Противовыбросовое оборудование. Открытые фонтаны и борьба с ними

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Противовыбросовое оборудование

Герметизирующее устройство, устанавливаемое на устье скважины для предотвращения выбросов. Оно перекрывает и герметизирует устье скважины при наличии или отсутствии в ней бурильных труб. Противовыбросовое оборудование включает крестовину, плашечные (два-три) и один универсальный превенторы. Оборудование изготовляют для нормальных и сложных условий эксплуатации из легированной и коррозионно-стойкой сталей (последнюю для среды, содержащей сероводород и углекислый газ).

В США противовыбросовое оборудование в коррозионно-стойком исполнении выпускают фирмы «Камерон», «Раккер-Шеффер» («Н. Л. Шеффер»), «Хайдрил» и др. Во Франции, ФРГ, Канаде и других странах поставщиками противовыбросового оборудования в коррозионно-стойком исполнении являются отделения «Камерон Айрон Воркс Г.м.б. Н» в Селле (ФРГ) и «Камерон Айрон Воркс де Франс» во Франции. В США, Франции и ФРГ производят плашечные, универсальные, сферические превенторы и вращающиеся головки; фирмы «Камерон» и «Кумей» в США -- установки дистанционного управления превенторами и задвижками.

За рубежом разработаны крупногабаритные плашечные превенторы с диаметром проходного отверстия 762 мм и превенторы с внутренней наплавкой поверхностей сплавом Инконель 625, коррозионно-стойким для среды с концентрацией сероводорода до 25 %. Перечень терминов, используемых при описании превенторных установок.

Давление в скважине -- давление, возникающее в проходном отверстии превентора, или давление, создаваемое насосом при испытании.

Давление закрывания -- гидравлическое давление, подаваемое к отверстию закрывания превентора;

Давление открывания -- гидравлическое давление, подаваемое к отверстию открывания превентора.

Гидравлическая система управления -- система, управляющая подачей гидросмеси к отверстиям закрывания и открывания превентора. В систему входят резервуар, насос, аккумулятор, регулятор давления и контрольный клапан.

Рабочая жидкость -- гидравлическая смазка, подаваемая системой управления для открывания и закрывания превентора (масло или раствор на водной основе).

Балансировочный баллон (аккумулятор) - аккумулятор, подзаряженный азотом; устанавливается в линии закрывания универсального превентора и предназначен для уравновешивания колебаний давления, возникающих при каждом прохождении замков через закрытый пакер при протаскивании колонны. При правильном подсоединении баллона значительно уменьшается износ пакера при протаскивании.

Плашечные превенторы фирмы «Камерон»

Фирма «Камерон» и ее филиалы изготовляют плашечные превенторы типа U -- наиболее совершенные по конструкции и стойкие к сероводороду и углекислому газу. По конструкции плашечный превентор типов U, Т и UII представляет собой корпус прямоугольного сечения, внутри которого размещены плашки с уплотнителями, а к боковым крышкам присоединены гидроцилиндры для привода плашек.

В отличие от предыдущих конструкций корпус превентора типа U имеет в поперечном сечении овальную форму, уменьшающую площадь внутренней полости корпуса, что позволило снизить давление скважинкой среды на крышки превентора. В превенторе типа Т предусмотрены специальные гидравлические цилиндры для перемещения крышек корпуса при замене плашек. Гидравлические цилиндры, служащие для передачи гидравлического давления, перемещают боковые крышки, при этом плашки превентора выводятся из корпуса для их замены. Для перемещения крышек требуется отвинтить шпилечные болты и подать давление на запорные полости гидроцилиндров, затем ввернуть шпильки в корпус плашки для предотвращения проворачивания вокруг штока.

