под давлением изображены на рисунке 1.
В-третьих, благодаря развитию такого направления, как гидромашиностроение, удалось оснастить современные снаббинговые установки надежной и высокоэффективной системой управления, гарантирующей высокий уровень безопасности работ под давлением, в том числе и фонтанной безопасности.
Система управления превенторами оснащена двумя источниками питания: от гидронасосов и пневмогидроаккумуляторов. Плашечные превенторы имеют ручную фиксацию плашек в закрытом положении, что используется при плановых и непредвиденных остановках в работе установки.
Система управления, комплектность и конструкция оборудования снаббинговой установки имеют широкие и достаточные возможности поддерживать контроль над скважиной на случай непредвиденных ситуаций: разгерметизации трубной колонны, трубных противовыбросных устройств; неисправности спайдеров; отказа превенторов; выхода из строя силового блока установки, пневмогидроаккумуляторов; разгерметизации гидропроводов управления оборудованием установки; пожара; разлива нефти и др.
Наличие систем защиты и блокировки позволило свести к минимуму риски, имеющие место при работе под давлением.
Готова ли нефтегазовая отрасль Украины к широкому внедрению снаббинговых технологий? Этот вопрос является дискуссионным, но хотелось бы обратить внимание на следующее.
1. Наличие нормативно-правовой базы для использования снаббинговых технологий. В настоящее время действующими Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Украины предусмотрено проводить ремонтные работы в скважинах под давлением с использованием колтюбинговых установок, а также канатной техники (лубрикаторного устьевого оборудования). Хотя следует отметить, что указанный документ не содержит категорического отрицания проведения работ по капитальному и текущему ремонтам скважин без глушения при избыточном давлении на устье (раздел 6, п. 3.1), он лишь ограничивает его применением колтюбинговых установок, которые по многим позициям уступают снаббинговым и сами по себе не гарантируют фонтанной безопасности. Кроме того, на время введения в действие (с 01.08.2008 года) Правил информированность в Украине о практической реализации снабинговых технологий была на низком уровне.
Тем не менее новая редакция проекта Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Украины, который размещен на сайте Государственной службы Украины по вопросам труда для обсуждения и находится на финальной стадии доработки, содержит норму о возможности использования снаббинговых технологий в Украине.
Также следует отметить необходимость разработки соответствующих технических регламентных документов на уровне СОУ по широкому кругу вопросов, требований и норм, касающихся ремонта скважин с использованием снаббинговых установок (подготовительные работы перед ремонтом под давлением, переоснащение устьевого оборудования скважины при необходимости, организационные и технические мероприятия по фонтанной безопасности и т.д.).
2. Соответствие конструкций фонтанной арматуры, которой оборудовано устье скважины, требованиям снаббинговых технологий. Фонтанные арматуры, которыми оборудовано устье газовых и фонтанных нефтяных скважин на промыслах Украины, в зависимости от способа подвешивания колонны насосно-компрессорных труб классифицируются по двум конструктивным выполнениям трубных головок, а именно:
- с резьбовой подвеской - подвешивание колонны НКТ осуществляется на фланцевом переводнике к трубной головке (рис. 2);
- с муфтовой подвеской - подвешивание колонны НКТ осуществляется на корпусе узла подвески, который герметично размещен в корпусе трубной головки (рис. 3).
Обе модификации фонтанных арматур предусмотрены стандартом «ГОСТ 13846 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции» и изготавливаются в том числе Конотопским арматурным заводом. Причем объемы реализации фонтанных арматур обеих модификаций указанным предприятием примерно равны.
Фонтанная арматура укомплектована трубной головкой (рис. 3) с муфтовой подвеской, адаптирована к требованиям снаббинговых технологий. Она дает возможность произвести монтаж устьевого оборудования снаббинговой установки без разгерметизации устья скважины. При этом подготовительные работы перед подъемом колонны НКТ проводятся по следующей обобщенной схеме:
- монтаж устьевого лубрикатора на фонтанную елку;
- герметизация трубного канала колонны НКТ путем установки с помощью канатной техники пробки (пакера) в нижнюю часть колонны;
- установка обратного клапана в муфтовую подвеску трубной головки фонтанной арматуры;
- демонтаж лубрикатора и фонтанной елки из устья;
- монтаж герметизирующего устьевого оборудования снаббинговой установки на трубную головку фонтанной арматуры.
Фонтанные арматуры (рис. 2) с резьбовой подвеской колонны НКТ характеризуются простотой конструкции трубной головки и вместе с тем низким уровнем фонтанной безопасности как в процессе эксплуатации, так и в процессе ремонта скважин.
Она была разработана, изготавливалась и использовалась на ранних этапах развития нефтегазовых технологий и техники. И именно наличие существенных конструктивных недостатков, связанных в первую очередь с требованиями фонтанной безопасности, вызвало необходимость разработки усовершенствованной конструкции трубных головок с муфтовой подвеской трубных колонн.
На нефтегазовых промыслах Украины подавляющее большинство фонтанных скважин оборудовано фонтанными арматурами с резьбовой подвеской колонны НКТ на фланцевом переводнике (рис. 2), что делает невозможным использование снабинговой технологии для ремонта скважин без глушения, поскольку для этого необходимо демонтировать из устья фланцевый переводник, что приведет к разгерметизации устья.
Для реализации снаббинговой технологии ремонта на таких скважинах необходимо переоснастить устья скважин перед ремонтом - заменить фланцевую резьбовую подвеску колонны НКТ на муфтовую без глушения скважины. Так как указанное переоснащение устья необходимо выполнять под давлением, то это возможно осуществить только с использованием снаббинговой установки.
На сегодняшний день накоплен зарубежный опыт выполнения таких работ. Обобщенная технологическая схема и последовательность их проведения приведена на рисунке 4.
Как видно из представленной технологической схемы (рис. 4), работы по переоснащению устья скважины являются непростыми, специфическими и сопровождаются угрозой открытого фонтанирования. Однако, без сомнения, они могут быть реализованы. Для этого необходимо разработать и изготовить соответствующие технические средства (герметизационную камеру, средства для фрезерования фланцевого переводника к трубной головке с резьбовой подвеской колонны НКТ и для удержания колонны НКТ после фрезерования).
Что касается технического персонала для выполнения работ по переоснащению устья, то следует указать на наличие в нефтегазовой отрасли высококвалифицированных специалистов аварийно-спасательных служб, имеющих соответствующий опыт выполнения работ под давлением и полномочия. К таким службам относятся Полтавская военизированная часть по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов и аналогичное по профилю предприятие САСС «ЛИКВО» (г. Харьков).
3. Что касается наличия оборудования для реализации снабинговых технологий, то следует отметить, что в настоящее время зарубежными компаниями освоено множество снабинговых установок с широким диапазоном технических параметров и различной комплектации. К таким компаниям относятся Balance Point Control B.V. (Нидерланды); Halliburton, International Snubbing Services, National Oilwell Varco (США) Snubco Pressure Control, Snubbertech (Канада).
Обобщенные технические параметры снаббинговых установок мировых производителей:
Усилие на подъем, кН 410-2270
Усилие принудительного спуска, кН 230-1150
Длина хода гидроцилиндров, мм 1800-3500
Диапазон диаметров труб, мм 42-114
Давление на устье скважины, МПа 14,21,35,70,105
На рисунке 5 изображена принципиальная схема и общий вид снаббинговой установки типа Snubbertech SIL-190-4. Указанная установка принадлежит частной компании ООО «КУБ-ГАЗ» и эксплуатируется в настоящее время на промыслах Украины.
Украинское машиностроение вполне способно освоить производство и обеспечить внутренний рынок оборудованием для реализации снаббинговых технологий при условии наличия необходимой конструкторско-технологической документации и финансирования на освоение производства. Быстрое и широкое внедрение снабинговых технологий даст ощутимый эффект как в нефтегазодобывающем комплексе Украины, так и в национальной экономике в целом и в социальной сфере.
1 - колонная головка; 2 - трубная головка; 3 - перфорационная задвижка;
4, 14 - катушки; 5 - спаренный плашечный превентор; 6, 12 - универсальные сферические превенторы; 7, 8 - дистанционные катушки; 9 - плашечный превентор; 10 - уравновешивающая катушка; 11 - шаровой кран с дистанционным управлением; 13, 15, 16, 18 - спайдеры; 17 - гидроротор; 19 - шаровой кран; 20 - домкрат; 21, 24 - монтажные плиты; 22 - рабочий гидроцилиндр; 23 - рабочая площадка; 24 - плита монтажная; 25 - обратный клапан; 26 - насосная установка; 27 - емкость
4. Психологический фактор при работе на снабинговых установках. Необходимо отметить наличие психологического фактора, влияющего на технический персонал, работающий на снаббинговых установках. Работа на снабинговых установках сопровождается постоянной опасностью аварийного выброса и потери контроля над скважиной.
В настоящее время спуско-подъемные операции под давлением с трубными колоннами относятся к аварийным. Их проводят обычно в процессе ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов техническим персоналом специализированных аварийно-спасательных служб.
Ремонт скважин под давлением с использованием снабинговых установок относится к технологическим работам, поэтому требует от членов рабочей бригады высокой ответственности за свои действия. Они должны не только слепо выполнять рекомендации и требования, прописанные соответствующими регламентными документами, но и обладать знаниями о процессах, которые происходят в технических системах установки, уметь управлять соответствующими факторами для обеспечения надежной работы оборудования и контроля над скважиной в процессе ремонта под давлением.