Общая характеристика видов работ по капитальному ремонту скважин

Подготовка скважины к ремонту

Скважину считают подготовленной для подземного ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения правил техники безопасности для рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь газа или конденсата.

Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ и подготовки используемого при этом оборудования.

К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких-либо проявлений в процессе проведения работ. Ко второй - установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния кронблока и мачты, смазки шкивов, оснастки талевой системы) и расстановка оборудования на площадке.

Помимо этого, к подготовительным работам относят: доставку к скважине труб, каната, талевого блока, подъемного крюка; укладку труб в стеллажи; крепление муфт на трубах; работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня конденсата, места расположения пробки, глубины забоя и др.).

Глушение фонтанирующей скважины обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование. Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из конденсата и газа, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Для удаления из скважины пластовой жидкости с малой плотностью применяют прямую или обратную циркуляцию жидкости. При прямой циркуляции технологическую жидкость закачивают по колонне НКТ, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ.

Промывка с прямой или обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется периодическим отбором проб через контрольный вентиль, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают.

При условии повышения давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столбом жидкости, располагающимся ниже колонны НКТ, последний будет задавлен обратно в пласт.

Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность технологической жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление. Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса.

В качестве технологической жидкости при подземном ремонте используют нефть, сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки, высокоминерализованную воду и специальные утяжеленные буровые растворы. Однако эти жидкости (кроме нефти) оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к ухудшению проницаемости пласта и призабойной зоны, увеличению сроков освоения скважин и снижению их производительности.

Сохранение коллекторских свойств пласта при ремонте скважин может быть обеспечено использованием для глушения гидрофобно-эмульсионных растворов.

После завершения промывки и задавливания скважины вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта.

После прокачки необходимого количества технологической жидкости, когда давление в кольцевом пространстве и на буфере упадет до нуля, можно приступать к разборке фонтанной арматуры. Предварительно стравливают газ из скважины, а затем приступают к разборке фонтанной арматуры: отвинчивают болты арматуры у штуцерных патрубков на выкидах и у нижнего фланца елки; с помощью специального приспособления снимают арматуру с устья скважины и отводят в угол вышки (чтоб она не мешала работе бригады), оставляя подвешенной на канате в период ремонта скважины.

После снятия елки к центральной задвижке, оставленной на устье скважины, присоединяют с помощью болтов специальный фланец с подъемным патрубком, на верхний конец которого навинчивают вертлюг с шлангом. Затем, отвинтив болты, скрепляющие переводную катушку елки с крестовиком, поднимают центральную задвижку и катушку с висящими на ней трубами на высоту трубы до тех пор, пока не покажется муфта трубы, и под эту муфту устанавливают элеватор. Отвинчивают трубку и спускают в шурф. При первых признаках фонтанирования сажают переводный фланец на фланец крестовины и закрепляют болтами (при установленном превенторе герметизируют закрытием плашек герметизируя затрубное постранство и закрытием шарового крана на трубном пространстве), до окончательного закрепления болтов задвижка должна быть открытой.

Ремонтно-изоляционные работы.

Изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. По отношению к продуктивному горизонту наиболее часто встречаются верхние, нижние и тектонические воды.

Верхняя и нижняя воды залегают соответственно выше или ниже газового горизонта.

Тектоническая вода - вода, проникшая в данный горизонт, вскрытый скважинами, по тектоническим нарушениям, например по трещинам.

Эти воды называют посторонними. Причиной прорыва посторонних вод являются: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, разрушение цементного кольца в затрубном пространстве, разрушение колонны под действием пластовых минеральных вод, повреждение колонны при подземном или капитальном ремонте скважин.

Для успешной изоляции посторонних вод вначале определяют место их притока и пути движения. Для этой цели используют резистивиметр, манометр, электротермометр, а также фотоэлектрический и гидроакустический способы.

С целью перекрытия путей поступления воды над местом ее поступления устанавливают нижний конец насосно-компрессорных труб, затем приготавливают тампонажный раствор на водной или нефтяной основе и осуществляют изоляционные работы. С этой целью с помощью цементировочных агрегатов внутрь насосно-компрессорных труб закачивают тампонажный раствор, заколонное пространство при этом открыто. В момент выхода тампонажного раствора из НКТ, заколонное пространство закрывают и на пониженной производительности создают давление, продавливая тампонажный раствор в место притока воды. С целью предотвращения разрыва колонны давление нагнетания должно быть меньше допустимого внутреннего избыточного давления для данного диаметра и группы прочности труб. После продавки тампонажного раствора стравливают давления, промывают скважину и приподнимают НКТ. При необходимости снова создают избыточное давление и оставляют скважину на ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента).

При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком порядке: вначале устраняют дефект наверху, а затем последовательно дефекты, расположенные ниже.

Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный объект иногда фильтр скважины затрамбовывают песком и, когда это необходимо, создают цементный стакан над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

Для изоляции верхней воды, поступающей по затрубному пространству к забою скважины по трещинам и другим нарушениям в пласте, цементируют колонну через отверстия фильтра. С целью уменьшения загрязнения продуктивного горизонта применяют цементирование нефтецементным раствором. В качестве справки сообщаем, что нефтецементный раствор в последние годы для изоляции посторонних вод нашел широкое применение. При приготовлении нефтецементного раствора в него добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ): крезол, ОП-10, фенол, нейтрализованный черный контакт (НЧК) и др. Добавка ПАВ улучшает смешивание тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращает их в однородную массу. По сравнению с обычным водоцементным раствором нефтецементный раствор имеет следующие преимущества:

1. при контакте с водой раствор отфильтровывает углеводородную жидкость, быстро загустевает и твердеет, поэтому после окончания продавки этого раствора необходимо быстро поднять НКТ выше возможной верхней границы раствора, чтобы исключить прихват насосно-компрессорных труб;

2. без контакта с водой нефтецементный раствор сохраняет подвижность в течение длительного времени; поэтому он способен проникать в глубокие трещины при продувке и хорошо впитывается из пласта при освоении скважины; для предотвращения смешивания нефтецементного раствора с водой до поступления в пласт перед началом закачки и в конце закачки нефтецементного раствора закачивают буферную жидкость, в качестве которой используют нефть (дизтопливо).

После ОЗЦ приступают к разбуриванию цементного стакана. При разбуривании их роторным способом применяют пикообразные долота, а в интервале фильтра и в местах нарушения эксплуатационной колонны - пикообразные долота в комбинации с райбером: долото разбуривает цементную корку, а райбер центрирует долото и оправляет колонну.

При разбуривании цементных мостов используют также секционные турбобуры и забойные винтовые двигатели (Д1-54, Д-85) в сочетании с долотами соответствующих диаметров.

После разбурки цементного стакана приступают к испытанию колонны на герметичность по выше описанной методике.

Устранение негерметичности обсадных колонн.

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования).

Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн состоит в том, что ликвидируют каналы негерметичности в соединительных узлах обсадных колонн тампонированием под давлением. Кроме того, при негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн применяют метод довинчивания резьбовых соединений. Докрепление негерметичных резьбовых соединений производят с устья скважины в вертикальных и наклонных скважинах обсадных труб, расположенных в свободной, т.е. незацементированной и неприхваченной части или не заклиненной посторонними предметами. При этом момент докрепления, создаваемый на устье скважины, должен не превышать максимально допустимый для данного диаметра и группы прочности обсадных труб. Ликвидацию негерметичности резьбовых соединений, расположенных в зоне тампонажного кольца, осуществляют путем тампонирования под давлением. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающиеся составы) или гель (гелеобразующие составы). Применение цементного раствора в данном случае запрещается. Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образуется гель.

Ликвидацию негерметичных каналов в стыковочных устройствах, муфтах ступенчатого цементирования осуществляют также путем тампонирования под давлением.

После проведения работ по ликвидации негерметичности эксплуатационную колонну проверяют на герметичность двумя способами: опрессовкой или снижением уровня.

При опрессовке давление, создаваемое внутри колонны, должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное давление после освоения скважины.

Давление опрессовки не должно быть ниже рекомендуемых значений (табл.13.1).

Таблица 13.1.

Колонну считают герметичной, если давление в течение 30 мин снижается не более, чем на 0,5 МПа при давлении выше 7,0 МПа и не более, чем на 0,3 МПа при давлении равном или меньше 7,0 МПа.

При проверке герметичности эксплуатационной колонны вторым способом снижать уровень в колонне рекомендуется до значений, приведенных в табл.13.2.

Таблица 13.2.

Колонну считают герметичной, если в течении 8 часов уровень жидкости останется прежним или повысится не больше значений, указанных в табл.13.3.

Таблица 13.3.

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта.

Наиболее сложными и трудоемкими видами работ, выполняемых при капитальном ремонте скважин, являются работы, связанные с ликвидацией аварий и осложнений, происшедших в стволе скважины. В эксплуатационных скважинах наиболее часто происходят прихваты и обрыв насосно-компрессорных труб. Рассмотрим более детально ликвидацию выше названных осложнений и аварий.

Извлечение прихваченных труб.

Перед началом работ по ликвидации прихвата мастер по капитальному ремонту скважин должен иметь точные данные о диаметре, марке, толщине стенки труб, спущенных в скважину.

Существует несколько способов освобождения труб. Один из них - расхаживание, т.е. попеременная натяжка и посадка колонны труб. Во избежание обрыва труб нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60-70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Запрещаются работы по расхаживанию прихваченных труб и их извлечению без установки гидравлического индикатора веса. Расхаживание колонны труб следует проводить равномерно при натяжке не более 0,3-0,5 м за один прием, при этом оставляя трубы в натянутом состоянии.

Если после первых двух-трех натяжек при одной и той же нагрузке удается поднять трубы за каждый прием на 0,3-0,5 м, то это указывает на то, что есть возможность полностью освободить прихваченные трубы путем расхаживания. В противном случае расхаживание следует прекратить. Для повышения эффективности одновременно с расхаживанием колонны производят ее промывку. Если расхаживанием и промывкой освободить колонну труб от прихвата не удается, то приступают к их отвинчиванию. Отвинчивание производят с помощью ротора, вращая его в обратном направлении свинчиванию труб, предварительно создав натяжение, равное весу неприхваченной части колонны. Наибольшая вероятность отвинчивания резьбового соединения, где растягивающие или сжимающие усилия в резьбе примерно равны нулю. После подъема неприхваченной части колонны опускают трубный фрез и, промывая скважину, разбуривают песчаную пробку. Не рекомендуется воздействие больших нагрузок на фрезер. По окончании промывки фрезер поднимают и для извлечения освобожденных от пробки труб спускают ловильный инструмент (труболовка, метчик, колокол и другие). Открутив, освобожденные трубы поднимают на поверхность. Операции повторяют до тех пор, пока не освободят всю прихваченную колонну труб. Выше указывалось, что трубы могут оказаться прихваченными не только песчаной пробкой, но также вследствие дефекта в эксплуатационной колонне (смятие или слом) или наличия постороннего предмета, попавшего в скважину между трубами и стенкой колонны.

