Разработка проектных решений по предотвращению (ликвидации) прихватов при бурении горизонтальной скважины на Мултановском месторождении
 Скачать 0.87 Mb.
|
|
Мероприятия по предотвращению прихватов Прихваты и прилипание бурильного инструмента при строительстве скважин возможны в результате: - осыпей и обвалов неустойчивых горных пород; - высокой скорости фильтрации бурового раствора в интервалах горных пород обладающих высокими коллекторскими свойствами; - изменения физического состояния горных пород в интервалах залегания глин и ангидридов при их контакте со щелочным фильтратом бурового раствора; - падения с поверхности посторонних предметов в скважину. Прихваты в результате желобообразования не предусматриваются в виду относительно небольших участков открытого ствола при бурении; непродолжительного времени воздействия бурильного инструмента на горные породы и отсутствия горных пород, склонных к данному виду осложнений. Прихваты в результате потери устойчивости горных пород склонных к текучести не предусматриваются из-за их отсутствия в разрезе скважин. Прилипания бурильного инструмента к стенкам скважины за счет высокой скорости фильтрации возможны при вскрытии отложений горных пород приуроченных к зонам частичных поглощений и нефтеводонасыщенных пластов. Прилипание бурильной колонны в данном случае возможно в течение 1,5-2 ч после вскрытия указанных интервалов при оставлении инструмента без движения более чем на 10 мин. Прихват бурильного инструмента за счет изменения физического состояния (набухания) глин возможно при бурении в отложениях атлымской, тавдинской, люлинворской, талицкой, ганькинской, березовской, кузнецовской, покурской, алымской, ванденской, мегионской, баженовской, георгиевской, васюганской, тюменской свит. Прихват инструмента в интервалах перечисленных отложений возможно в случае увеличения времени строительства скважин относительно проектной (простои, аварии) при длительном контакте бурового раствора с горными породами. Прихват бурильного инструмента в результате осыпей и обвалов горных пород возможен на всем протяжении углубления скважин. Для предотвращения прихватов и прилипания бурильного инструмента применить следующие мероприятия: 1. Исключить непроизводительные затраты времени при строительстве. 2. В случае длительных остановок в процессе бурения ствол скважины проработать, особое внимание уделить интервалам залегания неустойчивых горных пород. 3. Параметры бурового раствора поддерживать в соответствии с проектными значениями, соблюдать рецептуры приготовления раствора. 4. Для повышения смазочных и противоприхватных свойств буровых растворов ввести в их состав инертный наполнитель и смазывающие добавки. 5. Обеспечить проектный режим промывки и устойчивую работу буровых насосов. 6. Обеспечить устойчивую работу системы очистки бурового раствора. 7. В процессе бурения следить за выносом шлама, при прекращении или уменьшении выноса остановить бурение, скважину промыть в течении 2-х циклов с одновременным расхаживанием инструмента. 8. Не оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола более чем на 10 мин. 9. В компоновку низа бурильной колонны включать элементы, обеспечивающие наименьшую площадь контакта со стенками скважины: - противоприхватные опоры тип Д по ГОСТ 6365-74. Противоприхватные опоры размещать между УБТ и над ним, а также на участках бурильной колонны, находящихся в прихватоопасной зоне - напротив проницаемых пород, глин, ангидритов. 10. При СПО, не допускать «посадок» бурильного инструмента более 5 тс, «затяжек» более 10 тс, интервалы «посадок» и «затяжек» проработать. 11. Своевременно выполнять ревизию забойных двигателей, проводить дефектоскопию и опрессовку бурильного инструмента. Вести журнал наработки комплекта бурильных труб, УБТ. 12. Элементы низа бурильной колонны не должны иметь сварочных поясов и острых кромок, приводящих к разрушению фильтрационной корки на стенках скважины. 13. По окончания каждого долбления промыть ствол скважины в течении 2-х циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину. 14. При бурении обеспечить расход промывочной жидкости, позволяющий формироваться турбулентному режиму потока в затрубном пространстве. 15. В случае необходимости (при согласовании с технологической службой бурового подрядчика) допускается до полной отработки долота производить профилактический подъем-спуск бурильного инструмента. 16. Исключить падение в скважину с устья посторонних предметов. » [3] 5. Специальная часть « Бурильный яс и его установка в бурильной колонне Назначение: - Создание мощной ударной силы, направленной вверх или вниз. Воздействуют силой или тяговым усилием, дополняющими нагрузку, принимаемую на себя бурильным станком и инструментом Задачи работы яса: - Превращение потенциальной энергии, содержащейся в растянутом бурильном инструменте, в кинетическую энергию в КНБК над ясами - Величина волны напряжений связана со скоростью ускоряющейся КНБК - Время прохождения волны связано с длиной КНБК Существует три вида бурильных ясов: 1) Механический яс: - Работает с использованием механизмов пружины, фиксации и высвобождения - Работает вверх на заданное усилие растяжения, и вниз - на заданное усилие сжатия -Положение механического яса во время бурения - либо взведенное (нейтральное) или выдвинутое - При бурении нежелательно работать ясом вниз, так как случайная сработка яса может повредить долото и компоненты КНБК -Ясы поступают на буровую с конкретными настройками, определяющими нагрузку при работе вверх и вниз -Возможна корректировка в скважине на 10-15 % с помощью приложения крутящего момента к бурильной колонне  Рисунок 5.1. Схема механического яса 2) Гидравлический яс: - Состоит из двух разделенных клапаном камер для гидравлической жидкости - Когда приспособление, находящееся во взведенном положении, подвергается натяжению или сжатию, жидкость в одной из камер сжимается и при сильном гидравлическом сопротивлении перемещается через клапан во вторую камеру - Когда ход достигает определенной точки, сжатая жидкость моментально уходит в байпас, минуя клапан - Клапан приводится в действие, когда жидкость устремляется во вторую камеру, мгновенно выравнивая давления между двумя камерами - Чем больше сила, воздействующая на яс, тем сильнее сжимается гидравлическая жидкость и быстрее и мощнее происходит высвобождение - Не включать при заданном пороговом значении - Сила удара яса зависит от величины приложенного натяжения или сжатия  Рисунок 5.2. Схема гидравлического яса Принцип действия гидравлического яса Взвод яса: Бурильная колонна опускается. Поршень движется вниз в стопорном цилиндре - яс взведен. Натяжение вверх: Бурильная колонна приподнимается с приложенным усилием. Приложенная сила сначала преодолевает вес колонны и сопротивление. После этого усилие, превышающее вес колонны и осевое сопротивление, растягивает бурильный инструмент. Энергия дополнительного усилия сохранилась в инструменте в виде растяжения. Яс срабатывает: Поршень проходит сужение в стопорной камере. Жидкость обходит замерное кольцо по байпасу. Инструмент сжимается со скоростью отдачи. Поршень и ударный вес над ясом переводятся в свободный ход, движущийся с той же скоростью. Свободный ход: Свободный ход поршня и ударного веса приводит к распространению волн напряжений вверх по ТБТ. Волны идут по ударному весу и отражаются на границе контакта ударного веса и инструмента. Повторные отражения могут возникать до того, как поршень столкнется с бойком. Конечная приобретенная скорость зависит от количества отражений N. Столкновение: Поршень идет свободным ходом и потом сталкивается с бойком. Сила создаваемых ударных волн эквивалентна конечной энергии, полученной от движения ударного веса на повышенной скорости VN. Усиленная энергия (S) = M*VN*2. Ударные волны распространяются в сторону точки прихвата. Каждая волна создает некоторое количество энергетических максимумов, создающих растягивающее усилие, стремящееся сдвинуть точку прихвата вверх. 3) Гидромеханический яс: Является гибридной конструкцией, обычно гидравлика работает вниз, а механика вверх. Размещение ясов Определение идеального положения яса в КНБК является комплексной проблемой, где необходимо учитывать несколько факторов. Вот некоторые из них: - Ожидаемый тип прихвата - Состояние, траекторию и угол набора кривизны скважины - Конфигурацию КНБК - Эффект плавучести - Плановый диапазон нагрузки на долото - Наличие затяжек бурового инструмента - Безопасное рабочее усилие бурильной трубы - Установка фиксатора на ясе Общее руководство по размещению ясов Каждая ситуация и комбинация факторов сами по себе уникальны. Общее руководство для выбора места размещения яса: Прихват под воздействием перепада давлений: Как можно выше в КНБК Механический прихват: - Как можно ниже в КНБК для увеличения эффективности - Для получения максимальной эффективности яс необходимо размещать как можно ближе к месту ожидаемого прихвата, но не менее, чем в 2 УБТ над верхним стабилизатором - Для обеспечения необходимого веса для движения яса вниз, над ясом необходимо установить достаточное количество УБТ и HWDP - Во избежание прихвата над ясом бурильная колонна не должна превышать диаметр яса - Избегать установку яса над переводниками соединяющих элементы КНБК различного диаметра, таких как УБТ и СБТ. Между ясом и переводником должны быть установлены 2 трубы - Установите УБТ (одинакового диаметра с ясом) или HWDP над и под ясом - Избегайте установки яса под расширителями, стабилизаторами или другими элементами КНБК большего диаметра. Это снизит эффективность работы яса - Никогда не устанавливайте яс в непосредственной близости с другим ясом Натяжение и сжатие яса Гидравлический яс в натяжении: - Нейтральная точка ниже бурильного яса - Бурильный яс остается открытым и взведенным для ударов вниз при бурении - Нет опасности преждевременного срабатывания бурильного яса при отрыве с забоя - Давление насоса поможет перевести бурильный яс в выдвинутое положение при бурении и не влияет на нагрузку на долото - Используется в скважинах с небольшим углом, где та часть забойной компоновки, которая расположена ниже места оптимальной установки бурильного яса, создает достаточную нагрузку на долото при бурении Гидравлический яс в сжатии: - Нейтральная точка выше бурильного яса - Бурильный яс остается закрытым и взведенным для ударов вверх при бурении - Бурильный яс может сработать преждевременно, если слишком быстро оторвать бурильную колонну от забоя - Перед подъемом из скважины бурильный яс нужно открывать медленно, чтобы избежать случайного срабатывания - Без него нельзя обойтись в скважинах с большим углом, где та часть КНБК, которая расположена ниже места оптимальной установки бурильного яса, не создает достаточной нагрузки на долото для бурения Ясы не работают в случае: - Прихвата выше яса - Отказа механизма яса - Неправильной нагрузке прикладываемой для приведения яса в действие - Недостаточного времени ожидания для срабатывания яса - Слишком высокого сопротивления для приложения достаточного усилия к ясу (обычно для механических ясов) - Такой траектории ствола скважины, при которой сжимающее усилие нельзя приложить к ясу» [14] На скважине используется ЯС-178-NC50. Он входит в состав КНБК для бурения под эксплуатационную колонну для бурения пилотного ствола в интервале стабилизации. 178 – условный диаметр обсадной колонны, мм 50 – максимальное расстояние от забоя до места установки, м 6. Безопасность проектных решений Организационно-технические требования и положения « Консервация и ликвидация ОПО производится в соответствии с Инструкцией о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами, утвержденной постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 2 июня 1999 г. N 33 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 25 июня 1999 г., регистрационный N 1816; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 1999, N 29). Консервация и ликвидация скважин производится в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора Российской Федерации от 22 мая 2002 г. N 22 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 30 августа 2002 г., регистрационный N 3759; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2002, N 40). Требования к конструкции скважин Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства буровых работ и эксплуатации скважины; условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраны окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины. Требования к строительству, территориям, объектам обустройства месторождений с высоким содержанием сернистого водорода Для обеспечения строительства опасного производственного объекта пользователь недрами (заказчик): передает подрядчику в производство работ утвержденную им проектную документацию, прошедшую государственную экспертизу, на электронном и бумажном носителях, в составе, необходимом для выполнения работ подрядчиком и субподрядчиками; проверяет наличие необходимых разрешительных документов у исполнителей работ, поставщиков оборудования и материалов; при обнаружении отступлений от проектной документации, использования непроектных материалов, нарушений порядка ведения и качества выполнения работ заказчик (строительный контроль заказчика) обязан приостановить строительно-монтажные работы и выдать предписание исполнителям работ (подрядчику) на исправление обнаруженных нарушений» [17]. « В соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах» пользователи недр должны: - использовать отходы своего горнодобывающего и связанных с ним горноперерабатывающих производств, если иное не оговорено в лицензии на пользование недрами (статья 22); - предотвращать загрязнение недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, захоронении вредных веществ и отходов, а также предотвращать накопление промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод (статья 23); - наиболее полно использовать продукты и отходы переработки, а также обеспечивать складирование, учет и сохранение временно неиспользуемых отходов производства, содержащих полезные компоненты (статья 233). В соответствии с Федеральным законом «Об охране окружающей среды»: - при проектировании зданий, сооружений, объектов должны предусматриваться способы размещения отходов производства и потребления и применяться малоотходные и безотходные технологии (пункт 1 статьи 36); - при планировании и застройке должны приниматься меры по обезвреживанию и безопасному размещению отходов (пункт 2 статьи 44); - при размещении, проектировании, строительстве, эксплуатации нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировке, хранении нефти, газа и продуктов их переработки должны предусматриваться меры по очистке и обезвреживанию отходов (пункт 2 статьи 46). В соответствии с Федеральным законом «Об охране окружающей среды» запрещается: - ввод в эксплуатацию сооружений и объектов, не оснащенных техническими средствами и технологиями обезвреживания и безопасного размещения отходов (пункт 2 статьи 38); - сброс (захоронение) отходов в поверхностные и подземные водные объекты, на водосборные площади, в недра и на почву (пункт 2 статьи 51, статья 96 Водного кодекса РФ); - ввоз опасных и других отходов в Российскую Федерацию в целях их захоронения и обезвреживания (пункт 2 статьи 51, пункт 1 статьи 17 ФЗ «Об отходах производства и потребления»); - захоронение опасных