Костриба Іван Васильович
– доцент кафедри нафтогазового обладнання,
канд. техн. наук, конт. тел. +380662370309;

Мосора Юрій Романович
– асистент кафедри нафтогазового обладнання,
конт. тел. +380958601575, e-mail: yura_mosora@ukr.net

У зв’язку із щорічним збільшенням чисельності фонду експлуатаційних нафтових і газових свердловин зростають трудомісткість, вартість і тривалість робіт для підтримання їх в роботоздатному стані. Відповідно зростають чисельність необхідних для виконання вказаних робіт технічних засобів, витрати на їх придбання та утримання. Перелічене вище негативно впливає на собівартість продукції, тому необхідність суттєвих змін в застосовуваних способах, технологіях і технічних засобах освоєння, обслуговування та ремонту нафтогазових свердловин є актуальною проблемою.

Освоєння та ремонт свердловин за класичними технологіями із глушінням продуктивного пласта є довготривалим, потребує складного комплексу обладнання, значних витрат часу, праці і коштів. Його головним недоліком є висока ймовірність кольматації порового простору продуктивного пласта з усіма наступними наслідками. Крім того, не завжди вдається отримати позитивний результат проведених робіт. Нерідкими є випадки, коли продуктивність відремонтованої свердловини через глушіння виявлялась меншою, ніж до ремонту, ще частіше буває потрібним досить тривалий період часу, впродовж якого свердловина повертається до роботи у стабільному режимі. Особливо це стосується багаточисельного фонду експлуатаційних газових свердловин з аномально низьким пластовим тиском.
Наведені вище недоліки технології ремонту свердловин з попереднім глушінням практично усуваються, якщо впровадити снабінгову технологію, яка дає можливість ремонтувати свердловини під тиском, без глушіння.
Спроби ремонту свердловин за умови депресії на пласт були відомі ще майже 100 років назад. В 1920 році Г. Отісом (США) була запропонована установка зі спеціальною талевою системою для проведення спуско-підіймальних операцій під тиском. Однак тодішній технічний рівень засобів для реалізації снабінгової технології не відповідав її вимогам.
Широкого застосування снабінгові технології набули в 60 – 70-х роках минулого століття. Це стало можливим завдяки розв’язання таких складних технічних задач, які реалізовані в сучасних снабінгових установках.
По-перше, створений спуско-підіймальний комплекс на базі силових гідроциліндрів (гідропідйомник), який здатний забезпечити спуск трубної колони у свердловину як під власною вагою так і примусовий спуск. Традиційний спуско-підіймальний комплекс, який базується на принципі роботи поліспастного механізму не може забезпечити примусовий спуск.
По-друге, освоєно виробництво високонадійного противикидного устьового обладнання, зокрема плашкових та універсальних превенторів, які здатні гарантувати фонтанну безпеку в процесі ремонту свердловин. Сучасні снабінгові установки оснащені двома блоками превенторів: робочими, через які протягують трубну колону під тиском та аварійними, які знаходяться в режимі оперативної готовності. Сучасні конструкції універсальних превенторів здатні пропустити під тиском через ущільнювальний елемент декілька тисяч муфт, десятки тисяч метрів гладкої труби. Варіанти схем компонування обладнання устя для ремонту свердловин під тиском зображені на рисунку 1.
По-третє, завдяки розвитку такого напряму машинобудування як гідромашинобудування, вдалося оснастити сучасні снабінгові установки надійною та високоефективною системою керування, що гарантує високий рівень безпеки робіт під тиском, в зокрема і фонтанної безпеки.
Система керування превенторами оснащена двома джерелами живлення – від гідронасосів та пневмогідроакумуляторів. Плашкові превентори мають ручну фіксацію плашок в закритому положенні, що використовується при планових та непередбачених зупинках в роботі установки.
Система керування, комплектність та конструкція обладнання снабінгової установки мають широкі і достатні можливості підтримувати контроль над свердловиною на випадок непередбачених ситуацій: розгерметизації трубної колони, трубних противикидних пристроїв; неспраності спайдерів; відмови превенторів; виходу з ладу силового блока установки, пневмогідроаку-муляторів; розгерметизації гідропроводів керування обладнаннням установки; пожежі; розливу нафти та інші.
Наявність систем захисту та блокування дало можливість звести до мінімуму ризики, що мають місце при роботі під тиском.
Чи готова нафтогазова галузь України до широкого впровадження снабінгових технологій? Поставлене питання є дискусійним, але хотілося б звернути увагу на наступне.
1 Наявність нормативно – правовової бази для використання снабінгових технологій. На даний час чинними «Правилами безпеки в нафтогазодобувній промисловості України» передбачено проводити ремонтні роботи у свердловинах під тиском з використанням колтюбінгових установок, а також канатної техніки (лубрикаторного устьового обладнання). Хоча слід відмітити, що названий документ не містить категоричного заперечення проведення робіт з капітального і поточного ремонтів свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті (розділ 6, п. 3.1), він лише обмежує його застосуванням колтюбінгових установок, які в багатьох позиціях поступаються снабінговим і самі по собі не гарантують фонтанної безпеки. Крім того, на час введення в дію (з 01.08. 2008 року) «Правил … » інформованість в Україні про практичну реалізацію снабінгових технологій була на низькому рівні.
Тим не менше, нова редакція проекту «Правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості України», який виставлений на сайті Держпраці для обговорення і знаходиться на фінальній стадії доопрацювання, містить норму про можливість використання снабінгових технологій в Україні.
Також слід відмітити необхідність розроблення відповідних технічних регламентних документів на рівні СОУ щодо широкого кола питань, вимог та норм, що стосуються ремонту свердловин з використанням снабінгових установок (підготовчі роботи перед ремонтом під тиском, можливе переоснащення устьового обладнання свердловини при необхідності, організаційні та технічні заходи з фонтанної безпеки тощо).
2 Відповідність конструкцій фонтанної арматури, якою обладнане устя свердловини, вимогам снабінгових технологій. Фонтанні арматури, якими обладнане устя газових і фонтанних нафтових свердловин на промислах України, в залежності від способу підвішування колони насосно-компресорних труб класифікується за двома конструктивними виконаннями трубних головок, а саме:
- з різьбовою підвіскою – підвішування колони НКТ здійснюється на фланцевому перевіднику до трубної головки (рис. 2);
- з муфтовою підвіскою – підвішування колони НКТ здійснюється на корпусі вузла підвіски, який герметично розміщений в корпусі трубної головки (рис. 3).
Обидві модифікації фонтанних арматур передбачені стандартом «ГОСТ 13846 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции» і виготовляються зокрема і Конотопським арматурним заводом. Причому обсяги реалізації фонтанних арматур обох модифікацій вказаним підприємством приблизно рівні.
Фонтанна арматура укомплектована трубною головкою (рис. 3) з муфтовою підвіскою адаптована до вимог снабінгових технологій. Вона дає можливість провести монтаж устьового обладнання снабінгової установки без розгерметизації устя свердловини. При цьому підготовчі роботи перед підніманням колони НКТ проводяться за такою узагальненою схемою:
- монтаж устьового лубрикатора на фонтанну ялинку;
- герметизація трубного каналу колони НКТ шляхом встановлення з допомогою канатної техніки пробки (пакера) в нижню частину колони;
- встановлення зворотного клапана в муфтову підвіску трубної головки фонтанної арматури;
- демонтаж лубрикатора і фонтанної ялинки з устя;
- монтаж герметизуючого устьового обладнання снабінгової установки на трубну головку фонтанної арматури.
Фонтанні арматури (рис. 2) з різьбовою підвіскою колони НКТ характеризуються простотою конструкції трубної головки і разом з тим низьким рівнем фонтанної безпеки як в процесі експлуатації так і в процесі ремонту свердловин.
Вона була розроблена, виготовлялась і використовувалась на ранніх етапах розвитку нафтогазових технологій і техніки. І саме наявність суттєвих конструктивних недоліків, пов’язаних в першу чергу з вимогами фонтанної безпеки викликало необхідність розроблення удосконаленої конструкції трубних головок з муфтовою підвіскою трубних колон.