Прихват труб вследствие дефекта в колонне или наличия постороннего предмета на практике устанавливают в процессе расхаживания труб. При этом поднимают их вверх или опускают вниз на какую-то определенную высоту. Во время подъема нагрузка по показаниям индикатора веса резко увеличивается, что указывает на то, что трубы прихвачены либо вследствие дефекта колонны, либо наличия в ней постороннего предмета. В таких случаях все трубы (до прихваченного места) отвинчивают и извлекают: место дефекта в колонне обрабатывают (срезают) торцовыми фрезами, после чего трубы извлекают с помощью труболовок или другого ловильного инструмента (метчика, колокола и др.). В случае прихвата посторонними предметами трубы извлекают отвинчиванием до места прихвата, затем торцовыми или кольцевыми фрезами посторонний предмет срезают или, если удается, проталкивают вниз до забоя.

Извлечение упавших (оборвавшихся) труб. Техника извлечения упавших в скважину труб заключается в следующем. С помощью печати определяют местонахождение и состояние конца труб. Нарушения могут быть различными: размыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т.п. Так как при этом невозможно захватить трубы ловильным инструментом как снаружи, так и внутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать инструмент. Наружный конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправляют торцовыми или концевыми фрезерами. Если фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1-3 м), то трубу захватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитными фрезерами-пауками и приступают к работе по исправлению нарушенного конца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке. Если же конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невозможно захватить его наружным ловильным инструментом, то следует обработать конец так, чтобы внутрь его можно было пропустить ловильный инсрумент. Такие нарушения исправляют обычно конусным рейбером.

Иногда трубы не удается отсоединить вследствие сильной их искривленности и невозможности их вращения. Тогда прибегают к их расхаживанию и, если этим не получают положительного результата, то применяют гидравлический домкрат.

Для ловли и извлечения из скважины насосно-компрессорных труб применяют такие инструменты:

1. универсальный эксплуатационный метчик предназначен для ловли НКТ за внутреннюю поверхность трубы путем нарезания резьбы;

2. специальный эксплуатационный метчик предназначен для захвата НКТ за резьбу муфты и извлечения аварийных труб;

3. колокол предназначен для ловли НКТ за наружную поверхность муфты или тела трубы;

4. труболовка внутренняя предназначена для захвата за внутреннюю полость НКТ, труболовки внутренние освобождающиеся;

5. труболовка наружная предназначена для захвата за наружную поверхность аварийных НКТ.

Переход на другие горизонты и приобщение пластов.

Работы по переходу скважины на другие горизонты обычно осуществляют на многопластовых нефтегазовых месторождениях с целью более полного охвата разработкой всех залежей и более рационального использования фонда действующих скважин.

Одной из главных причин, дающих основание для перехода скважины на эксплуатацию другого пласта - истощение разрабатываемого пласта, когда суточный дебит снижается до предела рентабельности. Решение о целесообразности дальнейшей эксплуатации данного пласта в результате его малодебитности по нефти и газу принимают лишь после применения в ней всех известных методов по повышению ее производительности.

Обычно осуществляют переход на вышележащий горизонт. Переход на нижележащий горизонт в газоконденсатных скважинах почти не производят или производят очень редко.

Для перехода на вышележащий горизонт создают монолитный мост в колонне над оставляемым горизонтом. Для лучшей изоляции пластовых подошвенных вод цементирование осуществляют под давлением. После установления надежного цементного стакана на заданной глубине скважину испытывают на герметичность опрессовкой и снижением уровня. В случае, если цементный мост установлен герметично, то приступают к перфорации вышележащего продуктивного горизонта, а затем к его испытанию.

Исследование скважины.

Исследование скважины проводят с целью установления интенсивности притока пластового флюида из пласта через фильтр в зависимости от забойного давления, определения характера притока газа или конденсата через нарушения в эксплуатационной колонне, а также контроля технического состояния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве.

Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное давление (Рзат) и межколонное (Рмк) давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию из межколонного пространства, уменьшить давление до атмосферного или (для ускорения операции) до некоторого значения Рмк, закрыть выкидную линию из межколонного пространства и определить время восстановления (Тв) давления в этом пространстве от атмосферного. После этого следует заглушить скважину промывочной жидкостью необходимой плотности и следить за изменением Рмк. Продолжение межколонных газопроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметичному заколонному пространству. Если газопроявления прекратятся, то герметичность колонны подтверждается однозначно. Местоположение каналов утечки флюидов определяют гидродинамическими и геофизическими методами.

Предварительное обследование технического состояния колонны проводят обязательно, особенно при проведении ловильных работ, при переходе скважин на другие горизонты.

Состояние колонны и фильтровой части, установление местонахождения и состояния оставшихся в скважине насосно-компрессорных труб и других посторонних предметов проверяют печатями. Различают плоские, конусные, гидравлические и универсальные печати. Наибольшее распространение в практике капитального ремонта получила универсальная печать. Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм; в центре корпуса имеется продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину. Диаметр печати на 10-20 мм меньше диаметра обследуемой колонны. Основными узлами универсальной печати ПУ-2 являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство.

Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец оборванных труб должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, так как это дает неточный и неправильный отпечаток. Нельзя после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ. Отпечатки внимательно изучают, а при необходимости фотографируют.

Ремонт и герметизация устья скважины.

Перед капитальным ремонтом скважины необходимо обследовать ее устье и, в случае неисправности, отремонтировать его. Выполнение каких либо работ при неисправном устье скважины недопустимо. Соблюдение этого условия особенно важно в газовой скважине, у которой давление на устье скважины достигает значительной величины. Прежде всего необходимо обследовать состояние колонной головки: проверить герметичность соединения пьедестала с эксплуатационной колонной и осмотреть внутреннюю поверхность пьедестального патрубка. Если патрубок сильно протерт, разъеден песком или же его резьба пропускает газ, его заменяют новым. Для этого разбирают фланцевое соединение на колонной головке. На бурильной трубе спускают внутреннюю освобождающуюся труболовку и захватывают ею обсадную трубу ниже пьедестального патрубка. С помощью подъемного механизма натягивают колонну и отвинчивают патрубок с пьедесталом от нее.

На устье скважины помещают разъемное лафетное кольцо и на клиньях устанавливают бурильную трубу. С верхней муфты бурильной трубы снимают элеватор и изношенный пьедестальный патрубок, после чего пьедестал устанавливают в обратной последовательности.

При обследовании колонных головок типа ОКК проверяют герметичность сальникового уплотнения в колонном фланце и соединения колонны с катушкой. По прижатию катушки к колонному фланцу определяют, не сорвалась ли колонна с клиновой подвески в колонном фланце. Лишь после этого и приведения в надлежащее состояние колонной головки (устьевого фланца)можно приступить к ремонтно-исправительным работам.

Исправление дефектов и замена поврежденной части колонны

К дефектам, которые можно исправить, относят смятие и слом обсадной колонны. Смятие колонны оценивают по изменению внутреннего диаметра колонны. Если смятие по длине равно одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны, в результате чего внутренний диаметр сузился до 0,85 номинального значения, то его считают незначительным.

Если смятие по длине равно трем и более диаметрам эксплуатационной колонны, в результате чего сузился ее внутренний диаметр до 0,8 минимального значения, то смятие считают значительным.

Места смятия исправляют оправочными долотами, грушевидными и конусными фрезерами. Обычно эти работы проводят инструментом диаметром 4-5 мм больше минимального диаметра в смятой части, спускаемым до необходимой глубины. Затем с помощью ротора начинают вращать его с частотой 40-80 об/м. Осевую нагрузку на оправочный инструмент поддерживают согласно следующим данным, приведенным в табл.4.4..

Обработав смятый участок обсадной колонны первым оправочным долотом, инструмент поднимают, заменяют долото на другое диаметром на 5 мм больше предыдущего. По мере расширения места смятия используют несколько долот. Если при этом не получают положительных результатов, а место смятия протирается, то его фрезеруют грушевидными колонными фрезами, спускаемыми поочередно и поразмерно так, чтобы образовался свободный проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Образовавшийся дефект изолируют от возможного проникновения вод и осыпания породы. Если после ликвидации смятия изолировать дефект путем цементажа не удается, то в скважину спускают дополнительную обсадную колонну. Если спустить дополнительно колонну в скважину невозможно, то эксплуатационную колонну герметизируют тонкостенным пластырем. Эту операцию можно проводить после получения достоверной информации о местоположении, протяженности и конфигурации дефекта колонны, очистки ее внутренней поверхности от заусениц, цементной корки и продуктов коррозии, измерения остаточной толщины стенок негерметичных обсадных труб.

Таблица 13.4.

ВНИИКРнефть разработал два типа устройств:

1) без опоры на обсадную колонну, применяемое в случаях, когда дефект находится менее чем в 3 м от забоя;

2) с опорой на обсадную колонну, используемое в случаях, когда дефект находится далеко от забоя скважины.

Работа устройств обоих типов основана на расширении продольно гофрированной трубы до плотного контакта с обсадной колонной за счет избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. По принципу работы эти устройства отличаются следующим. Надежное сцепление пластыря с ремонтируемой колонной в устройстве первого типа осуществляется за счет силовых цилиндров, которые обеспечивают заход дорнирующей головки в пластырь в начальный период дорнования (расширения), а в устройстве второго типа - за счет опоры якорей на колонну, что позволяет удерживать в начальный период дорнования. Надежное сцепление пластыря с колонной осуществляется за счет растекания легкого металла со специальными добавками, находящимися на поверхности гофрированной трубы.

Эти устройства не рекомендуется применять, когда ремонтируемая колонна сильно повреждена и может быть разорвана опорным якорем. По окончании работ проверяют герметичность пластыря. При недостаточной степени герметичности колонны каналы утечки тампонируют полимерными тампонирующими растворами, которые фильтруются через малые отверстия.

Крепление призабойной зоны скважины.

В процессе эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами, в скважину из пласта вместе с жидкостью поступает много песка. Если скорость восходящего потока жидкости недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя столб песка (пробку), частично или полностью перекрывающую отверстия фильтра и уменьшающую поступление пластового флюида из пласта. Кроме того, это приводит к забиванию труб песком и их прихвату. Для уменьшения пескопроявления и предотвращения нарушения призабойной зоны скважин очень часто ее закрепляют водоцементным раствором, цементнопесчаной смесью, смолами, пластмассами и др. Наибольшее распространение в практике получили водоцементные растворы и цементнопесчаные смеси.

