foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Организация процесса ликвидации скважин в НГДУ “Правдинскнефть”

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

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.

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика