Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
171
скважины, пробуренные для сброса промысловых вод и других
промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и
газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при
отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных
целях.
Категория 3
а - скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары,
следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с
бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными
колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием,
геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного
цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины
(выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты
промышленного значения, подлежащие в соответствии с
технологическими документами на разработку месторождений отработке
этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только
аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему
предприятию;
б - скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении,
испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется
возможным;
в - скважины, на которых выявлена негерметичность
эксплуатационной колонны в результате ее коррозионного износа
вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде;
г - скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий
(землетрясения, оползни) устьями или возникновением реальной
опасности оползневых явлений или затопления;
д - скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах
залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;
е - скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае
аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических
сооружений, технической невозможности и экономической
нецелесообразности их восстановления;
ж - скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от
проектной точки вскрытия пласта.
Категория 4
а - скважины, законченные строительством и непригодные к
эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионно-стойких
характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;
б - скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения
тепловых и газовых методов воздействия на пласт;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
172
в - скважины, законсервированные в ожидании организации
добычи, если срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие
5 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию, или по данным контроля
за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая
консервация нецелесообразна;
г - скважины, расположенные в санитарно - защитных зонах
населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных
зонах, по обоснованным требованиям уполномоченных органов;
д - нагнетательные скважины при прекращении их приемистости,
скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для
сброса промысловых вод и отходов производства при невозможности или
экономической нецелесообразности восстановления их приемистости;
е - скважины - специальные объекты, ликвидация которых по мере
выполнения поставленных задач проводится в соответствии с
требованиями законодательства и настоящей Инструкции;
ж - скважины, расположенные в зонах, где изменилась
геологическая обстановка, повлекшая за собой изменение экологических,
санитарных требований и мер безопасности, и возникло несоответствие
эксплуатации скважин статусу этих зон;
з - скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные
до проектной глубины из-за возникновения форс-мажорных
обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия,
отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия,
окончания срока действия лицензии на пользование недр.
Ликвидация скважин осуществляется согласно «Инструкции о
порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев
и стволов» РД 08-492-02.
Работы по ликвидации скважины проводятся специализированной
бригадой капитального ремонта скважин.
Ликвидация скважины согласуется с территориальными органами
Госгортехнадзора России.
Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны
(рисунок 6.85 а, б)
В скважине напротив продуктивных горизонтов 1 и 4
устанавливаются цементные мосты 2 и 3. Высота цементных мостов
зависит от мощности пласта. Мост должен располагаться на 20м выше
кровли пласта и на 20м ниже подошвы пласта.
Над кровлей верхнего пласта 6 с минерализованной водой, а также
на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
173
(если они не перекрыты технической колонной 9) устанавливается
цементный мост 7 высотой 50м.
Рисунок 6.85 – Типовая схема установки цементных мостов и
оборудование устья скважины. а) без извлечения технической колонны; б) с
извлечением технической колонны.
1, 4 – углеводородные горизонты; 2, 3, 7, 8, 18 – цементные мосты; 5 – открытый
ствол скважины; 6 – пласт с минерализованной водой; 9 – техническая колонна; 10
– нейтральная жидкость; 11 – деревянная пробка; 12 – нейтральная
незамерзающая жидкость; 13 – направление; 14 – цементная заглушка; 15 – репер;
16 – тумба; 17 – табличка; 19 – металлическая заглушка с патрубком и вентилем;
20 – кондуктор.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
174
В башмаке технической колонны 9 устанавливается цементный
мост 8 с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50м.
Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента
или насосно-компрессорных труб с усилием, не превышающим предельно
допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в
башмаке последней технической колонны цементный мост, кроме того,
испытывается методом гидравлической опрессовки.
Результаты работ оформляются соответствующими актами.
До устья техническая колонна 9, скважины, заполняется
нейтральной жидкостью 10, межтрубное пространство, между
кондуктором 20 и технической колонной 9, заполняется нейтральной
незамерзающей жидкостью 12.
В скважину спускается репер 15, представляющий собой
сплюснутую сверху 73мм трубу, на нижний конец которой насаживается
деревянная пробка 11. Труба опускается в скважину на глубину не менее
2м и заливается цементом 14.
Устье скважины оборудуется металлической заглушкой (или
глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем 19), установленной
на кондукторе 20 и обваривается сваркой.
На устье скважины устанавливается бетонная тумба 16 размером
111м с репером 15 высотой не менее 0,5м и металлической таблицей 17
(именуемой далее по тексту «таблицей»), на которой электросваркой
указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие -
пользователь недр, дата ее ликвидации.
Извлечение верхней части технической колонны 9 (рисунок 6.85 б)
с незацементированным затрубным пространством допускается при
отсутствии в разрезе напорных и углеводородсодержащих горизонтов.
В этом случае в оставшейся части технической колонны 9
устанавливается цементный мост 18 высотой на 50м выше и 20м ниже
места извлечения колонны.
Оставшаяся часть технической колонны 9 заполняется нейтральной
жидкостью 10.
Устье скважины оборудуется металлической заглушкой (или
глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем 19), установленной
на кондукторе 20 и обваривается сваркой.
На устье скважины устанавливается бетонная тумба 16 размером
111м с репером 15 высотой не менее 0,5м и металлической таблицей 17
(именуемой далее по тексту «таблицей»), на которой электросваркой
указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие -
пользователь недр, дата ее ликвидации.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
175
Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны с
аварийным буровым оборудованием на забое.
При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным
инструментом (категория 3-a) в необсаженной части ствола и
невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование
или отворот неприхваченной части инструмента.
При нахождении верхней части оставшегося в скважине
инструмента ниже башмака технической колонны необходимо произвести
установку цементного моста под давлением с перекрытием головы
оставшегося инструмента на 50м. После ожидания затвердения цемента
следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-
компрессорных труб верхний уровень цементного моста. В башмаке
технической колонны необходимо также установить цементный мост
высотой 50м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента
или насосно-компрессорных труб и опрессовкой.
Установка цементных мостов в интервалах залегания
минерализованных и пресных вод, проводится путем закачки расчетного
количества цементного раствора, под давлением, с продавкой до
необходимой глубины.
При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть
осталась в интервале ствола, перекрытого технической колонной,
необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне
башмака колонны и цементирование под давлением с установкой
цементного моста на уровне не менее 100м над башмаком технической
колонны. Дальнейшие работы проводятся, как сказано выше.
Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной
колонной (рисунок 6.86 а, б, в, г)
Ликвидация скважины с негерметичностью эксплуатационной
колонны (рисунок 6.86 а), при подъеме цемента за эксплуатационной
колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны
или кондуктора)
В скважине, напротив интервала перфорации пласта 1,
устанавливается цементный мост 2.
Напротив интервала негерметичности 4, эксплуатационной
колонны 6, устанавливается цементный мост 3.
Напротив башмака кондуктора 7, в эксплуатационной колонне 6
устанавливается цементный мост 5 с перекрытием башмака колонны не
менее чем на 50м.
Высота цементных мостов 2, 3 должна быть минимум, на 20 метров
выше и ниже интервала перфорации и негерметичности.
Если производится отворот незацементированной части
эксплуатационной колонны 6 (рисунок 6.86 б), то устанавливается
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
176
цементный мост 21 высотой не менее 50м на «голове» оставшейся части
колонны.
Рисунок 6.86 – Типовая схема установки цементных мостов и
оборудование устья скважины. а) с негерметичностью эксплуатационной
колонны; б) с негерметичностью эксплуатационной колонны и извлечением
верхней части эксплуатационной колонны; в) с нарушением целостности
цементного камня за колонной в интервале пласта с минерализованными водами; г)
со смятием эксплуатационной колонны.
1 – углеводородные горизонты; 2, 3, 5, 18, 21 – цементные мосты; 4 –
негерметичность эксплуатационной колонны; 6 – эксплуатационная колонна; 7 –
кондуктор; 8 – направление; 9 – нейтральная жидкость; 10 – нейтральная
незамерзающая жидкость; 11 – деревянная пробка; 12 – цементная заглушка; 13 –
тумба; 14 – репер; 15 – металлическая заглушка с патрубком и вентилем; 16 –
табличка; 17 – водоносный горизонт; 19 – спец. отверстия; 20 – смятие
эксплуатационной колонны.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
177
Также, цементные мосты устанавливаются в местах установки
муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном
спуске эксплуатационной и технической колонн, интервале башмака
кондуктора (технической колонны).
Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей
нейтральной жидкостью.
Ликвидация скважин при отсутствии цементного камня за
эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической
колонны (рисунок 6.86 в).
Если в этот промежуток попадают пласты – коллекторы 17,
содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производится
перфорация спец. отверстий 19, в эксплуатационной колонне 6.
Проводится цементирование эксплуатационной колонны под
давлением, с установкой цементного моста 18 в эксплуатационной
колонне 6, перекрывающего указанный интервал, на 20м ниже и выше с
последующей опрессовкой, проведением исследований по определению
высоты подъема цемента и качества схватывания.
Дальнейшие работы, проводятся, как сказано выше.
Ликвидация скважин с нарушенной колонной из-за аварии или
корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных
сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и
качества цемента за колонной.
Цементирование в интервалах его отсутствия и установка
цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей
части колонны и на 20м выше и ниже этого интервала, с последующей
опрессовкой оставшейся части колонны.
Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной
(рисунок 6.86 г) производится путем установки цементных мостов 2, 20 в
интервалах перфорации и смятия колонн и на 20м ниже и на 100м выше
этих интервалов перфорации и смятия колонн.
Устья ликвидируемых скважин со спущенной эксплуатационной
колонной оборудуются, как сказано выше.
При нахождении скважины на территории подземного газового
хранилища допускается (с целью контроля за межколонными
пространствами) оборудование устья без установки тумбы по схеме,
согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.
По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты
(Ка 1,1), допускается принимать консервационные цементные мосты в
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
178
качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние
отверстия перфорации не менее чем на 50м.
6.8 Консервация скважин
Консервация скважины – это комплекс мероприятий,
обеспечивающих сохранность месторождения и скважины, безопасность
жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды,
зданий и сооружений в зоне влияния скважины и направленных на вывод
скважины из эксплуатации на определенный срок.
Консервации подлежат все категории скважин (параметрические,
поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные,
поглощающие, водозаборные, наблюдательные), строящиеся для
геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации
нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей
промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации
подземных хранилищ нефти и газа, сброса и захоронения промышленных
стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов
Консервация скважин осуществляется согласно «Инструкции о
порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев
и стволов» РД 08-492-02.
Консервация скважины согласуется с территориальными органами
Госгортехнадзора России.
Консервация скважин производится в процессе строительства,
после его окончания и в процессе эксплуатации.
В данном параграфе рассмотрены только вопросы консервации
скважин после окончания строительства и в процессе эксплуатации.
Консервация скважин, законченных строительством
Консервации подлежат все категории скважин, законченных
строительством, на срок до их передачи заказчику для дальнейшей
организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ,
месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и
лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией,
строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды.
Порядок работ по консервации скважины:
спустить НКТ с «воронкой»;
заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными
проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии;
в интервал перфорации закачать специальную жидкость,
обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного
пласта;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
179
поднять НКТ выше интервала перфорации;
верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;
устьевое оборудование защитить от коррозии;
при коэффициенте аномалии давления Ка = 1,1 и выше в
компоновку насосно-компрессорных труб включить пакер и клапан-
отсекатель;
с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на
арматуре заглушки;
оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых
площадках);
на ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины,
месторождения, предприятия - пользователя недр, срока консервации;
провести планировку прискважинной площадки.
Необходимость установки цементного моста над интервалом
перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины,
разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости
от длительности консервации и других факторов.
Консервация скважины в процессе эксплуатации
Консервации в процессе эксплуатации подлежат скважины:
а - эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых
месторождениях после того, как величина пластового давления в них
достигает давления насыщения или начала конденсации, - на срок до
восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую
эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения
(залежи);
б - добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к
забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта;
в - добывающие скважины при снижении дебитов до величин,
предусмотренных проектом (технической схемой), а также
нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до
организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также
изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа
(воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по
увеличению приемистости;
г - эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае
прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ
по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или
продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения
проектной организации;
д - скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна,
но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ,
конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
180
временная консервация, по заключению научно - исследовательской
организации, не нарушает процесса разработки месторождения;
е - эксплуатационные
скважины, подлежащие ликвидации по
категории I-б, если они в перспективе
могут быть рационально использованы
в системе разработки месторождения
или иных целях;
ж - эксплуатационные
скважины, эксплуатация которых
прекращена по требованию
государственных органов надзора и
контроля на срок до проведения
необходимых мероприятий по охране
недр, окружающей среды и т.п.
Порядок проведения работ по
консервации скважин (рисунок 6.87)
принятый в ОАО «СНГ»
заглушить скважину;
поднять из скважины
подземное оборудование.
спустить НКТ, промыть ствол
скважины, очистить интервал
перфорации;
проверить герметичность
колонны и отсутствие заколонной
циркуляции;
спустить НКТ 4 с воронкой на
глубину указанную в плане работ, по
пластам группы:
АВ воронка 73мм 1000м;
БВ воронка 73мм 1200м;
ЮВ воронка 73мм 1500м.
ствол скважины заполнить
нейтральной жидкостью 9,
исключающей коррозионное
воздействие на колонну и
обеспечивающей сохранение
коллекторских свойств продуктивного
горизонта и необходимое
противодавление на пласт.
Рисунок 6.87 – Типовая
схема наземного и подземного
оборудования устья скважины
при консервации.
1 – эксплуатационный объект;
2 – эксплуатационная колонна; 3 –
кондуктор; 4 – колонна НКТ с
пусковыми муфтами; 5 – фонтанная
арматура; 6 – заглушки фланцев
выкидных линий; 7 – глухие
фланцы; 8 – незамерзающая
жидкость; 9 – раствор глушения
скважины.