Сущность метода крепления призабойной зоны водоцеметным раствором заключается в закачке цементного раствора в призабойную зону скважины. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины пласта производят 1-3 заливки. Цементный раствор заполняет пустоты и трещины в породе, твердеет и тем самым закрепляет породу. Однако при этом несколько снижается проницаемость призабойной зоны. Перед работами по цементированию скважины необходимо произвести расчет процесса цементирования. Цементирование скважины производят так же, как и цементирование под давлением через трубы с вымыванием излишков цементного раствора и оставлением скважины в покое на срок, необходимый для твердения цемента. По истечении этого срока ее вводят в эксплуатацию.

Метод крепления призабойной зоны цементно-песчаным раствором основан на создании в призабойной зоне проницаемой и устойчивой к размыву массы из цемента и песка. Для приготовления цементнопесчаного раствора применяют чистый песок с зернами размером 0,2-0,4 мм и тампонажный цемент. Массовое соотношение сухого цемента и песка составляет 1:3. Перед заливкой скважины определяют: объем цементнопесчаного раствора, необходимого для крепления призабойной зоны скважины, количество сухого цемента, песка и воды. Цементнопесчаный раствор приготавливают двумя способами:

1. постепенной засыпкой песка с интенсивным перемешиванием в заранее приготовленный цементный раствор;

2. цемент и песок смешивают в сухом виде, а затем смесь затворяют водой в гидравлической мешалке.

Первый способ предпочтительнее, так как при этом получают более равномерную смесь (цемент, песок, вода). Технологический процесс крепления скважин цементнопесчаным раствором такой же, что и при креплении цементным раствором. Различие заключается только в способах приготовления раствора.

Спускоподъемные операции.

Колонну труб в большинстве случаев спускают, постепенно наращивая ее по одной трубе. Предварительно трубы укладывают в штабель на мостках. На один конец каждой трубы, лежащей в штабеле, навернута муфта, и все трубы укладываются в несколько рядов муфтами к скважине; между отдельными рядами находятся деревянные прокладки, позволяющие легко подкатывать трубу.

Процесс спуска колонны состоит из многократно повторяющихся операций, выполнение которых необходимо для спуска одной трубы:

1. подъем трубы с мостков;

2. очистка резьбы и посадка ее нижнего конца в муфту опущенной до этого трубы;

3. установка ключа и свинчивание резьбового соединения;

4. спуск трубы в скважину;

5. фиксирование колонны труб.

6. Подъем колонны труб состоит из следующих операций:

7. подъем колонны труб из скважины на длину трубы;

8. фиксирование колонны труб;

9. установка ключей и развинчивание резьбового соединения;

10. опускание трубы и укладка ее на мостки.

В зависимости от имеющегося комплекта инструмента содержание перечисленных операций и способы их выполнения могут изменяться.

Увеличение длины труб проводится в случаях, когда скважину осваивают методом постепенного увеличения длины спущенных НКТ, либо в случаях снижения уровня конденсата в процессе ее эксплуатации, что легко определить по постепенному падению устьевого и рабочего давления. При этом доспуск труб должен быть заранее рассчитан. Длина доспускаемых труб должна быть согласована с руководством промысла.

Спускаемые в скважину НКТ заранее укладывают на мостках. Марка, диаметр и резьба их должны соответствовать марке, диаметру и резьбе труб, находящихся в скважине. Фактическую длину доспускаемых труб необходимо заранее замерить и данные занести в книгу документации скважины.

Процесс спуска наращиваемых труб ничем не отличается от спуска самих труб. Основное условие, которое необходимо соблюдать при этом, - выполнение работ в возможно короткие сроки.

Уменьшение длины колонны труб проводят в случаях, когда необходимо ограничить отбор конденсата или когда возрастает содержание механических примесей в струе или по другим геолого-техническим причинам. Порядок уменьшения длины труб такой же, как и при их подъеме, только эту операцию проводят в обратном порядке. Длину и число поднятых из скважины труб необходимо замерить и занести в книгу документации скважины.

Замена изношенных труб проводится в случае их значительной коррозии, наличия дефектов или других повреждений. Замену труб производят на аналогичные или более прочные отбракованные трубы.

Очистка скважины от гидратов и других примесей.

Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье скважины и уменьшению дебита газа.

Образование гидратов в стволе можно предупредить различными способами (ввод ингибиторов на забой, теплоизоляция фонтанных или обсадных колонн, повышение температуры газа в стволе с помощью нагревателей). Самым распространенным способом является подача антигидратных ингибиторов (метанола, гликолей, растворов солей и т.п.) в поток газа.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважины

Если гидрат частично перекрывает внутреннее сечение насосно-компрессорных труб, то метанол подают через затрубное пространство. Метанол в этом случае стекает по стенкам скважины до башмака труб, где захватывается потоком и выносится на поверхность. Для сокращения потерь ингибитора необходимо, чтобы скорость газа была достаточной для выноса вводимого в поток метанола. Насосно-компрессорные трубы следует спускать с пакером, который устанавливают на несколько десятков метров ниже возможного места образования гидратов. В фонтанных трубах над пакером делают отверстия, через которые ингибитор будет попадать в насосно-компрессорные трубы, захватываться газовым потоком и подниматься вверх, предупреждая образование гидратов.

