Главная страница » С какой части ствола скважины ликвидируются межпластовые перетоки и межколонные давления

С какой части ствола скважины ликвидируются межпластовые перетоки и межколонные давления

  • автор:

ПОРЯДОК ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН

Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации

Общие положения

Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями действующей нормативно — технической базы 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 РД-08-492-02 [1].

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 нормативно-технической документации и по проектам, разработанным и согласованным в порядке, предусмотренном РД-08-492-02, с учетом действующих санитарных норм и правил [1].

Конкретный план действий по ликвидации скважин в процессе строительства и скважин, законченных строительством на континентальном шельфе, разрабатывается пользователями недр, с учетом местных условий, требований РД-08-492-02 и других нормативных документов, и согласовывается с территориальным органом Госгортехнадзора России.

Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются по дополнительным к проектной документации к ликвидации планам, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России [1].

Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану [1, п.2.2.1.1] с оформлением акта на проведенные работы и результаты исследований по проверке надежности выполненных работ и вывода постоянно действующей комиссии о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации.

Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

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.

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.

В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.

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.

Извлечение верхней части технической колонны с незацементированным 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 и 20 м ниже места извлечения колонны.

Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор — нейтральной незамерзающей жидкостью.

При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-a) в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот неприхваченной 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.

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.

Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне).

На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей (именуемой далее по тексту "таблицей"), на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие — пользователь недр, дата ее ликвидации.

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.

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 [1].

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Некачественное крепление скважины приводит к осложнениям, основным из которых является межколонное газопроявление, создающее опасные моменты на буровой, связанные с возможностью пожара и отравления рабочих в случае токсичности газа.  [1]

Одной из серьезных причин некачественного крепления скважин являются поглощения промывочных жидкостей и тампонажных растворов на различных этапах строительства буровых.  [2]

Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ.  [3]

Причем подавляющее большинство этих ремонтов проведено в скважинах с небольшим сроком их эксплуатации а первопричиной этих ремонтов является некачественное крепление скважин . Из сказанного следует неотложность принятия действенных мер, предупреждающих накопление технически неисправного фонда скважин.  [4]

При глубоком бурении на нефть и газ в целях охраны недр и в том числе подземных вод должно уделяться неослабное внимание своевременному и качественному креплению скважин, цементации колонн, улучшению технологии этих работ и осуществляться проверка состояния законсервированных и простаивающих в ожидании консервации скважин. Некачественное крепление скважин , неподъем цемента на проектную высоту за эксплуатационными колоннами оставляют неизолированными продуктивные пласты и вышележащие по разрезу проницаемые и водоносные горизонты. Некачественное цементирование колонн, нарушение порядка консервации скважин ( оставление их под давлением, без задавливания глинистым раствором), не оборудованные в соответствии с техническими требованиями устья скважин создают условия для межколонных проявлений и пропуска газа и нефти, чреватые возможностью открытого фонтанирования.  [5]

Во всех рассматриваемых районах под 146-мм и 168-лш эксплуатационные колонны бурят долотами № 10, а иногда и долотами № 12, что приводит к образованию излишне больших зазоров в затрубном пространстве, к повышенным расходам цемента и к малым скоростям движения цементного раствора в процессе цементирования колонн. В результате некачественного крепления скважин наблюдаются многочисленные случаи перетока газа в вышележащие пористые пласты и его утечки на поверхность в виде грифонов.  [6]

Так, например, затраты на ликвидацию межпластовых перетоков составляют в среднем 15 % от стоимости скважины при продолжительности ремонтных работ превышающих время строительство самой скважины. Все указанные выше причины некачественного крепления скважин резко снижают их долговечность. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение.  [7]

Выбор этого месторождения связан с тем, что некачественное крепление скважин в этом регионе может привести к тяжелым последствиям, и, кроме того, на данном месторождении пробурено достаточно большое количество скважин. Сложные геолого-технические условия вызывают необходимость создания скважин со сложными, многоколонными конструкциями, требующими значительных материальных и трудовых затрат.  [8]

Не допускается проведение ликвидационных работ в скважинах с межколонными давлениями и перетоками из пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты. Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения ИЛР. Запрещается извлечение обсадных колонн из скважин, расположенных на месторождениях, содержащих токсичные и агрессивные компоненты.  [9]

Таким образом, анализ характера и состояния загрязненности подземных вод Западно-Сибирского региона свидетельствует об определенном уровне их загрязнения. Однако однозначного вывода о причинах их загрязнения сделать нельзя, так как существенную роль при этом играют процессы нефтедобычи. В пользу этого свидетельствуют данные состава вод четвертичного водоносного горизонта, в которых отмечается наличие ПАВ и нефти. Причем наиболее вероятным путем их проникновения являются места гидродинамической связи продуктивных и водоносных горизонтов и некачественное крепление скважин . Очевидно, что таким путем проникает и нефть, вызывая загрязнения водоносных горизонтов. Поэтому наиболее вероятными йричинами загрязнения подземных вод следует считать процессы нефтедобычи.  [10]

Таким образом, анализ характера и состояния загрязненности подземных вод Западно-Сибирского региона свидетельствует об определенном уровне их загрязнения. Однако однозначного вывода о причинах их загрязнения сделать нельзя, так как существенную роль при этом играют процессы нефтедобычи. В пользу этого свидетельствуют данные состава вод четвертичного водоносного горизонта, в которых отмечается наличие ПАВ и нефти. Причем наиболее вероятным путем их проникновения являются места гидродинамической связи продуктивных и водоносных горизонтов и некачественное крепление скважин . Очевидно, что таким путем проникает и нефть, вызывая загрязнения водоносных горизонтов. Поэтому наиболее вероятными Причинами загрязнения подземных вод следует считать процессы нефтедобычи.  [11]

Диагностика скважины. Предупреждение и ликвидация Межколонных перетоков

Геологические условия, технологические ошибки, появление трещин во время эксплуатации скважины в цементном камне кольцевого пространства приводят к появлению межколонных давлений (МКД) в скважинах.
Современные технологии и материалы позволяют в достаточной мере успешно ликвидировать МКД, но далеко не во всех скважинах. Большой процент скважин подлежит ликвидации в связи с невозможностью ликвидировать МКД с устья скважины. Перфорация обсадной колонны и установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием моста, так же не всегда эффективна – и опять ликвидация скважины.

Вложенные файлы: 1 файл

Статья — ликвидация МКП Новиков_Недра-С.doc

Диагностика скважины. Предупреждение и ликвидация Межколонных перетоков

С.С. Новиков (ООО «ПКФ «Недра-С»)

Геологические условия, технологические ошибки, появление трещин во время эксплуатации скважины в цементном камне кольцевого пространства приводят к появлению межколонных давлений (МКД) в скважинах.

Современные технологии и материалы позволяют в достаточной мере успешно ликвидировать МКД, но далеко не во всех скважинах. Большой процент скважин подлежит ликвидации в связи с невозможностью ликвидировать МКД с устья скважины. Перфорация обсадной колонны и установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием моста, так же не всегда эффективна – и опять ликвидация скважины.

Считается удачным выход тампонажного раствора на устье во время крепления скважины. Но и в этом случае цементная крепь начинает разрушаться во время эксплуатации скважины – под действием колебаний температуры и давления цементный камень растрескивается. Дополнительными факторами, ведущими к появлению МКД, являются также плохое сцепление на границах колонна – цемент и цемент – стенка скважины.

В настоящее время очень большое внимание уделяется диагностике скважины и скважинного оборудования. Не секрет, что нефтегазодобывающее производство на всех его этапах связано с опасностью для экологии окружающей среды. Неверно поставленный диагноз приводит в дальнейшем к увеличению сроков лечения, удорожанию работ или к утрате скважины.

Проводя ГИРС с применением трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК) с целью определения источника межколонных давлений и межпластовых перетоков, а также анализируя истории скважин, мы пришли к выводу, что даже в скважинах с хорошими показателями акустического (АКЦ) и температурного (ОЦК) каротажа в скважине неизбежно появляется МКД. Температурное расширение труб, опрессовка колонн, спуско-подъемные операции и роторное бурение воздействуют на колонну, пусть незначительно, но этого достаточно для начала процесса трещинообразования в цементном кольце. Появление микродефектов в цементном камне против «башмаков» колонн происходит уже на этапе строительства скважины.

Предлагается метод предупреждения появления МКД. Данный метод, включает в себя следующее:

  • крепление скважины путем прямой циркуляции с доходом тампонажного раствора выше башмака колонны из расчета Рпл.< Рст. столб ж-ти кольц. простр.р-ра= до 2,5 г/см 3 ) (рис. 1);
  • уплотнение тампонажного раствора с применением устьевого генератора силовых волн (УГСВ-3), который монтируется на цементировочной головке и запускается в работу на
    15-20 минут после достижения продавочной пробкой положения «стоп» (рис. 2). Упругие волны, созданные генератором, по волноводу (волноводом в данном случае является обсадная колонна и находящийся в ней продавочный раствор) распространяются на колонну, передаются тампонажному раствору (по типу вибратора, применяемого в строительстве для уплотнения бетона), при этом происходит усадка и уплотнение тампонажного раствора. Данная операция приводит к более качественному заполнению кольцевого пространства и сцеплению на границах колонна – тампонажный раствор и тампонажный раствор – стенка скважины;
  • сразу после окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и оборудования устья скважины производится заполнение кольцевого пространства, свободного от тампонажного раствора вязкопластичным агентом на основе углеводородов (ВСН) методом замещения
    буф.р-ра < ρр-ра ВСН). Этот процесс проводится до достижения полного замещения буферного раствора на ВСН (рис. 3).

Появление растрескивания в тампонажной крепи, а также возможные пропуски в резьбовых соединениях колонны в данном случае будут заполняться баритом и хризотиловым волокном (рис. 4).

