Загрузка...Цементный мост при консервации
Консервация скважин вровень с ликвидацией постоянно делается в полном согласовании с проектными документами в сроках, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора. Мероприятия по консервации и ликвидации скважин производятся согласно заблаговременно утвержденных планов изоляционно-ликвидационных работ. План на консервацию (изоляционно-ликвидационных работ) в неотклонимом порядке согласовывается заранее с территориальным органом Ростехнадзора.
Ликвидация и консервация скважин, завершенных бурением наступает с даты подписания соответственного акта меж юзером недр и территориальным органом Ростехнадзора.
Материалы на консервацию скважин предоставляются в Ростехнадзор либо его территориальный орган на заключение. Решение принимается в срок не позже 1-го месяца опосля передачи материалов на консервацию.
Консервацию скважин нефтяного фонда производят в согласовании с требованиями работающих регламентов. Цементные мосты не устанавливают.
- Создают огораживание устья консервированной скважины. На огораживании крепится табличка с номером скважины, заглавием месторождения (площади), недропользователя, пробурившего скважину, и период консервации.
- Полностью на всех консервируемых скважинах для защиты от замораживания приустьевую часть ствола до глубины 30-50 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор CaCl2, нефть и т. п.), а в районах долголетней мерзлоты консервируемые скважины переводят на незамерзающую жидкость на всю глубину промерзания пород.
- Устьевое оборудование скважин находящихся в консервации обязано быть защищено от коррозии.
- Не наименее 1-го раза в квартал делается проверка состояния законсервированных скважин и результаты проверки заносятся а журнальчик проверки.
- По окончанию работ по консервации составляется акт консервации скважин по установленной форме.
Консервация на законченных строительством скважинах считается завершенной в этом случае, если подписан акт консервации меж недропользователем и надлежащими территориальными органами.
В вариантах когда длительность консервации скважины по различного рода причинам превысила (либо может превысить) сроки, предусмотренные технологической схемой проекта разработки, либо уже превысила 15 лет и по заключению независящей экспертизы существует высочайшая возможность нанесения вреда экологии окружающей природной среды, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по просьбе соответственного органа муниципального надзора и контроля, недропользователь немедля должен произвести разработку и реализацию доп мер сохранности, стопроцентно исключающих возможность появления аварийно-опасной ситуации, либо устранить скважину в установленном порядке.
Рис. 3. Блок-схема ведения работ по консервации нефтяных и газовых скважин
Цементный мост при консервации
- Тип скважины Оценочная
- Тип коллектора Песчаник
- Используемый продукт Welltec Железные расширяемые барьеры 1214WAB, 812WAB
- Продукт Welltec дозволил установку и тестирование барьера кругового межколонного места
- Доборная выгода в применении WAB: Нет необходимости разгрузки веса колонны
- Действенное решение в области серьезных издержек Плюс основания для неопасной консервации скважины
- Местопребывание Норвегия
Практический пример
Оценочная скважина интернациональной нефтяной компании в Норвегии добивалась ряда технологических решений, позволяющих окончить стройку скважины в согласовании с существующими высочайшими эталонами.
Посреди главных требований, которые предъявлялись к оборудованию, было наличие скважинного барьера кругового межколонного места “Б” с классом плотности V0 по эталону ISO14310, стремительная активация барьера, наличие горизонтальной подвески для 2-ух разных конфигураций обсадных колонн, также продукт, который послужит в качестве основания для консервации скважины методом размещения цементных мостов.
Стройку скважины
В период строительства скважины железный расширяемый барьер 1214WAB был установлен в колонне 339,7мм в составе колонны обсадных труб поперечником 244,5мм. При достижении плановой глубины были произведены работы по цементированию кругового места. Опосля доведения цементировочной пробки в посадочное пространство была произведена незамедлительная активация железного расширяемого барьера 1214WAB. С целью доказательства удачной активации и тестирования изолирующих параметров железный расширяемый барьер 1214WAB был опрессован давлением 69атм сверху по кольцевому межколонному месту “Б”.
Железный барьер 1214WAB был расположен в конкретной близости к ботинку колонны 339,7мм для формирования скважинного барьера.