Значительно труднее бороться с образованием гидратов, перекрывающих полностью внутреннее сечение насосно-компрессорных труб. Если такая пробка имеет небольшую длину, то ликвидация ее может быть достигнута при продувке скважин в атмосферу, когда давление над пробкой резко снижается и возникающие усилия срывают эту пробку.

В случае образования гидратной пробки большой мощности (десятки и сотни метров) для ее ликвидации применяют продувку в атмосферу с одновременной подачей метанола. Однако, следует иметь в виду, что ликвидация таких пробок по ряду причин затягивается на длительное время. При образовании гидратной оболочки в зоне вечной мерзлоты (т.е. при отрицательной температуре) простое понижение давления не улучшает положения. Дело в том, что вода, выделяющаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ингибитора, замерзает и вместо гидратной образуется ледяная пробка, ликвидировать которую еще труднее. Если мощная гидратная пробка образовалась в затрубном пространстве по всему сечению скважины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой. В результате механические примеси размываются, а на поверхности гидратной пробки постоянно содержится ингибитор высокой концентрации.

Описанный метод можно применять также при ликвидации гидратных пробок, образовавшихся одновременно в фонтанных трубах и затрубном пространстве.

Ликвидация песчаных пробок.

При разработке пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами (особенно песчаниками) в призабойной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину некоторое, а иногда весьма значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя пробку, частично или полностью перекрывающую отверстия фильтра, прекращая доступ конденсата и газа из пласта. Иногда высота песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Для возобновления нормальной эксплуатации скважины возникает необходимость в очистке забоя от скопившегося песка.

Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, продувкой газом, очисткой скважины с помощью желонки, струйного насоса и др.

Промывка скважины.

Различают прямую и обратную промывку. При прямой промывке жидкость нагнетают внутрь спущенных труб, а размытая порода совместно с жидкостью выходит через затрубное пространство. Для повышения эффективности разрыхления пробок на конец колонны НКТ навинчивают различные приспособления - короткие патрубки, называемые мундштуками: со срезанным косо концом (тип пера); с закругленным концом (тип карандаша) с проходным сечением от 12 до 37 мм; с фрезером на конце; с комбинированным фрезером-карандашом.

Различают обычную прямую промывку и скоростную прямую промывку. Скоростная прямая промывка отличается от обычной тем, что в период наращивания промывочных труб процесс промывки не прекращается; это исключает оседание размытого песка и прихват промывочных труб.

При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство, а размытая песчаная пробка совместно с жидкостью поднимается через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка. Устье скважины оборудуют устьевым герметизатором, который с помощью фланца прикрепляется к тройнику или крестовине. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует затрубное пространство.

Промывка глинисто-песчаных пробок в скважинах с АВПД и АНПД, варианты промывок. Возможные осложнения.

При эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами (особенно песками), происходит разрушение призабойной зоны. В этом случае жидкость и газ при движении по пласту увлекают в скважину некоторое (в ряде случаев весьма значительное) количество песка. Если скорость жидкости недостаточна для подъёма песчинок, то они постепенно осаждаются на забое, скапливаются, образуя столб песка (пробку), частично или полностью перекрывающий фильтр скважины, прекращая доступ жидкости или газа из пласта. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от скопившегося песка. Ликвидацию песчаных пробок производят промывкой скважины.

Сущность промывки состоит в размыве и выносе пробки на поверхность промывочной жидкостью (нефтью, водой и т. д.).

Применяют следующие способы промывок: прямую, обратную и комбинированную.

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам. Комбинированная промывка представляет собой сочетание этих двух способов, а именно: размыв пробки происходит так же, как и при прямой промывке, а размытый песок выносится на поверхность, как при обратной промывке.

Скорость и эффективность промывки зависят от качества промывочной жидкости, выбранного способа промывки, диаметра эксплуатационной колонны и промывочных труб, характера самой пробки и т. д.

В качестве жидкостей для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдёт до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т.е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (перо, гидромонитор, фреза, коронка-воронка и т. д.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин. Он действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объёмов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок. В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

В скважинах с АНПД при промывке фильтровой зоны часто происходит сильное поглощение промывочной жидкости, в результате чего сильно снижается дебит. В скважинах этой категории невозможно полностью очистить от пробки фильтровую часть эксплуатационной колонны рассмотренными способами промывки. Дело в том, что в процессе промывки при вскрытии верхних отверстий фильтра циркуляция промывочной жидкости прекращается, т. е. вся нагнетаемая в скважину вода уходит в пласт. Песок, находящийся во взвешенном состоянии в жидкости, не выносится на дневную поверхность. По окончании промывки он снова выпадает на забой и перекрывает большую часть фильтра.

Для предотвращения ухода промывочной жидкости в пласт и ликвидации песчаных пробок в скважинах с низким пластовым давлением применяют метод исключающий поглощение пластом воды: промывка аэрированной жидкостью с добавками ПАВ.

В таких скважинах для размыва пробки, уменьшения плотности промывочной воды и гидростатического давления на забой, а следовательно, для уменьшения поглощения пластом промывочной воды, применяют водовоздушную смесь (аэрированную жидкость) с добавкой ПАВ.

Добавка ПАВ к воде способствует снижению её поверхностного натяжения и быстрому и почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины после её промывки.