На нафтогазових промислах України переважна більшість фонтанних нафтових і газових свердловин обладнана фонтанними арматурами з різьбовою підвіскою колони НКТ на фланцевому перевіднику (рис. 2). Це унеможливлює використання снабінгової технології для ремонту свердловин без глушіння, так як для цього необхідно обов’язково демонтувати з устя фланцевий перевідник, що призведе до розгерметизації устя.
Для реалізації снабінгової технології ремонту на таких свердловинах необхідно переоснастити устя свердловин перед ремонтом – замінити фланцеву різьбову підвіску колони НКТ на муфтову без глушіння свердловини. Так як вказане переоснащення устя необхідно виконувати під тиском, то це можливо здійснити тільки з використанням снабінгової установки.
На сьогоднішній день накопичений зарубіжний досвід виконання таких робіт. Узагальнена технологічна схема і послідовність їх проведення наведена на рисунку 4.
Як видно із представленої технологічної схеми (рисунок 4) роботи із переоснащення устя свердловини є непростими, специфічними і супроводжуються загрозою відкритого фонтанування. Однак, без сумніву вони можуть бути реалізовані. Для цього необхідно розробити та виготовити відповідні технічні засоби (герметизаційну камеру, засоби для фрезерування фланцевого перевідника до трубної головки з різьбовою підвіскою колони НКТ та для утримання колони НКТ після фрезерування).
Що стосується технічного персоналу для виконання робіт з переоснащення устя, то слід зазначити на наявність в нафтогазовій галузі висококваліфікованих фахівців аварійно-рятувальних служб, що мають відповідні досвід виконання робіт під тиском та повноваження. До таких служб відносяться Полтавська воєнізована частина по попередженню та ліквідації відкритих фонтанів та аналогічне за профілем підприємство САРС «ЛІКВО» м. Харків.
3 Що стосується наявності обладнання для реалізації снабінгових технологій, то слід відмітити що на даний час зарубіжними компаніями освоєно чисельну номенклатуру снабінгових установок з широким діапазоном технічних параметрів та різної комплектації. До таких компаній відносяться Balance Point Control B.V., (Нідерланди); Halliburton, International Snubbing Services, National Oilwell Varco (США); Snubco Pressure Control, Snubbertech (Канада).
Узагальнені технічні параметри снабінгових установок світових виробників:
Зусилля на підйом, кН 410-2270
Зусилля примусового спуску, кН 230-1150
Довжина ходу гідроциліндрів, мм 1800-3500
Діапазон діаметрів труб, мм 42-114
Тиск на усті свердловини, МПа 14,21,35,70,105
На рисунку 5 зображено принципову схемуа та загальний вигляд снабінгової установки типу Snubbertech SIL-190- 4. Вказана установка належить приватній компанії ТОВ «КУБ-ГАЗ» та експлуатується на даний час на промислах України.
Українське машинобудування цілком спроможне освоїти виробництво та забезпечити внутрішній ринок устаткуванням для реалізації снабінгових технологій за умови наявності необхідної конструкторсько-технологічної документації та фінансування на освоєння виробництва. Швидке і широке впровадження снабінгових технологій дасть відчутний ефект як в нафтогазовидобувному комплексі України, так і в національній економіці загалом та в соціальній сфері.
4 Психологічний чинник при роботі на снабінгових установках. Необхідно відмітити на наявність психологічного чинника, що впливає на технічний персонал, який працює на снабінгових установках. Робота на снабінгових установках супроводжується постійною небезпекою аварійного викиду і втрати контролю над свердловиною.
В даний час спуско-підіймальні операції під тиском з трубними колонами відносяться до аварійних і їх проводять зазвичай в процесі ліквідації флюїдопроявлень і відкритих фонтанів технічним персоналом спеціалізованих аварійно-рятувальних служб.
Ремонт свердловин під тиском з використанням снабінгових установок відноситься до технологічних робіт тому вимагає від членів робочої бригади високої відповідальності за свої дії. Вони повинні не тільки сліпо виконувати рекомендації та вимоги, прописані відповідними регламентними документами, але і володіти знаннями про процеси, які відбуваються в технічних системах установки, уміти керувати відповідними чинниками для забезпечення надійної роботи обладнання та контролю над свердловиною в процесі ремонту під тиском.