Вопрос 10. что необходимо предпринять при ликвидации скважин в результате аварии с внутрискважинным оборудованием (категория iii-а) и невозможности его извлечения?

Порядок ликвидации скважин

Главные требования, которые выдвигаются к технологиям по остановке:

• Надежная изоляция пластов, содержащих нефтяные и газовые продукты, водоносных слоев. Если внутрь колонны попадут минералосодержащие либо нефтесодержащие продукты, это может нанести существенный вред пластам.
• Правильная герметизация обсадных колонн.

В рамках ликвидации осуществляются следующие действия:

• Промывание скважины, при котором насосно-компрессионные трубы спускаются до области забоя, очистка стенок от наслоений глины, нефтепродуктов, парафиносодержащих средств, коррозийных элементов в тех местах, где устанавливаются мосты.
• Установка цементных мостов. Они могут быть непрерывными либо прерывающимися в зависимости от того, насколько далеко располагаются слои в забое. Мосты перекрывают все части перфорации, места газопроявлений.
• Если скважина имеет низкий уровень гидростатического давления, работы включают осуществление действий, направленных на снижение поглотительных пластовых свойств.
• Удаление обсадной колонны, если внутри отсутствуют пластовые, насыщенные минералами воды, которые находятся под сильным давлением, и насыщенные газом уровни.

Проверка степени герметичности места между колоннами, направлением и элементами кондуктора. Скважинное устье оснащается репером с данными по конкретному месторождению (название, имя компании, дата ликвидации и другие сведения); для его монтажа внутрь сплющенной труды опускают пробку из дерева и заливают раствор до верхней части устья. Над ним делается тумба из бетона. Если колонна технического вида была извлечена, монтаж репера делается в кондукторе либо шахте; в этом случае также необходимо поставить тумбу из бетона.

Что такое ликвидация нефтяных скважин?

Данный процесс предусматривает окончательное списание скважины с ее закрытием по причине невозможности разработки. Причины, по которым может потребоваться ликвидация, могут носить технологический характер (аварийные ситуации, проблемы с бурением) или вызваны геологической структурой пластов данного месторождения. Наиболее частые основания для завершения работы:

• Авария сложного характера, в результате исследования последствий которой было официально доказано, что устранить их нельзя.
• Невозможность разработки скважины для новых целей: к примеру, ликвидация нефтяных скважин может понадобиться при отсутствии возможности вернуться на более высокий продуктивный горизонт, использовать ее в качестве нагнетательной разновидности или для анализа пластов.
• Полное отсутствие полезных ресурсов, при этом возможности углубить скважину, вернуться на другой слой не имеется.
• Высокий уровень содержания пластовых вод, убрать которые нельзя по технологическим особенностям.
• Низкорентабельный дебит, возникший вследствие неумеренной откачки полезных веществ и истощения скважины.
• Отсутствие или прекращение должного уровня приемистости.

Согласно технологии ликвидации, комплекс работ включает в себя промывку и очистку ствола, установку моста из цементного состава, опрессовку и проверку герметичности места между колонной и пластами. В ряде случаев обсадные колонны вынимаются на поверхность. В качестве условий, требующих извлечения, обычно выступают отсутствующие залежи газа, минеральных вод, которые могут попасть в пласты с пресной водой и испортить ее. После того как ликвидация скважины будет завершена, на ее устье ставят репер, где обозначается порядковый номер, название месторождения и наименование компании, занимавшейся разработкой.

Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом, верхняя часть которого находится в обсаженной части ствола.

При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытом промежуточной колонной, необходимо произвести торпедирование или отворот бурильного ин­струмента на уровне башмака колонны. Затем устанавливают цемент­ный мост путем цементирования под давлением на уровне не менее 100 м над башмаком промежуточной колонны.

Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными вода­ми (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливает­ся цементный мост высотой 50 м.

В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.

· В пла­не предусматривают меры, предупреждающие возник­новение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

· План ликвидации аварии с учетом возмож­ности возникновения проявлений и открытых фонта­нов согласуют с противофонтанной службой и утвер­ждают главным инженером предприятия.

· Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

· Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. (см. приложение –аварийный инструмент)

· При спуске ловильного инструмента все со­единения бурильных труб должны закрепляться ма­шинными или автоматическими ключами.

· При расхаживании прихваченных НКТ нагруз­ки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы про­изводят по специальному плану.

· Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (тор­педы, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по спе­циальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.

· При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление стол­ба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При веро­ятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным про­странством с соблюдением специальных мер безо­пасности.

Извлечение прихваченных цементом труб про­изводят в следующей последовательности.

· Обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м.

Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец оста­ющейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезеро­вание труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы — внутренними тру­борезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

Извлечение из скважины отдельных предме­тов осуществляют после предварительного обследова­ния свинцовыми печатями характера и места их на­хождения. В качестве ловильного инструмента приме­няют

Ловильные ра­боты производят с промывкой. Извлекаемые предме­ты предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными ин­струментами и поднимают из скважины.

Спускае­мые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.

Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологи­ческой службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руко­водство предприятия.

Вы здесь: Ремонтные работы и внутрискважинные Устранение аварий, допущенных в процессе экс­плуатации скважин

Технологическая последовательность операций на примере ликвидации скважины № 767 куст 45 Правдинского месторождения нгду “Правдинскнефть”

         План работ на капитальный ремонт эксплуатационной скважины № 767 куст 45 Правдинского месторождения.

         Геолого-техническая характеристика:

1.   Кондуктор: 245 мм – 420

2.   Э/колонна: 146 мм – 2582 м

3.   Толщина стенок: 7.7 мм; 8.0 мм и 10 мм

4.   Интервал перфорации: 2532 – 2542 м;

5.   Искусственный забой: 2565 м

6.   Максимальный угол: 30 град. 45 мин. на глубине 350 м

7.   Ар – 42.37 м                    Ам – 38.37 м

8.   Рпл. – 270 атм             на 01.04.2001 года

9.   Категория – 1            Гф. – 83.4 м. куб./ м. куб.

10.       В скважину спущено: Воронка на 73 мм НКТ на глубину 2508.6 м

                                                        Дата ввода в эксплуатацию 16.08.73 года

                                               Скважина ликвидируется по IV– г категории.                                         

Цель ремонта: ликвидация скважины.

Намечаемые работы

1. Ознакомить с планом работ всех членов бригады.

2. Переезд 10 единиц оборудования

3. Разрядка скважины и замер Рбуф. Составить акт совместно с супервайзером

4. Заглушить скважину растворомCaCL2  уд.веса 1.30г/см.куб в объеме 35м.куб.

Иметь запас данного раствора на скважине не менее 4м.куб и на растворном узле два объема скважины до конца ремонта.

5. ПР перед ремонтом: монтаж А-50 и оборудования.

6. Установить предохранительные колпаки на соседних скважинах согласно ТУ и У.

7. Работа пусковой комиссии. На пусковую вызвать представителя СВО.

8. Установить и спрессовать УГУ-2 на давление не более 120 атм и не менее 30 атм. Э/колонна опрессовано на 150 атм 13.01.1973г.

9. Поднять воронку на 73мм НКТ и вывезти.

Обеспечить во время исследовательских работ вывоз нефти автотранспортом.

10. Завезти и уложить на мостки 2600м 73мм технологические НКТ.

11. Спустить “перо” на 73мм НКТ с опрессовочным клапаном,с замером на глубину 2530м.

12. Промыть скважину лопуском до забоя – 2565м.

13. Опрессовать лифт на 150 атм

14. Установить цементный мост в интервале 2480-2565 м, согласно 15. расчета, цементным раствором уд. веса 1.85г./см. куб.           15. Поднять 200м 73мм НКТ на безопасную зону.

16. ОЗЦ – 48 часов.

17. Допустить НКТ и отбить цементный мост.

18. Опрессовать э/колонну на 120 атм с представителем ЦДНГ-1 и составить акт.

19. Поднять “перо” на 73мм НКТ.

20. Работа геофизиков: отбивка забоя по ГК и ЛМ, запись АКЦ до устья -после заполнения скважины.

21. Определить приемистость меж. колонки.

22. Произвести цементную заливку меж. колонки, согласно расчета, до  глубины  700  метров.

23. ОЗЦ – 48 часов

24. Работа геофизиков: запись АКЦ

При отсутствии цементного кольца в межколонном пространстве наращивание цементного кольца вести через спец отверстия в интер- вале 600-610 м по 5 отв. на 1 пог.метр с последующей записью АКЦ после ОЗЦ.

25. Опрессовать межколонное пространство на 40атм с представителем. Составить  совместный акт.

26. Спустить “перо” с опрессовочным клапаном на глубину 650м.

27. Установить цементный мост в интервале 550 – 650м цементным раствором уд.веса 1.85г/см.куб

28. Поднять 200м НКТ на безопасную зону

29. ОЗЦ – 48 часов.

30. Допустить НКТ и отбить цементный мост. Составить акт

31. Опрессовать цементный мост на 120 атм с представителем ЦДНГ-1. Составить акт

32. Поднять “перо” на 73мм НКТ.