и других отходов на водосборных площадях подземных водных объектов (пункт 2 статьи 51, статья 107 Водного кодекса РФ и пункт 5 статьи 12 ФЗ «Об отходах производства и потребления»); - размещение опасных отходов на территориях, прилегающих к поселениям (пункт 2 статьи 51). В соответствии со статьей 101 Водного кодекса РФ запрещается засорение ледяного покрова водных объектов, ледников и снежников производственными, бытовыми и иными отходами и отбросами, а также загрязнение их нефтепродуктами и ядохимикатами. Согласно статье 28 Федерального закона «О животном мире» запрещается применение отходов производства без осуществления мер, гарантирующих предотвращение заболеваний и гибели объектов животного мира, а также ухудшение среды их обитания. Статья 18 Федерального закона «Об охране атмосферного воздуха» регулирует условия выбросов вредных веществ при хранении, захоронении, обезвреживании и сжигании отходов производства и потребления. В соответствии с ФЗ «О континентальном шельфе Российской Федерации» континентальный шельф Российской Федерации включает в себя морское дно (и его недра), находящееся за пределами территориального моря до внешней границы подводной окраины материка, и простирается на не менее чем 200 морских миль от своей внутренней границы. Регулирование всего комплекса отношений на континентальном шельфе, в том числе деятельности по захоронению отходов и других материалов, а также проведения буровых работ, в ходе которых образуются отходы, находится в компетенции Российской Федерации. Согласно данному федеральному закону к полномочиям федеральных органов исполнительной власти, в частности, отнесены: - установление экологических нормативов (стандартов) содержания загрязняющих веществ в отходах и других материалах, предназначенных к захоронению на континентальном шельфе; - установление перечня вредных веществ, отходов и других материалов, запрещенных к захоронению на континентальном шельфе; - регулирование и контроль захоронения отходов и других материалов. Захоронение отходов и других материалов допускается на основании разрешения, выдаваемого федеральным органом в области охраны окружающей среды и природных ресурсов по согласованию с федеральным органом в области обороны, федеральным органом по рыболовству, федеральным органом управления государственным фондом недр, федеральным органом исполнительной власти в области технологического надзора. Выдаче разрешения на захоронение отходов и других материалов на континентальном шельфе должна предшествовать государственная экологическая экспертиза, заключение которой должно подтвердить допустимость оказываемого при этом воздействия. Захоронение отходов и других материалов на континентальном шельфе, осуществляемое с нарушением законодательства Российской Федерации, может быть приостановлено или прекращено по решению МПР России. Захоронение может быть возобновлено только после устранения допущенных нарушений» [18]. « ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ЛИКВИДАЦИИ, КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИИ ИХ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ НЕФТЯНЫХ,ГАЗОВЫХ И ДРУГИХ СКВАЖИН ПРИ ИХ ЛИКВИДАЦИИ 2.2.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 2.2.1.1. Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4], Правилами ремонтных работ в скважинах [6]и индивидуальным планом изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанным в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения с учетом требований настоящей Инструкции. 2.2.1.2. 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 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4] и по проектам, разработанным и согласованным в порядке, предусмотренном настоящей Инструкцией, с учетом действующих санитарных норм и правил. 2.2.1.3. Конкретный порядок действий по ликвидации скважин в процессе строительства и скважин, законченных строительством на континентальном шельфе, устанавливается инструкциями, разработанными пользователями недр, с учетом местных условий и требований настоящей Инструкции. Эти инструкции должны быть согласованы с территориальным органом Госгортехнадзора России. 2.2.1.4. Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются по дополнительным планам к проектной документации на ликвидацию, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России. 2.2.1.5. Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану (п. 2.2.1.1.настоящей Инструкции) с оформлением акта на проведенные работы и результаты исследований по проверке надежности выполненных работ и вывода постояннодействующей комиссии о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации. 2.2.2.ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН БЕЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 2.2.2.1. Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка = 1,1 и выше) и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов. Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта. 2.2.2.2.Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты технической колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м. 2.2.2.3. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м. 2.2.2.4.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. 2.2.2.5. Извлечение верхней части технической колонны с не зацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородосодержащих горизонтов. В этом случае в оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и20 м ниже места извлечения колонны. Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор – нейтральной незамерзающей жидкостью. 2.2.2.6. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-а) в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот не прихваченной 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 50 м. 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 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб и опрессовкой. Дальнейшие работы проводятся в соответствии с требованиями пп. 2.2.2.2 - 2.2.2.5настоящей Инструкции. 2.2.2.7. 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 100 м над башмаком технической колонны. Дальнейшее оборудование ствола производить аналогично пп. 2.2.2.4, 2.2.2.5настоящей Инструкции. Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне). 2.2.2.8.На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1´1´1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей (далее по тексту - таблица), на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие - пользователь недр, дата ее ликвидации. 2.2.2.9. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия - пользователя недр и даты ее ликвидации. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка. 2.2.2.10. По скважинам, ликвидированным по III категории, а также скважинам всех категорий, пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше мощности всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе строительства скважин, разработки месторождения, эксплуатации хранилища. 2.2.3.ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН СО СПУЩЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ 2.2.3.1. Оборудование стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной производится следующим образом. При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, интервале башмака кондуктора (технической колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50м на "голове" оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью. При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты-коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал, и на 20 м ниже и выше с последующей опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и качества схватывания. 2.2.3.2. При ликвидации 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 по п. 2.2.3.1 и установка цементного моста вколонне с перекрытием всей прокорродировавшей части колонны и на 20 м выше и ниже этого интервала, с последующей опрессовкой оставшейся части колонны. 2.2.3.3. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн и на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн. 2.2.3.4. Устья ликвидируемых скважин со спущенной эксплуатационной колонной оборудуются в соответствии с пп. 2.2.2.8и 2.2.2.9 настоящей Инструкции. 2.2.3.5. При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (в целях контроля за межколонными пространствами) оборудование устья без установки тумбы по схеме, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России. 2.2.3.6. По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты (Ка£1,1), допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м. ПОРЯДОК КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН 3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 3.1.1. 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, подлежат консервации в соответствии с порядком, установленным настоящей Инструкцией. Консервация скважин производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. Предусмотренное проектом сезонное прекращение работ консервацией не считается [2]. 3.1.2. Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями действующих Правил [4, 6], настоящей Инструкции и инструкций, разработанных пользователями недр на основе указанных выше документов, исходя из конкретных горно-геологических условий, и согласованных с органами Госгортехнадзора России. 3.1.3. Периодичность проверок устанавливается пользователем недр по согласованию с территориальным органом Госгортехнадзора России (но не реже: двух раз в год - для скважин, законсервированных после окончания строительства, и одного раза в квартал – в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах по произвольной форме. 3.1.4. При обнаружении входе проверок или в других случаях тех или иных недостатков (устьевое давление, межколонные проявления, грифоны и т. п.) скважина должна быть выведена из консервации. Предприятие - пользователь недр (владелец) обязан выяснить причины недостатков, разработать и реализовать мероприятия по их устранению по планам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России. Дальнейшая консервация скважины может быть продлена после устранения причин появления неисправностей по согласованию с органами Госгортехнадзора России. 3.1.5. Ответственность за качество проведения работ по консервации, сохранность скважин, проверку их состояния несет пользователь недр. 3.1.6. Временная приостановка деятельности объекта в связи с экономическими причинами(отсутствием спроса на сырье и т. п.) может осуществляться без консервации скважина срок до 6 месяцев при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки, согласованных с территориальными органами Госгортехнадзора России[2]. 3.2. КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ СТРОИТЕЛЬСТВА 3.2.1. Консервация скважин в процессе строительства производится в следующих случаях: консервация части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства; в случае разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления; в случае несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин; при кустовом способе строительства скважин - в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин; из-за отсутствия финансирования - на срок до возобновления финансирования. 3.2.2. Порядок проведения работ по консервации скважин: 3.2.2.1.Консервация скважин с открытым стволом: а) спустить бурильный инструмент с "воронкой" до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных проектом на строительство скважины; б) поднять бурильные трубы в башмак последней обсадной колонны, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью; в) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины; г) провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4]; д) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца. 3.2.2.2. Консервация скважины со спущенной (неперфорированной) колонной: а) спустить в скважину бурильный инструмент или колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины искусственного забоя; б) обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с проектом на строительство скважины, добавить ингибитор коррозии; в) приподнять колонну трубна 50 м от забоя, верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; г) дальнейшие работы проводить согласно пп. 3.2.2.1 в, г, д настоящей Инструкции. 3.3. КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН, ЗАКОНЧЕННЫХСТРОИТЕЛЬСТВОМ 3.3.1. 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. 3.3.2. 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. Поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномальности 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 прискважиной площадки; необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации определяется планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов. 3.4. КОНСЕРВАЦИЯ, СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ 3.4.2.1. До ввода скважин в консервацию необходимо: а) поднять из скважины оборудование. При консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими насосами, поднимается подземное оборудование; б) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации; в) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции; г) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; д) при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных колонн не должен превышать одного года, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный срок, - не более пяти лет. 3.4.2.2. Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины. 3.4.2.3. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов. 3.4.2,4. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия. 4. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЛИКВИДАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРОВОДОРОДА 4.1. При ликвидации скважин(с эксплуатационной колонной или без нее) продуктивный пласт должен перекрываться цементным мостом по всей его мощности и на 100 м выше кровли. Если эксплуатационная колонна в ликвидированную скважину не спущена, то в башмаке последней промежуточной колонны дополнительно должен устанавливаться цементный мост высотой не менее 100 м. 4.2. При наличии стыковочных устройств в последней спущенной в скважину колонне (эксплуатационной или промежуточной) в интервале стыковки секций должен быть установлен цементный мост на 50 м ниже и выше места стыковки. 4.3. Перед каждой установкой цементного моста скважина должна быть заполнена обработанным нейтрализатором буровым раствором плотностью, соответствующей плотности раствора при вскрытии сероводородосодержащего пласта. 4.4. Тампонажный материал, используемый для установки мостов, должен быть коррозионностойким и соответствовать требованиям, предусмотренным рабочим проектом на строительство скважины для цементирования обсадных колонн в интервалах пласта, содержащего сероводород. 4.5. По окончании ликвидационных работ устье скважины должно оборудоваться колонной головкой и задвижкой высокого давления в коррозионностойком исполнении, а также отводами для контроля давлений в трубном и межколонном пространствах. Вокруг устья скважины оборудуется площадка размером 2´2 м с ограждением. На ограждении устанавливается металлическая табличка с надписью: "Опасно, сероводород!", на которой также обозначается номер скважины, наименование месторождения, пользователь недр, дата окончания бурения. 4.6. После проведения ликвидационных работ через месяц, 6 месяцев и далее, с периодичностью не реже одного раза в год, должен проводиться контроль давлений в трубном и межколонном пространствах, а также контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода. Результаты замеров оформляются соответствующими актами. 4.7. При появлении давления на устье скважины должны проводиться дополнительные изоляционные работы по специальному плану, согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России, проектной организацией и утвержденному пользователем недр. 4.8. При консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна должна быть приподнята над цементным мостом не менее чем на 50м или извлечена из скважины. После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины должны быть заполнены раствором, обработанным нейтрализатором. 4.9. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы. 4.10. Устье законсервированной скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена металлическая табличка в соответствии с требованиями п. 4.5.» [19] « Установка ликвидационного цементного моста в интервале 2650-2900 м
1. Объем затворяемого тампонажного раствора, м3: Vтр= 1,030,785[1,30,22072´250]= 12,8. 2. Масса цемента, т: Gц=1,051,230712,8= 16,5. 3. Объем жидкости затворения, м3: Vжз= 1,10,49516,5=9. 4. Буферная жидкость моющего типа - техническая вода. Объем буферной жидкости, м3: на нижней границе Vбуф.н= 0,02×0,785´[0,1112´400+0,10862×2500+0,4×250´0,22072]=0,62; на верхней границе Vбуф.в= 0,02×0,785´[0,1112´400+0,10862×2250-0,1112´250]= 0,45. 5. Объем продавочной жидкости из условия равновесия, м3: V=0,785´[0,1112´400+0,10862×2500-0,1112´250-(0,1112´400+0,10862×2500)×(0,01+0,02)]- -0,45=23,3. 6. Время установки цементного моста, мин: 126,9 где 19,2 - время подъема ПК 1279,2 до верхней границы цементного моста, мин.; 97,8 - время срезки цементного раствора обратной промывкой, мин. 7. Масса С-3, т: Q.= 0,000516,5=0,0083. 8. Тампонажная техника, ед.: 2 СМН-20 - 1; АНЦ-320 - 2. 9. Ожидание затвердевания цемента 27 ч. Установка цементного моста высокой твердости в интервале 2590-2640м аналогична технологии установке моста в интервале 2650-2900м.» [3] Заключение Список использованной литературы 1) Боб Косто, Ларри В. Каннингем, Гленн Джозеф Мартин, Хосе Меркадо, Брайан Мохон, Лянцзюнь Се; журнал «Нефтегазовое обозрение», том 24, №1 (весна 2012 г.) Данная статья является русским переводом статьи «Working Out of a Tight Spot,» Oilfield Review Spring 2012: 24, no.1. 2) сайт http://neftegaz.ru 3) Технологический регламент на строительство скважины на Мултановском месторождении; Свидетельство о членстве и допуске СРО НП ПО «Роснефть» № П-124-079 от 31 июля 2013 г.; Заказчик - ООО «Хортица» Строительство наклонно-направленных с горизонтальным окончанием эксплуатационных скважин № 16Г, 25Г, 34Г Мултановского месторождения 4) Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы. ВСЕГЕИ. Ленинград. 1988 г. 5) Сводная легенда Средне-Волжской сери. Утвержденн НРС МинГео СССР при ВСЕГЕИ от 31.03.1989 г. 6) «Подсчета запасов нефти и растворенного газа, протокол ГКЗ Роснедра № 5821 от «12» декабря 2013 г. 7) Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. №101. 8) Сборник сметных норм времени на опробование (испытание) нефтяных, газовых, газоконденсатных и гидрогеологических объектов и разведочных, опорных, параметрических, поисковых и эксплуатационных скважинах. ВНИИОЭНГ, М., 1985. 9) В.М. Подгорнов Введение в нефтегазовое буровое дело: Учебное пособие для вузов – РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 10) ПБ 07-601-03. Правила охраны недр. ГУП "Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", М., 2003. 11) С.В. Каменских, Ю.Л. Логачев, А.В. Нор, Н.М. Уляшева, А.С. Фомин Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин Ухта УГТУ, 2014 12) Инструкция по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин. Утверждено Государственным геологическим комитетом СССР 31.05.65 г., Государственным комитетом нефтедобывающей промышленности при Госплане СССР 21.05.65 г., Государственным производственным комитетом по газовой промышленности СССР 24.05.65 г. М., Недра. 1966 13) Иогансен К.В. Спутник буровика. М., Недра, 1990. 14) Презентация Шлюмберже инструктор Юрий Ларченко NEXT 15) Технология добычи и использования углеводородов 2016 Способы борьбы с дифференциальными прихватами А.Я. Третьяк, д. т. н., академик РАЕН, Ю.М. Рыбальченко, к. т. н., доцент, С.И. Лубянова, ст. преподаватель, Ю.Ю. Турунтаев, магистр, Южно-Российский государственный политехнический университет (Новочеркасский политехнический институт) им. М.И. Платова 16) ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним 17) Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (в ред. Приказа Ростехнадзора от 12.01.2015 № 1). 18) Балаба В.И., Василенко И.Р., Владимиров А.И., Гарин Ю.Р., Кершенбаум В.Я., Михайличенко А.В. Промышленная безопасность строительства и реконструкции скважин. Научное издание. – М.: Национальный институт нефти и газа, 2006. 19) РД 08-347-00 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» Москва 2001 г. |