Наличие барьера над ботинком колонны 339,7мм предутверждает риск передвижения газа и его скопления в устьевой арматуре с следующими отягощениями по консервации скважины. Наличие у железного расширяемого барьера 1214WAB квалификации V0 по эталону ISO14310 позволило воплотить его применение без доп согласования служб муниципального надзора. Последующий шаг строительства скважины – бурение секции открытого ствола 215,9мм.
Основная и запасная подвески хвостовика
Оценивая имеющиеся опасности по невозможности доведения требуемого веса колонны бурильного инструмента для механической активации верхнего пакера хвостовика было принято решение по применению железных расширяемых барьеров 812WAB и 6WAB в качестве подвесок хвостовика в горизонтальном интервале. Железный расширяемый барьер 812WAB был спущен в составе колонны обсадных труб поперечником 177,8мм. Опосля заслуги плановой глубины было произведено цементирование кругового места с вращением колонны 177,8мм.
Дальше была произведена гидравлическая активация железного барьера 812WAB в колонне 244,5мм без необходимости механической активации методом разгрузки веса колонны бурильных труб. Удачные активации и якорение барьера 812WAB были доказаны следующими натяжкой и разгрузкой колонны бурильного инструмента. В следующую пробуренную секцию скважины 152,4мм был установлен нецементируемый хвостовик 114мм с железный расширяемый барьером 6WAB в качестве гидравлически активируемой подвески хвостовика.
Консервация скважины
В рамках 1-го технического решения железный расширяемый барьер 1214WAB был применен для решения 2-ух разных задач
1. Предупреждение МКД в кольцевом пространстве “Б”.
2. Основание для следующей консервации скважины.
Опосля удачного тестирования скважины, ниже установленного в колонне 244,5мм железного расширяемого барьера 1214WAB была расположена мостовая пробка. Железный расширяемый барьер вместе с мостовой пробкой были опрессованы с поверхности давлением 69атм.
В окончание, для обеспечения нужной плотности и соответствия нормативным требованиям по ликвидации скважин, в скважину был закачан цемент.
Заслуги
Железный расширяемый барьер был применен в качестве препятствующего МКД надежного барьера кругового межколонного места “Б”, также в качестве навесного устройства в горизонтальном интервале скважины.
Действенное решение в области серьезных издержек, минимизация вероятных рисков при следующей консервации скважины.
Завышенная плотность скважины и увеличенный контакт с коллектором методом внедрения железных расширяемых барьеров класса плотности V0 по эталону IS014310.
Формула изобретения RU 2 301 880 C2
Метод консервации газовой скважины в зоне многолетнемерзлых пород, включающий ее глушение, извлечение лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации блокирующей воды с плотностью, большей плотности тампонажного раствора из портландцемента, установку цементного моста над продуктивным пластом методом закачивания в данный интервал обозначенного тампонажного раствора, а опосля проведения его затвердевания — закачивание доборной пачки тампонажного раствора состава, мас.%:
с поддержанием давления в трубном и затрубном местах скважины, проверку цементного моста на крепкость и плотность и наполнение ствола скважины и интервала многолетнемерзлых пород газовым конденсатом.
Способ зарезания и бурения бокового ствола
На месторождениях севера Западной Сибири фонд находящихся в консервации газовых и газоконденсатных скважин составляет наиболее 7 тыщ единиц, включая «брошенные» скважины при распаде СССР (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — государство, существовавшее с 1922 года по 1991 год на территории Европы и Азии) (большей частью геологоразведочные). Наличие такового количества скважин, которые долгое время (30 лет и наиболее) находятся в бездействии, колонны и внутрискважинное оборудование которых корродируют, а остаточный ресурс надежности которых чертовски понижается, является настоящей опасностью загрязнения окружающей природной среды.
Индивидуальностью расконсервации разведочных скважин является отсутствие инфы и материалов по почти всем законсервированным скважинам. Потому о достоверности места установки мостов и их количестве, также о составе технологических смесей, заполняющих ствол скважины, судить не представляется вероятным. В особенности это касается старенькых разведочных скважин, пробуренных 30-40 годов назад и «брошенных» своими заказчиками.
Данное событие подтверждает опыт расконсервации скважины № Р-707, пробуренной ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Уренгойнефтегазгеология» для разведки юрских отложений Уренгойкого месторождения в феврале 1991 года. При техническом освидетельствовании ствола скважины было найдено, что фактическое месторасположение мостов оказалось ниже отметок, зафиксированных в деле при ее консервации. Потому что ПЗП была загрязнена применяемым при консервации томным глинистым веществом, который глубоко просочился в пласт и усугубил фильтрационно-емкостные свойства ПЗП, освоение затянулось на срок наиболее 3-х месяцев.
В случае, когда скважина законсервирована методом отсечения продуктивного пласта от устья скважины при помощи цементного моста рекомендуется последующая разработка. При расконсервации таковых скважин проводятся работы по восстановлению сообщения продуктивного пласта с устьем скважины, а именно, по разбуриванию цементного моста, чистке ствола и призабойной зоны пласта (ПЗП) от технологического раствора и остатков цементного моста способами интенсификации, к примеру, кислотными обработками либо доборной перфорации, освоению скважины. Но очистить ПЗП, закольматированную технологическим и цементным смесями, либо преодолеть ее не постоянно удается. В итоге расконсервированная скважина не выходит на проектный режим эксплуатации либо ее совершенно нереально освоить.
Практика указывает, что более всераспространенным методом восстановления работоспособности законсервированных скважин является вторичная перфорация (реперфорация) эксплуатационной колонны перфораторами большенный мощности (типа ПКС-105) с следующей кислотной обработкой ПЗП и освоением скважины. Но имеющиеся экспериментальные данные демонстрируют, что способности регулирования фильтрационных параметров на шаге вскрытия пластов перфорацией невелики. При хороших критериях перфорации продуктивность понижается до 30 % от начальной, а при неудовлетворительных она может составить наименее 1 %. Это обосновано тем, что, кроме ухудшения фильтрационных параметров пласта, вокруг всякого перфорационного канала появляется блокированная зона, равная приблизительно 4 см., в какой понижение проницаемости в среднем составляет 80%. Потому, обычно работает только маленький процент общего числа перфорационных каналов.
Для заслуги продуктивности скважины, близкой к возможной, нужно, чтоб длина каналов перфорации была в 1,5 раза больше величины зоны проникания фильтратов технологических жидкостей. Так как радиус зоны проникания фильтратов таковых жидкостей может достигать 5 м и наиболее, а длина каналов более массивных кумулятивных перфораторов не превосходит 0,8 м, то выполнить обозначенное условие на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается, что подтверждает опыт восстановления простаивающих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях. При всем этом нередко выявляются факты негерметичности цементного кольца за колонной и обводненности продуктивных пластов как подошвенными, так и водами из вышележащих пластов.
Предлагаемый метод обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП методом бурения бокового ствола с отходом его от старенького на расчетное расстояние. Тем осуществляется восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины из незакольматированной его части, что содействует получения проектных дебитов газа из расконсервированной скважины.
Схема расконсервации газовой, газоконденсатной скважины забуриванием новейшего ствола:
Пробуренный боковой ствол обсаживают новейшей эксплуатационной колонной (хвостовиком) и цементируют. Опосля этого эксплуатационную колонну бокового ствола перфорируют с образованием новейших перфорационных отверстий, осуществляя повторное вскрытие продуктивного пласта за пределами закольматированной ПЗП старенького ствола скважины, и восстанавливают сообщение его с устьем скважины. Проводят вызов притока из пласта через новейшие перфорационные отверстия понижением противодавления на пласт за счет уменьшения плотности либо понижением уровня технологического раствора, находящегося в скважине.
Вероятен вариант, когда пробуренный боковой ствол обсаживают новейшей эксплуатационной колонной выше кровли продуктивного пласта, а боковой ствол в продуктивном пласте не обсаживают, оставляя его открытым, или спускают в него хвостовик-фильтр, который подвешивают в новейшей эксплуатационной колонне бокового ствола при помощи подвески хвостовика.