33. Демонтаж А-50 и оборудования.

34. Установить бетонную тумбу размером 1х1х1 и металлический репер согласно РД – 08 – 96.

Оборудование для проведения  ликвидационно-изоляционных работ

Используются применяемые в бурении и капитальном ремонте скважин технические средства, КИП, вещества и материалы, в том числе /4/:

–       цементировочный агрегат 3 ЦА-400 или ЦА-320(ТУ 26-02-707-76);

–       подъёмная установка-агрегат типа Азинмаш-37А; А-50

–       цементосмесительная машинаСМН-20(ТУ26-P2-148-69);

–       ёмкость вместимостью до 10 м3;

–       портландцемент (ГОСТ 1581-85);

–       хлористый кальций (ГОСТ 450-77);

–       набор печатей (для снятия отпечатков);

–       головка ГДУ (ТУ39-921-84);

–       конус АЗНИИ (ТУ 25-04-2552-80Е);

–       ареометр АГ-ЗПП (ТУ25-04-2777-77);

–       вискозиметр типа ВПЖ-2 (ГОСТ 10028-81);

–       манометр типа МГА (ГОСТ 2405-80);

–       термометр глубинный ТЭГ-36;

–       комплект I БМ-700; СИЦ-2М-69;

–       комплект оборудования для промывки скважин (КОПС);

–       забойный двигатель Д-54;

–       насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 48,3мм  (ГОСТ 633-80)- 2500м.

Технология проведения ликвидационных работ

Основными требованиями к технологии ликвидации скважин являются: обеспечение качественной изоляции нефтегазопродуктивных пластов, водоносных горизонтов, содержащих минерализованные и пресные воды, и герметичности  обсадных колонн, удовлетворяющих условиям охраны недр и окружающей среды, что подтверждается геофизическими исследованиями и актом о фактическом выполнении работ /3/.

Оценка технического состояния скважины заключается в следующем:

1) определение герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой или при проведении анализа состава жидкости, поступающей из скважины; если колонна негерметична, то интервал нарушения определяют посредством расходомера, термометра или поинтервальной опрессовкой;

2) определении высоты подъема и качества цемента за эксплуатационной колонной с помощью цементомеров АКЦ, СГДТ;

3) выявлении перетоков жидкости за колонной посредством термометра.

Работа по ликвидации скважины проводятся в следующей последовательности:

1) промывка скважины со спуском НКТ до забоя, очистка стенок эксплуатационной колонны от глинистой корки, нефти, парафиносмолистых веществ и продуктов коррозии в интервалах установки цементных мостов ;

2) в зависимости от удаленности продуктивных пластов друг от друга установка сплошного или непрерывного цементных мостов от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и интервалов нефтегазопроявлений, высота цементного моста равна толщине пласта плюс 20 м выше кровли и ниже его подошвы; над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливают на высоте не менее 50 м;

3) в случае ликвидации скважины с пластовым давлением ниже гидростатического проводят работы по ограничению поглотительной способности пластов ;

4) извлечение обсадных колонн только при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, способных загрязнять верхние пресные воды;

5) срез и извлечение эксплуатационной колонны, если в результате ремонтно-восстановительных работ не удалось по техническим причинам поднять цемент за ней до устья и башмака предыдущей колонны; установка цементного моста под давлением над оставшейся в скважине эксплуатационной колонной до устья; проверка герметичности цементного моста ;

6) проверка герметичности межколонного пространства между направлением и кондуктором и промежуточной технической колонной;

при отсутствии герметичности закачивание цементного раствора под давлением до полной герметизации межколонного пространства.

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером, на котором электросваркой делают следующую надпись: номер скважины, наименование месторождения и организации (НГДУ). Для установки репера на сплюснутой сверху трубе спускают на глубину не менее 2 м деревянную пробку и заливают до устья цементным раствором. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м. Высота репера над бетонной тумбой не менее 0,5 м.

Если техническую колонну извлекают, то репер устанавливают в кондукторе или шахтном направлении и также сооружают бетонную

тумбу.

Методы ликвидации скважин

Данный процесс производится как с эксплуатационной колонной, так и с ее изъятием из ствола скважины. Работы, которые проводятся без участия колонны, что допускается при определенных условиях геологических пластов, выявляемых при разрезе, осуществляются посредством создания цементных мостов, которые располагаются в интервалах залегания минерализированных пластовых вод, характеризующихся увеличенной степенью напора. Мосты также устанавливаются в залежах углеводородных веществ, которые имеют малую продуктивность и непригодны для добычи.