Контроль за доходом ВСН производится ТК ГАК (рис. 5), его запись является и фоновой с целью дальнейшего контроля за состоянием геосреды в скважине и заколонных пространствах.

В скважине с наличием МКД проводится комплекс ГИРС с применением ТК ГАК и магнитоимпульсного дефектоскопа (МИД-НМ), позволяющий определить техническое состояние колонн и определить источник МКД. По результатам ГИРС принимается решение о методе ликвидации МКД. На сегодняшний день существует три эффективных метода ликвидации МКД:

  • метод замещения с применением ВСН не имеющего в своем составе коррозионно-активных компонентов, при условии достаточно свободного от цементного камня интервала в кольцевом пространстве;
  • метод закачки «в лоб» в межколонное пространство, при условии хорошей приемистости, с давлениями, не превышающими предельно допустимые для каждой колонны, отверждающего вязкопластичного агента, не имеющего в своем составе коррозионно-активных компонентов;
  • метод закачки «в лоб» в межколонное пространство, при условии сверхнизкой приемистости (МКП < 0,1 м 3 /(час*МПа), т.е. менее 2,4 м 3 в сутки при 10 МПа или менее 0,24 м 3 в сутки при 100 атм) с давлениями, не превышающими предельно допустимые для каждой колонны не отверждающего вязкопластичного агента, не имеющего в своем составе коррозионно-активных компонентов. При этом методе производится постоянная поддержка противодавления в межколонном пространстве (МКП) оборудованием, которое будет связано с колонной головкой и управляться дистанционно. Предлагаемая технология искусственно создает репрессию, поддерживает постоянное давление в МКП, которое компенсирует недостаток гидростатики среды в межколонном пространстве. Одновременно происходит доставка герметизирующего вязкопластичного агента к дефектам межколонной и заколонной крепи и к пропускающим резьбам, постоянно закупоривая и изолируя вновь и вновь образующиеся микрозазоры в резьбовых соединениях колонн, поверхности которых находятся в постоянных микроподвижках, возникающих из-за термобарического и вибрационного воздействия.

ООО «ПКФ «Недра-С» обладает квалифицированными специалистами, имеющими значительный опыт работы с новейшим высокотехнологичным оборудованием и методиками, оказывает сервисные услуги нефтегазодобывающим предприятиям в трех направлениях:

  • ГИРС (трехкомпонентный геоакустический каротаж, термометрия, барометрия, магнитоимпульсная дефектоскопия);
  • технология упругих волн (интенсификация притока, уплотнение цементного раствора в кольцевом пространстве ОК, уплотнение цементного раствора при установке моста, освобождение бурового инструмента от «прилипания»);
  • ликвидация межколонных давлений путем закачки в МКП вязкопластичного отверждающего и неотверждающего агента.

В таблицах 1 и 2 приводятся предлагаемые нами технологии решения вышеуказанных задач.

Возможности работы в скважине

Определение вертикального потока флюида за пределами или внутри обсадных труб с разделением по типам флюидов

Обсаженный ствол, НКТ.

Положение потока флюида в полостях цементного кольца с разделением по типам флюидов

Обсаженный ствол, НКТ

Местоположение газовых или газожидкостных поступлений в обсадных трубах, т.е. определение мест негерметичности скважинного оборудования. Дефектоскопия ОК

Обсаженный ствол, НКТ —

элементы подземного оборудования.

Местоположение раздела «газ- жидкость»

Обсаженный ствол, НКТ

Открытый, перфорированный ствол.

Определение типа потока флюида, ГВК, ГНК, ВНК

Обсаженный ствол, НКТ,

Положение интервала газовой разработки и нефтяной разработки

Обсаженный ствол, НКТ

Открытый, перфорированный ствол.

Положение участков поглощения бурового раствора

Определение интервалов горизонталь-ного движения флюидов за обсадной колонной внутри пластов

Определение профиля притока

Открытый, перфорированный ствол.

Выявление техногенных залежей

* МТ – манометрия-термометрия (автономный прибор)

** АГАТ-КСА-К9 – комплексная 9-канальная скважинная аппаратура гидродинамических исследований (автономный прибор)

Комплекс ГИРС и устьевых работ в скважине

Возможности работы в скважине

Перфорированный и открытый ствол

Уплотнение тампонажного раствора в кольцевом пространстве

Освобождение от прилипания бурильного инструмента

Открытый ствол скважины

Ликвидация МКД отверждающим и неотверждающим . вязкопластичным агентом

Насос высокого давления

Закачка вязкопластичного агента в межколонное пространство.

Исследование до и после закачки вязкопластичного агента

Исследование до закачки вязкопластичного агента

Таким образом, вышеприведенные решения задач определения межпластовых перетоков, определения источников МКД, и их ликвидация, на сегодняшний момент являются одними из наиболее эффективных и практически не имеющих аналогов в нефтегазовой отрасли.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *