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.