По правилам высота моста должна оказаться ниже подошвы на 20 метров, но при этом быть выше верхней полосы горизонта на то же самое расстояние. Если пласт содержит минерализованную жидкость, то над его верхней частью ставится мост, высота которого составляет 50 метров; то же самое касается установки на границе между пластом с пресной водой и минерализованным слоем. Башмак финальной колонны технического вида оборудуется мостом, который перекрывает башмак на 50 метров или больше.

Наличие необходимых мостов можно проверить, разгрузив оборудование для бурения или НКТ, при этом усилие не должно быть больше пределов нагрузки на цементный элемент. Что касается последнего моста, расположенного с перекрытием башмака технической колонны, его проверяют и посредством опрессовки.

Методы ликвидации скважин предусматривают и работу со спущенной колонной. В этом случае установка цементных мостов осуществляется за эксплуатационной колонной на уровне выше башмака. Мосты ставятся напротив мест перфорации, негерметичных частей труб, мест установки муфт, служащих для постепенного цементирования, в точках соединения при сегментарном запуске колонн, а также в башмаке технической части скважины. Если незацементированная часть колонны должна быть подвергнута отвороту, то на верхней части колонны ставится мост высотой от 50 и более метров. Остаток скважины необходимо заполнить жидкостью, которая препятствует замораживанию.

Если цементное образование отсутствует за колонной либо ниже башмака колонны технического типа, то внутрь могут попасть частицы пластов-коллекторов, которые содержат углеводородные компоненты или минерализованную жидкость. Для защиты от таких рисков осуществляют перфорационные процессы, после чего необходимо цементировать скважину под высоким давлением и установить мост в том месте, которое позволит перекрыть указанный промежуток, а также на 20 метров ниже и выше на такое же расстояние. После этого проводится опрессовка, исследуется высота подъема вещества и надежность схватывания.

Если в нефтяной скважине есть нарушения эксплуатационной колонны, вызванные аварийным происшествием, или она используется в течение очень долгого времени, то потребуется исследовать ствол на предмет наличия цементного состава за стенками колонны, уточнить его качество, проверить цементирование в промежутках отсутствия и установку моста в скважинах с наличием перекрытия корродированных элементов

Перекрытие такой скважины осуществляется на 20 метров ниже и выше обозначенного промежутка, при этом важно провести опрессовку.. При смятии колонны процесс ликвидации осуществляется посредством монтажа мостов в перфорированных промежутках и местах смятия с параметрами: 20 метров ниже интервала, 100 метров выше интервала

Если же планируетсяликвидация нефтяных и газовых скважин, которые расположены на территории подземного резервуара с газом, то оборудование возможно ставить без использования тумбы; схему работы при этом нужно согласовать с местными органами государственного надзора.

При смятии колонны процесс ликвидации осуществляется посредством монтажа мостов в перфорированных промежутках и местах смятия с параметрами: 20 метров ниже интервала, 100 метров выше интервала. Если же планируетсяликвидация нефтяных и газовых скважин, которые расположены на территории подземного резервуара с газом, то оборудование возможно ставить без использования тумбы; схему работы при этом нужно согласовать с местными органами государственного надзора.

Оборудование устья и ствола скважин при ликвидации.

Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответ­ствии с требованиями действующих нормативных документов и инди­видуальным планом изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанным в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения.

Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, строящихся, эк­сплуатирующихся на месторождениях, залежах и подземных хранилищах, в продукции которых содержатся агрессивные и токсичные компоненты в концентрациях, представляющих опасность для жизни и здоровья лю­дей, должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов и по проектам, разработанным и согласованным в установлен­ном порядке, с учетом действующих санитарных норм и правил.

Конкретный план действий но ликвидации скважин в процессе стро­ительства и скважин, законченных строительством, на континентальном шельфе разрабатывается пользователями недр с учетом местных условий, требований нормативных документов и согласовывается с территориаль­ным органом Ростехнадзора (см. раздел 11).

Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляци­онно-ликвидационных работ или в процессе исследования техническо­го состояния скважин, ликвидируются по дополнительным к проектной документации по ликвидации планам, согласованным с региональными органами Ростехнадзора.

Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными пе­ретоками, грифонами допускается только после их устранения по согла­сованному с территориальным органом Ростехнадзора плану изоляци­онно-ликвидационных работ на основе вывода постоянно действующей комиссии (см. п. 10.5.9) о непригодности скважины к дальнейшей безо­пасной эксплуатации. На проведенные работы и результаты исследова­ний по проверке надежности выполненных работ оформляется акт.