Схема расконсервации газовой, газоконденсатной скважины забуриванием новейшего ствола:
Метод уменьшает длительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, установленного в процессе консервации, также интенсификации притока газа из пласта, которые приходится делать не один раз для чистки закольматированной ПЗП кислотными смесями либо преодоления ее перфорационными зарядами большенный мощности. При всем этом многократные кислотные обработки ПЗП могут привести к образованию участков завышенной проницаемости, через которые может произойти раннее обводнение скважины. Проведение доборной перфорации может привести к разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной и появлению межколонных газопроявлений либо к образованию трещинок, через которые к забою скважины может просочиться пластовая вода.
Список работ при ликвидации
Если сказать коротко, то ликвидация артезианской скважины производится в таком порядке. Поначалу изучается её геофизическое состояние, делается откачка воды и подъём на поверхность оборудования.
Заметим, что все, случаем попавшие в скважину предметы либо упавшие инструменты, тоже должны быть извлечены. На этом вопросце остановимся наиболее тщательно, потому что данная информация может понадобиться не только лишь при ликвидации, да и при эксплуатации скважины.
Удаление предметов из ствола скважины
В ствол скважины может попасть что угодно: какая-либо деталь, инструмент, кабель, трос, насос либо его движок. Здесь вопросец заключается даже не в том, чтоб вынуть упавший предмет в целостности, а в том, чтоб совершенно его как-то извлечь, хоть и по частям.
В этом заключается основная трудность, потому что ствол имеет огромную протяжённость. К тому же, предмет в нём может просто заклинить.
Камера для инспекции скважин
Для обследования скважин сейчас используют особые зонды, оснащённые камерой, или так называемое, акустическое скважинное телевидение (САТ). Для извлечения предметов употребляют ловильный инструмент.
Если предмет железный, и имеет маленькие размеры, для его подъёма употребляют электомагнит. Но он поможет не в хоть какой ситуации. В процессе проходки, к примеру, время от времени происходит излом труб. При их извлечении таковой инструмент, как метчик, просто незаменим — с его помощью трубу можно отвинтить и извлечь по частям.
Список ловильных инструментов довольно большенный: это и паук, и отводной крючок, и боковое долото. Ловильный колокол, к примеру, незаменим при извлечении бурового инструмента, имеющего цилиндрическую форму. Его сцепление с предметом происходит путём навинчивания, опосля что делается подъём на поверхность.
Цементирование и остальные операции
Когда вода из скважины откачана, а ствол освобождён от мусора, делается разбуривание песочной пробки. На последующем шаге, её нужно помыть и произвести дезинфекцию.
Зависимо от протяжённости ствола, для промывки быть может применен компрессор, погружной либо буровой насос. Опосля того, как пойдёт незапятнанная вода, промывку повторяют, но уже веществом хлорной извести.
Сейчас наступает самый ответственный момент: цементация скважины. Делается это с целью упрочнения и отсечения ствола от шурфа. В проекте непременно находится вот таковая схема, как на фото снизу.
Видите ли, тут дано послойное описание пород, приведены данные по поперечникам труб и отметкам их установки.
Рабочий проект на ликвидацию скважины
В схеме так же даётся подробная информация по заделке скважинного ствола: на какой отметке ведётся засыпка гравия и песка, на какой заливается цементный мост. Только доходчиво, и, тем не наименее, зацементировать своими руками глубокую скважину навряд ли получится.
Так смотрится ликвидированная скважина
- Перед тампонированием вокруг устья скважины роют шурф 1м*1м, глубиной 2м.
- Скважинную трубу подрезают так, чтоб её верх только незначительно высился над дном ямы, и приступают к тампонажу.
- Чтоб уменьшить расход цемента, в глубочайших скважинах цементные мосты до 5 раз перемешивают с гравийной засыпкой.
- Маленькие скважины бетонируют на всю глубину: поначалу засыпают гравий, а позже заливают водянистый раствор цемента марки М400.
- Потом на устье устанавливается заглушка, и оно стопроцентно цементируется, как показано на фото сверху.
В окончание оформляется акт, на основании которого буровой объект быть может снят с учёта, и можно считать, что ликвидация скважин завершена.
