foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Организация процесса ликвидации скважин в НГДУ “Правдинскнефть”

Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением о порядке ликвидации нефтяных, газовых в других скважин и списании затрат наих сооружение. Работы по капитальному ремонту скважин (в т.ч. по ликвидации) выполняет цех подземного и капитального ремонта (ЦПКРС), входящий в состав базы производственного обслуживания предприятия.

Цех текущего и капитального ремонта скважин (ЦПКРС) имеет:

1) участок, производящий текущий подземный ремонт скважин;

2) участок, производящий капитальный подземный ремонт скважин иих освоение ;

3) подготовительную бригаду, готовящую скважины ких ремонту ;

4) бригаду инструментальной площадки, занимающуюся ремонтом

и прокатом инструмента, оборудования и т.д.

План на каждую ликвидацию составляется НГДУ. План состоит
из двух частей. Первая часть содержит краткие сведения о первоначальном и текущем назначениях скважины, ее конструкции, истории эксплуатации, причинах ликвидации. Вторая часть включает в
себя перечень операций по оценке технического состояния скважины, технологии ремонтно-восстановительных работ на случай обнаружения дефекта в состоянии скважины и технологию работ по непосредственной ликвидации скважины.

НГДУ назначает со стороны исполнителя лицо, ответственное
за проведение работ по ликвидации скважины. Контроль качества
выполняемых работ осуществляет представитель цеха по добыче нефти и газа или ППД в зависимости от категории скважины.

Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям (СНиП 11- 01-95) и включать следующие разделы:               

-          общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации  скважины;

-          технологические и технические решения по ликвидации скважины;

-          порядок организации работ по ликвидации скважины;               
мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;

-          сметный расчет.

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.

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.

Статистика



Яндекс.Метрика