В качестве добавок применяют различные ПАВ: сульфанол, сульфонатриевые соли, ОП – 7, ОП – 10 и др. Схема оборудования и обвязки устья скважины при промывке её аэрированной жидкостью следующая: в скважину спускают промывочные трубы, башмак которых устанавливают на 10 – 15 м. выше уровня песчаной пробки. Верхнюю трубу, присоединённую к вертлюгу, оборудуют обратным клапаном. Обратные клапаны устанавливают также на линии для подачи воздуха и воды в эжектор. Устье скважины герметизируют сальником.

Вода, обработанная ПАВ, с помощью насоса промывочного агрегата поступает в эжектор, куда одновременно нагнетается воздух от передвижного компрессора. Выкид эжектора соединяют с промывочным шлангом.

Размытая пробка выносится на поверхность по межтрубному пространству, поступает в факельную линию, через которую отводится на дневную поверхность.

Перед началом промывки приготавливают раствор ПАВ в отдельной емкости или в емкостях агрегата. Добавка ПАВ к воде рекомендуется в следующих количествах: сульфанол 0,1 – 0,3%, сульфонатриевые соли 1 – 2%, ОП – 7 и ОП – 10 – 0,05 – 0,1%.

Соотношение количества воды и воздуха принимают в зависимости от дренированности пласта, проницаемости призабойной зоны и пластового давления.

Промывка скважин пенами производится так же, как и промывка, аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ. При определённой концентрации раствора ПАВ в воде (например, при добавке к воде 0,5% сульфанола, что соответствует 5 кг. сульфанола на 1 м3 воды) и при соотношениях этого раствора к воздуху в пределах 1: 20 – 1: 40 образуется стабильная пена, которая используется для промывки скважин. Пена имеет по сравнению с аэрированной жидкостью следующие преимущества: давление столба жидкости на забой в процессе промывки значительно меньше, так как пена обладает меньшей плотностью, чем аэрированная жидкость; пена лучше выносит пробку, что ускоряет процесс промывки; практически пена не проникает в пласт и после промывки, скважины легко и быстро осваиваются.

При соблюдении режима промывки скважины пеной для удаления песчаной пробки (оптимальная концентрация ПАВ, правильное определение степени аэрации, обеспечение непрерывной циркуляции пены) можно достигнуть высоких показателей работы скважины по сравнению с промывкой её технической водой.

Ликвидацию или удаление песчаных пробок пеной следует проводить в скважинах с пластовым давлением, изменяющимся в пределах 0,2 – 0,7 от гидростатического; в которых вследствие полного или частичного поглощения воды снижается проницаемость призабойной зоны.

Подготовка скважины для промывки пеной заключается в следующем:

1. Составляют план технологического режима промывки (устанавливают расход жидкости, степень аэрации в зависимости от пластового давления, концентрацию ПАВ и др.).

2. Отбивают забой лебёдкой.

3. Спускают в скважину промывочные трубы и устанавливают их на 10 метро выше пробки.

4. Устанавливают наземное оборудование и опрессовывают его на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление.

5. Заполняют дозировочную ёмкость в определённом расчётном количестве для приготовления необходимого объёма раствора ПАВ в воде.

6. Определяют степень аэрации в зависимости от пластового давления.

Заключительные работы.

Заключительные работы по окончании подземного ремонта скважины состоят в сборке устьевого оборудования. Последовательность этих работ производят в обратном порядке разборке фонтанной арматуры, которая была детально описана ранее.

По окончании ремонта скважины бригада разбирает талевую систему (снимает талевой блок и подземный крюк), отвязывает ходовой конец талевого каната с барабана подъемника, собирает инструмент, укладывает его на тележку для перевозки инструмента и переходит к другой скважине.

Ликвидация скважин. Причины и обоснование ликвидации скважин. Геолого-технические условия ликвидации скважин. Консервация скважин.

Консервация и ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки согласованные с территориальным органом Ростехнадзора.

Ликвидация и консервация скважин производится по инициативе предприятия пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находится скважина или в случаях установленных законодательством. Пользователь недр обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, а также обеспечить сохранность скважин которые могут быть использованы при разработке месторождения. К работам по ликвидации и консервации скважин допускается персонал соответствующий специальным требованиям, а оборудование, используемое для ликвидации и консервации скважин применяемое на территории Российской Федерации по специальному разрешению Ростехнадзора.

Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:

1. Скважины, выполнившие своё назначение.

2. Скважины, ликвидируемые по геологическим причинам.

3. Скважины, ликвидируемые по техническим причинам.

4. Скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

К первой категории относятся:

1. Скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства. Проектами (техническими схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождения.

2. Скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленного проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанного и утверждённого в установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости перевода их в контрольный фонд.

3. Скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач.

4. Скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения, переведённые в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования.

5. Скважины, выполнившие своё назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

6. Скважины или часть их ствола ликвидируемые по геологическим причинам:

7. Скважины, доведённые до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурных областях нефтяных и газовых месторождений давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов.

8. Скважины, прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин.

9. Скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведённые до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические поглощения, обвалы, осыпи и т.д.) и коррозионных характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям.

10. Скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт.

11. Скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие 5 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию или по данным контроля за техническим состоянием колонны или цементного камня дальнейшая консервация не целесообразна.

12. Скважины, расположенные в санитарно-защитных зонах населённых пунктов, в водоохранных зонах рек, водоёмов, запретных зонах по обоснованным требованиям уполномоченных органов.

13. Нагнетательные скважины при прекращении их приёмистости, скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для сброса промышленных вод и отходов производства, при невозможности или экономической нецелесообразности восстановления их приемистости.

14. Скважины – специальные объекты, ликвидация которых по мере выполнения поставленных задач, проводится в соответствии с требованиями законодательства и инструкции по ликвидации и консервации скважин.

15. Скважины, расположенные в зонах, где изменилась геологическая обстановка, повлекшая за собой изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности и возникло несоответствие эксплуатации скважин статусу этих зон.

16. Скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведённые до проектной глубины из-за возникновения форс мажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствие финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недрами.

Все работы по ликвидации скважин должны производиться в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической базы и индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанным в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения с учётом требований инструкции. 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 инструкцией, с учётом действующих санитарных норм и правил.

Конкретный план действий по ликвидации скважин в процессе строительства, и скважин, законченных строительством на континентальном шельфе, предусматривает торпедирование или отворот не прихваченной 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 метров. После ОЗЦ следует определить разгрузкой бурильного инструмента или НКТ верхний уровень цементного моста. В башмаке тех. колонны необходимо также установить мост 50 метров и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или НКТ и опрессовкой.

При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола перекрытого тех. колонной, необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне башмака тех. колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 метров над башмаком тех. колонны.

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

На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1 х 1 х 1 метр с репером высотой не менее 0,5 метра и металлической табличкой, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение или площадь, предприятие пользователь недр и дата её ликвидации.

При расположении скважины на землях используемых для сельскохозяйственных целей, устье скважины углубляется не менее чем на 2 метра от поверхности, оборудуется заглушкой установленной на кондукторе или тех. колонне и табличкой с указанием номера скважины, месторождения или площади, предприятия пользователя недр и даты её ликвидации. Заглушка покрывается материалами, предотвращающими её коррозию, и устье скважины засыпается землёй. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидируемой скважины передаётся землепользователю, о чём делается соответствующая запись в деле этой скважины.

На скважинах подземного хранилища допускается, с целью контроля за межколонными пространствами, оборудование устья без установки тумбы по схеме, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.

По скважинам, вскрывшим малодебитные низконапорные пласты, допускается применять консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 метров.

Порядок консервации скважин.

Все категории скважин (параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные) строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов – подлежат консервации в соответствии с порядком установленным инструкцией.

Консервация скважин производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. Предусмотренное проектом сезонное прекращения работ консервацией не считается.

Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и мероприятиями и планами работ, разработанными пользователями недр исходя из конкретных горногеологических условий и согласованными с органами Ростехнадзора.

Периодичность проверок устанавливается пользователем недр по согласованию с территориальным органом Ростехнадзора, но не реже двух раз в год – для скважин законсервированных после окончания строительства, и одного раза в квартал – в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты. Результаты проверок отражаются в специальных журналах по произвольной форме. При обнаружении в ходе проверок или в других случаях тех или иных недостатков (устьевое давление, межколонные проявления, грифоны и т.д.) скважина должна быть выведена из консервации. Предприятие пользователь недр обязано выяснить причины, разработать мероприятия по устранению выявленных замечаний. При временной консервации скважин, верхняя часть скважины заполняется незамерзающей жидкостью.

Консервация скважин законченных строительством.

Консервации подлежат все категории скважин законченных строительством на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти и газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных, минеральных и лечебных вод.

Порядок работ по консервации следующий:

1. Спустить НКТ с воронкой.

2. Заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией и обработанной ингибиторами коррозии.

3. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта.

4. Поднять НКТ выше интервала перфорации, верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью, устьевое оборудование защитить от коррозии.

5. При коэффициенте аномальности 1,1 и выше в комплект НКТ включить пакер и клапан отсекатель.

6. С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки.

7. Оградить устье скважины, кроме скважин на кустовых площадках, на ограждении закрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия пользователя недр, срока консервации.

8. Провести планировку прискважинной площадки.

9. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке в зависимости от длительности консервации и других факторов.

Консервация в процессе эксплуатации

Скважины подлежат консервации в процессе эксплуатации:

1. Эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации – на срок до восстановления пластового давления позволяющего вести их дальнейшую эксплуатацию, что установлено проектом разработки месторождения или залежи.

2. Добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям – на срок выравнивания газонефтяного контакта.

3. Добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом или технической схемой, а также нагнетательные скважины при снижении приёмистости – на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа, воды в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приёмистости.

Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливается проектной документацией на консервацию скважины.

В скважинах эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.

При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.

Продление сроков консервации скважин законченных строительством и эксплуатационных скважин осуществляется в порядке установленном предприятием пользователем недр и согласованным с органами Ростехнадзора.

Продление срока консервации скважин в процессе строительства производится пользователем недр (заказчиком) по согласованию с органами Ростехнадзора.

Прекращение, в том числе досрочное, консервации скважины в процессе строительства или эксплуатации осуществляется на основании плана работ по расконсервации скважины согласованного предприятием пользователем недр или владельцем с территориальным органом Ростехнадзора.

После расконсервации скважины составляется акт и представляется в территориальный орган Ростехнадзора.

Дополнительные требования к ликвидации и консервации скважин с содержанием сероводорода.

При ликвидации скважин с эксплуатационной колонной или без неё, продуктивный пласт долже