Когда болты для крепления крышки отвинчены, подается запорное давление, которое перемещает плашку на определенное расстояние внутрь корпуса и одновременно отодвигает крышку превентора для выхода плашки из корпуса превентора. После замены плашек гидродавлением подтягиваются крышки, плотно прижимаясь к корпусу превентора, и одновременно плашки подаются внутрь, не повреждая бурильную трубу. Давление в скважине удерживает плашки закрытыми. Кроме того, гидроцилиндр привода плашки имеет сменную гильзу, облегчая ее замену при износе рабочей поверхности.

Предусмотрен фиксатор в положении «закрыто» с ручным приводом, установленный на крышке гидроцилиндра привода плашек. Он состоит из корпуса и винта с упором. Для облегчения закрывания боковой крышки установлены фиксирующиеся винты, чтобы совместить с заданной точностью отверстия под шпильки в боковой крышке с отверстиями в корпусе превентора. Превенторы изготовляют в одинарном, сдвоенном и строенном исполнении, а также в крупнокорпусном исполнении с двумя и тремя рядами плашек в одном корпусе. В сдвоенных плашечных превенторах, установленных друг на друга, предусмотрены четыре цилиндра со сменными гильзами, полыми штоками, чтобы содействовать открыванию и закрыванию боковых крышек превенторов для замены плашек.

Корпус плашечного превентора и сами плашки изготовляют из стали с однородной структурой, без раковин для получения требуемых прочности, твердости и ударной вязкости.

Фирма «Камерон» и ее филиалы выпускают превенторы типа U в коррозионно-стойком исполнении следующих типоразмеров (мм х МПа): 180 х (70 ч 105/140), 280 х (35 ч 105), 280 х 105/140, 346,I х (21 ч 70) и других, где первая цифра означает диаметр проходного отверстия, вторая - рабочее давление от 21 до 105 МПа. Отдельные превенторы изготовляют с фланцами на рабочие давления 105 и 140 МПа и обозначаются 280 х 105/140 API WP, т. е. диаметр проходного отверстия 280 мм, нижний фланец на рабочее давление 105 МПа, верхний фланец -- на 140 МПа.

Фирма «Камерон» -- единственная, изготовляющая корпусные детали превенторов, крестовин, тройников и задвижек способом ковки заготовок. Заготовки для корпуса превенторов и крестовин, полученные ковкой, не имеют дефектов, присущих литейному производству. Ковка деталей оборудования повышает монолитность и плотность структуры металла ввиду уменьшения пор, пузырьков и трещин по сравнению с их производством способом литья. При ковке увеличивается площадь поперечного сечения заготовки в результате уменьшения ее высоты; коэффициент ковки в одном направлении рассчитывается как отношение исходной высоты заготовки к конечной и соответственно отношение исходной площади поперечного сечения к конечной.

Для изготовления корпусных деталей вначале делают заготовки способом литья (отливки), а затем их подвергают ковке мощным прессом. Для отдельных деталей и оборудования фирма использует специальные матрицы и пресс-формы.

Для изготовления деталей из ковочного материала используют металлолом, в который вводят присадки и легированные элементы, применяют процессы плавки и разливки, затем детали отбраковывают на ковочно-штамповочных прессах и подвергают термообработке. Кованую сталь, нагретую до высокой температуры, запрессовывают в формовочный штамп для горячей штамповки. При заливке стали используют формы, в которых она остывает, вследствие чего сталь становится пористой, в ней образуется шлак, возникает недостаточно прочная структурная связь, металл становится крупнозернистым, не исключается попадание песка.

В настоящее время фирма изготовляет корпуса кольцевых превенторов методом ковки по технологии, аналогичной технологии плашечных превенторов. Каждый узел имеет два или одно фланцевое (хомутовое, шпилечное) окончание и при этом на верхнем превенторе предусматривается шпилечное соединение непосредственно с корпусом. Для сборки и обвязки на устье скважин более рациональны превенторы с двумя фланцами.

Фирмой «Камерон Айрон Воркс Инк.» создана система превенторов типа U для подводного бурения скважин и типа Т, конструкция которых аналогична конструкции плашечных превенторов для работы на суше. Принятая система превенторов для морского бурения (АНИ) ужесточена и имеет следующие размеры (мм х МПа): 280 х 105, 346 х 35(70, 105), 426 х 35(70), 476 х 70(105), 527 х 21, 540 х 14(35).

По габаритам превентор типа U для морского бурения 540 х 35 отличается от такового для суши.

На рис. 2 приведены конструкции сдвоенных плашечных превенторов фирм «Камерон» выпуска 1982 г., «Раккер Шеф-фер», «Хайдрил» и др.

Рис.2 Сдвоенные плашечные превенторы

Сдвоенные и строенные превенторы для морского бурения предусмотрены хомутового соединения и в малом количестве -- шпилечного. Для подводного бурения скважин разработаны превенторы типа UII с гидронатягом болтов боковых крышек. С целью затяжки болтов используются стержни с поршнями и гидронасос с пневмоприводом, подающим жидкость через отверстие внутри корпуса превентора. Давление подается на поршень внутри болта, а поршень передает его на нагрузочный стержень, т. е. болт натягивается при давлении 21 МПа. По окончании установки и затяжки гайки гидродавление на стержень сбрасывается и болт остается под нагрузкой.

Одинарные и сдвоенные плашечные превенторы типа U для работы, как на суше, так и на море усовершенствованы: уменьшена длина, изменена высота отдельных превенторов.

Фирма «Камерон» изготовляет универсальные плашки к плашечным превенторам с диаметром отверстия 280 и 346 мм для устранения недостатков, присущих плашечным вкладышам: соответствие диаметра плашки только одному диаметру труб бурильной колонны, закрывание плашек против гладкой части трубы, малый объем затаскивания труб. В новых универсальных плашках уплотнитель представляет собой резиновый пакер в виде двух полуколец с завулканизированными в нем металлическими вставками. При закрывании плашек уплотнительные полукольцевые пакеры образуют кольцо, в котором металлические вставки одного полукольца входят в соответствующие пазы уплотнителя другой плашки.

Пакеры предназначены для закрывания колонны труб большего и меньшего диаметров: плашки, перемещаясь к центру проходного отверстия превентора, сжимают боковые приливы центральных уплотнительных полуколец, выжимая резину из приливов к металлическим вставкам. Пакер сжимается, перемещая вставки полукругом до соприкосновении с трубой.

Для коррозионно-стойких условий фирмой «Камерон» разработаны универсальные плашки двух типоразмеров 280 х 70, 346 х 35.

Универсальные плашки вставляются в боковые отверстия серийных плашечных превенторов типа U соответствующих типоразмеров на рабочие давления 70 и 105 МПа. для захвата комбинированных и сборных бурильных колонн труб. Универсальные плашки частично выполняют функции плашек универсального и плашечного превенторов, позволяющих герметизировать бурильные и обсадные трубы.

Каждая плашка центрирует бурильную трубу при закрывании, уменьшая возможность ее деформации, а уплотнители на плашках имеют соответствующий запас резины, увеличивающий срок их службы. В превенторе типа U предусмотрена система двойных уплотнений, изолирующих камеру цилиндра и гидросистему от давления скважинной среды и проникновения агрессивных газов.

Уплотнители прочно закрепляются в блоках плашек, предотвращая срывы и вытеснение резины в зазор между бурильной трубой и корпусом плашки. Плашки имеют овальную форму под бурильную трубу.

Боковые отводы сдвоенных превенторов размером до Dy = 101,6 мм могут быть установлены в корпусе для каждого комплекта плашек и располагаться немного ниже них или на одной из сторон. Фланцы на боковых отводах имеют сквозные отверстия под шпильки и рассчитаны на то же давление, что и фланцы с вертикальным проходным отверстием. Число и размер боковых отводов указывают при заказе манифольда. Фланцы типа 6ВХ являются стандартными для нормальных и тяжелых условий эксплуатации и рабочих давлений 70 и 105 МПа.

В процессе эксплуатации противовыбросового оборудования манифольдные линии (дросселирования, глушения) редко подсоединяются к отводам корпусов превенторных установок вследствие частого их износа. С этой целью в стволовую обвязку дополнительно включают крестовину, увеличивающую установочные размеры (высоты) противовыбросового оборудования и, как следствие, повышающую расходы материалов и затраты времени на монтаж оборудования на устье. При включении крестовины в стволовую обвязку требуется поднять на соответствующую высоту блоки дросселирования и глушения.

Плашечные превенторы на рабочее давление 105 МПа (15000 psi) снабжены плашками самоуплотняющегося типа, обеспечивающими закрывание под давлением гидроцилиндров и дополнительным давлением скважинной среды. Стандартные превенторы на давление 105 МПа применяются до температуры 120 °С и могут быть укомплектованы термостойкими уплотнителями до температуры 205°С без дополнительных изменений конструкции блока плашек.

Резиновые детали в превенторах, контактирующие с жидкостью и газами на устье скважины, устойчивы к воздействию Н2С и СО2.

Характеристика превенторов фирмы «Камерон» в Селле (ФРГ) выпуска 1986 г.:

Типоразмер, мм х МПа	280X70
	Высота, мм
Одинарного типа U с двумя фланцами	1138
Сдвоенного типа U с одним нижним фланцем .	1512
Крестовины с двумя фланцами	650
Универсального типа D с одним нижним фланцем.	1040
Общая	4340

В превенторе диаметром 280 мм устанавливают плашки серийного или универсального типа под бурильные трубы диаметрами 114,3; 127; 139,7; 177,8. Универсальные плашки в превенторе типа U 280 х105 МПа имеют в технической документации номер 614456-01.

Фирмой предусмотрено подвешивание бурильной колонны на плашках превентора в определенной последовательности:

а) перед подвеской плашки должны быть закрыты с минимальным давлением закрывания 10,5 МПа и фиксаторы ввинчены;

б) после фиксации запорного устройства давление закрывания может быть снято.

При определении максимальной нагрузки, возникающей в процессе подвешивания колонны труб, учитывается следующее:

если применяются бурильные трубы замкового соединения с прямым торцом замков, то максимальная нагрузка подвешивания труб превышает нормальную при растяжении (для труб);

если используются трубы с коническим торцом замков, то максимальная нагрузка подвешивания колонны труб превышает нормальную ут на 3,25 кН.

В превенторах на давление 105 МПа в зимнее время следует использовать резиновые уплотнители, предусмотренные для низких температур, а сам превентор содержать в теплом помещении. Необходимо избегать резких ударов и нагрузок при низкой температуре. Рабочее давление в системе закрывания принято равным 10,5 МПа, а з процессе нормальной работы -- от 2,1 до 3,5 МПа.

Согласно данным фирмы, в гидравлической системе превенторов на давления 70 и 105 МПа могут быть применимы давления, превышающие 10,5 МПа. В аварийных ситуациях гидросистема позволяет использовать давления до 35 МПа при наличии регулятора давления. В качестве рабочей жидкости для плашечного превентора рекомендуется легкое гидравлическое масло.

Для хранения оборудования предусматривается масло марки SAE-20 или 30, а для эксплуатации на суше -- легкое гидравлическое масло вязкостью 0,4 см2/с при 90 °С. В зимнее время требуется использовать рабочую жидкость, которая не замерзает и не сгущается. Фирма рекомендует применять смазки следующих типов: для плашек -- типа Камерон 6035 или водостойкую; для поверхности резьб 5А АНИ -- типа Фел-Про 670 или 503; в зимнее время -- универсальную или холодостойкую.

2. РИР в скважинах. Технология проведения Ремонтно-Изоляционных Работ. Установка цементных мостов. Ликвидация скважин. РД 08-492-02 (Приказ Ростехнадзора от 01.08.2006 N 738)

Основное назначение РИР - обеспечение оптимальных условий работы продуктивного пласта (или нескольких пластов) для достижения запланированного (максимального) извлечения запасов нефти.

По номенклатуре РИР относятся к работам по капитальному ремонту скважин (КРС) и, как все ремонтные работы, проводимые в скважинах, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений.

В зависимости от цели все РИР делятся на следующие виды.

1. Отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтяных скважинах, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая). Регулирование закачки воды по толщине заводняемых пластов в нагнетательных скважинах.

Необходимость проведения работ этого вида обусловливается неоднородным строением и неравномерными выработкой и обводнением продуктивных пластов по толщине. Работы проводят в слоистых пластах для обеспечения нормальных условий их выработки по всей толщине.

2. Исправление негерметичного цементного кольца (в том числе ликвидация межпластовых перетоков).

Необходимость проведения этого вида РИР обусловлена несоответствием качества цементирования обсадной колонны условиям эксплуатации скважины и является как следствием получения негерметичного цементного кольца и разрушения его в процессе эксплуатации скважины.

3. Отключение отдельных пластов. Необходимость проведения данного вида РИР возникает в нефтяных и нагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и - следовательно, необходимость отключения каждого выработанного (обводненного) пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

4. Ликвидация нарушений обсадных колонн. Необходимость в проведении этих работ обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны вследствие несоответствия конструкции скважины условиям разрабатываемых методов изоляции притока подошвенной воды явились теоретические исследования М. Д. Миллионщикова, показавшие возможность увеличения безводного периода эксплуатации скважин установкой водоизолируюших экранов выше ВНК.

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.

Причиной прорыва посторонних вод являются: некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения; разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины; наличие в теле колонны слома, трещин, раковин; наличие соседней обводненной скважины.

При капитальном ремонте исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод.

Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят: заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбуриванием цементного кольца; заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков; спуском дополнительной колонны и ее цементированием; спуском специальных пакеров.

Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют: заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора; заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора.

Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком, и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой, а затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя.

При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху. Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора. Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляют способом "сифона" с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления.

Технология проведения изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта.

Технология проведения ремонтно-изоляционных работ методом тампонирования.

Основа технологии РИР -- это технологическая схема ремонтных работ, определяющая условия и порядок закачивания рабочих растворов изоляционного (тампонажного) реагента в скважину и продавливания его в изолируемый интервал: расположение насосно-компрессорных труб (НКТ) по отношению к изолируемому интервалу, применение пакера, проведение контрольной срезки и т. д.

Технология РИР представляет собой перечень основных операций при осуществлении ремонтных работ в строгой технологической последовательности их выполнения с указанием применяемого оборудования, инструмента и режима закачивания и продавливания рабочих растворов (объем, скорость, давление), времени ожидания после их продавливания и т. д.

Одни и те же методы, изоляционные реагенты и технологические схемы можно использовать при проведении РИР различных видов в разных скважинах.

Технологию проведения РИР составляют, исходя из предусматриваемого вида РИР, выбранных метода изоляционных работ, изоляционного реагента, разобщающего устройства и технологической схемы РИР в соответствии с геолого-промысловой характеристикой каждой конкретной скважины.

Метод изоляционных работ, изоляционный реагент, конструкция разобщающего устройства, технологическая схема и сама технология РИР взаимно обусловливают и определяют друг друга. В каждом отдельном случае их следует выбирать с учетом большого комплекса показателей: вида проводимых РИР, геолого-физических особенностей продуктивного пласта, пласта-обводнителя и разреза скважины, условий разработки эксплуатационного объекта, конструкции скважины, ее технического состояния и гидродинамической обстановки в ней, существующего опыта проведения РИР на данном предприятии, оснащенности техникой, материалами и т. д.

Гидродинамическая обстановка в скважине определяется: одновременной совместной разработкой нескольких пластов одной сеткой скважин; различием геолого-физических характеристик одновременно разрабатываемых пластов (толщины, проницаемости, пластового давления я т. д.) Разработкой продуктивных пластов при высоком пластовом давлении, превышающем гидростатическое; наличием гидродинамической связи между пластами по некачественному цементному кольцу и по стволу скважины (при нарушении обсадной колонны). Наличием пластов (интервалов нарушений обсадной колонны) с высокой поглотительной способностью.

Сложная гидродинамическая обстановка в скважинах обусловливает возникновение перетока жидкости между пластами сразу после прекращения закачивания ее в скважину.

Переток жидкости между пластами приводит к дополнительному разбавлению рабочих растворов изоляционного реагента с потерей их изолирующей способности и образованию в растворах циркуляционных каналов.

Результаты температурных измерений в скважине при проведении в ней РИР значительно отличаются от естественной геотермы в данном районе.

Степень различия между ними зависит от продолжительности работы скважины, дебита или приемистости и их изменения, температуры добываемой жидкости или закачиваемой воды, продолжительности простоя скважины и т. д.

В зависимости от температурных изменений в скважине при проведении РИР, а также от температуры, объема и режима закачивания рабочих растворов выделяются три случая изменения температуры закачиваемых растворов, которые должны учитываться при планировании и осуществлении РИР: температуры закачиваемого рабочего раствора на поверхности, в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу остаются ниже температуры в изолируемом интервале; температура закачиваемого рабочего раствора на поверхности выше температуры в изолируемом интервале, однако ко времени подхода к изолируемому интервалу температура раствора становится ниже температуры в интервале; температуры закачиваемого рабочего раствора на поверхности, в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу остаются выше температуры в изолируемом интервале.

Для рационального построения технологии РИР в процессе их планирования должен учитываться весь объем предстоящих в скважине РИР, особенно при проведении одновременно нескольких видов РИР, например исправление негерметичного цементного кольца и отключение одного из пластов, ликвидация нескольких нарушений обсадной колонны в различных интервалах и т. д.

При выполнении РИР в скважинах со сложной гидродинамической обстановкой основное требование, предъявляемое к технологической схеме РИР, -- это обеспечение закачивания рабочих растворов изоляционного реагента в скважину и продавливания в изолируемый интервал с сохранением их изолирующих свойств, т. е. предупреждение или ограничение до минимума дополнительного разбавления растворов. Последнее достигается заполнением скважины равной по плотности жидкостью (в НКТ и затрубном пространстве); применением рабочих растворов изоляционного реагента с плотностью, равной плотности жидкости, заполняющей скважину; применением разделительных пробок при закачивании изоляционных реагентов по НКТ; построением технологической схемы РИР без проведения контрольных срезок закачанных рабочих растворов; применением только разбуриваемых пакеров.

К основным параметрам технологии РИР относят: объем закачиваемого за колонну раствора изоляционного реагента, давление и скорость закачивания, свойства жидкости для глушения скважины.

Объем рабочего раствора зависит от геологической и гидродинамической характеристик пласта, свойства применяемого изоляционного реагента и поставленной перед РИР цели. В идеальных условиях (одинаковая проницаемость по толщине пласта) для отключения пласта достаточно заполнить кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны. В действительности из-за анизотропности пластов и наличия зон поглощения необходимый объем раствора увеличивается и должен устанавливаться для каждого месторождения, площади опытным путем.

Давление закачивания при отсутствии пакера определяется допустимой его величиной для различных диаметров обсадных колонн, предусмотренной правилами разработки. При использовании пакера давление закачивания определяется величиной давления опрессовки НКТ и устьевого оборудования, а также возможностями насосных агрегатов.

Скорость закачивания выбирается из расчета соответствия времени закачивания изоляционного реагента за обсадную колонну времени потери его текучести.

Плотность жидкости для глушения скважин должна обеспечить проведение РИР без открытого их фонтанирования, а ее свойства -- предупредить загрязнение призабойной зоны пласта.

Обоснование рецептуры рабочих растворов изоляционного реагента проводится с учетом температурных изменений в скважине в процессе проведения РИР.

В малодебитных добывающих скважинах в качестве исходной следует принимать температуру пласта по средней геотерме данного месторождения.

При проведении РИР в интервалах, расположенных выше интервала продуктивного пласта, исходную температуру необходимо уточнять по данным специальных исследований.

В водонагнетательных скважинах во всех случаях исходную температуру следует уточнять посредством специальных рамеров.

РИР с применением методов, основанных на использовании изоляционных реагентов, осуществляют по следующим основным технологическим схемам.

Рабочий раствор закачивают до башмака НКТ при открытом затрубном пространстве, которое потом закрывают, а раствор выдавливают в ствол скважины и сразу же задавливают за обсадную колонну из расчета перекрытия изолируемого интервала мостом, и скважину герметизируют. В целях предупреждения прихвата башмака НКТ изолирующим материалом продавливание рабочего раствора реагента за обсадную колонну предпочтительнее вести одновременно через НКТ и затрубное пространство.

Для осуществления запланированной программы РИР используют рабочие растворы изоляционных реагентов, обладающие хорошей фильтруемостью в мелкие трещины, нарушения, пористую среду с образованием изолирующего материала из всего объема закачанного раствора. При проведении РИР, за исключением работ по отключению пористых пластов и отдельных их интервалов, не содержащих трещин, должны использоваться рабочие растворы изоляционных реагентов, образующие изолирующий материал, который обладает прочностью и хорошей адгезией с породой, цементным камнем и материалом обсадных труб.

В скважинах со сложной гидродинамической обстановкой для достижения поставленной цели РИР проводят в несколько этапов (операций), предусматривающих последовательную изоляцию отдельных частей отключаемых пластов и их интервалов, перекрытие нарушений в цементном кольце, обсадной колонне. При этом вначале изолируют более проницаемые интервалы, а затем -- менее.

При устранении нарушений обсадных колонн в интервалах отсутствия цементного кольца и расположения поглощающих горизонтов, ликвидации интенсивных перетоков между пластами и других осложнений вначале создают тампоны, ограничивающие приемистость интервалов нарушения и предупреждающие дополнительное разбавление и поглощение последующих порций закачиваемого рабочего раствора изоляционного реагента. В качестве материала дополнительного создания тампонов можно использовать высоковязкие и гелеобразные жидкости (например, глинистый раствор, эмульсии, трехфазные пены, высокомолекулярные соединения типа гипана, полиакриламида и др.).

При осуществлении РИР, связанных с отключением пластов или устранением нарушений в цементном кольце и обсадной колонне, отличающихся высокой поглотительной способностью, на первых этапах ремонтных работ целесообразно использовать рабочие растворы изоляционных реагентов большей вязкости, на последних -- меньшей.

При проведении всех видов РИР на любом их этапе целесообразно использовать рабочие растворы изоляционных реагентов с минимальным временем превращения реагентов в нетекучее состояние, приближающимся ко времени.

Установка цементных мостов в скважине.

В технологии ремонтно-изоляционных работ операции по установке цементных мостов занимают важное место. Вместе с тем промысловые данные свидетельствуют, что еще часты случаи установки низкопрочных и негерметичных мостов, вообще их отсутствие, преждевременное схватывание тампонажных растворов и прихват заливочной колонны в процессе производства операций по установке моста и другие осложнения.

Следует подчеркнуть, что осложнения, возникающие при установке мостов, связаны не только со свойствами используемых растворов вяжущих веществ, но и со спецификой производства этих работ.

Устанавливают цементные мосты для изоляции продуктивных пластов при испытании и ликвидации скважин; изоляции интервалов поглощения или проявления; создания опоры для испытателей пластов; ликвидации каверн и желобных выработок; забуривания нового ствола.

К цементным мостам предъявляются жесткие требования к герметичности, прочности, несущей способности и долговечности, а также к точности их установки в стволе скважины. Жесткость требований обусловлена тем, что на мосты могут действовать давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН, обусловливающие натяжения сдвига на 1 м моста до 2,8 МПа, например при опробовании пласта пластоиспытателем.

Несущая способность цементных мостов [фм] находится в прямой зависимости от их протяженности, наличия слоя глинистого раствора на обсадных трубах и фильтрационной корки на стенках скважины.

При удалении рыхлой части фильтрационной корки удельная несущая способность моста (на 1 м его протяженности) составляет 0,15--0,20 МПа. В этом случае мост протяженностью 18--25 м обеспечивает возможность приложения максимальных нагрузок.

Слой глинистого раствора на стенках обсадных труб толщиной 1--2 мм снижает [фм] до 0,01--0,02 МПа, приводит к необходимости увеличивать протяженность моста до 180--250 м, с тем чтобы обеспечить возможность приложения максимальных нагрузок.

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течение 1,5--2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и затрубном пространстве.

Приготовленный расчетный объем цементного раствора (или другого изоляционного реагента) закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве.

Примерный объем продавочной жидкости (без учета объема металла НКТ) определяется следующим образом.

Путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в л) на объем 1 м эксплуатационной колонны (в л) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне. Затем эту величину вычитают из общей длины спущенных в скважину НКТ. Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости. А примерный объем 1 м эксплуатационной колонны равен половине квадрата наружного диаметра колонны в дюймах.

Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают.

Затем НКТ поднимают на 20--30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевания цемента (ОЗЦ). По истечении времени ОЗЦ проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста - опрессовкой.

Если высокой точности расположения цементного моста не требуется, то контрольный вымыв цементного раствора можно проводить после поднятия башмака НКТ на 50--60 м над расчетным уровнем моста.

При глубине скважины до 1500 м и расчетных объемах цементного раствора не более 0,3 м3 цементные мосты можно устанавливать и без использования цементировочных агрегатов подачей цементного раствора в НКТ через конусообразную воронку ведрами. Дальнейшие работы аналогичны вышеописанным.

Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м3/(ч-МПа)) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов. Для этого используют широкий ассортимент измельченных, закупоривающих материалов с размерами частиц 5--10 мм (например, древесные опилки, кордное волокно и т. д.). В качестве жидкости-носителя рекомендуются глинистый раствор, водоцементная суспензия плотностью 1100--1150 кг/м3, водоглинистая суспензия плотностью 1100 -1800 кг/м3.

Если общая приемистость поглощающих пластов более 30 м3 /(ч-МПа), то рекомендуется вначале закачивание 5--10 м3 высоковязкой жидкости с добавлением закупоривающего материала. Этот материал вводится в жидкость-носитель непосредственно перед закачиванием в количестве 50--100 кг/м3.

Закачивание закупоривающего материала надо продолжать до восстановления полной циркуляции. Ниже приводится объем расходуемой жидкости с закупоривающим материалом в зависимости от приемистости поглощающих пластов.

Приемистость поглощающих пластов,

м3/(ч-МПа) ………………..... <20 20-40 >40

Объем расходуемой жидкости с закупоривающим материалом, м3 15--20 25 40--45

Устанавливать цементный мост надо сразу после закачивания закупоривающего материала.

Для установки мостов в поглощающих скважинах (особенно в скважинах с открытым забоем) можно применять те же материалы, которые используют при устранении нарушений обсадных колонн и отключении пластов с поглощением промывочной жидкости: гипсосоляроцементную смесь, цементную тампонирующую пасту (ПТЦ), двухфазные глинистые растворы, глинисто-смоляной вяжущий материал, синтетические смолы с небольшим временем отверждения и т. д.

Сущность применения гипсосоляроцементных смесей заключается в замещении углеводородной основы водой при попадании смеси в водную среду и быстром схватывании смеси в интервале поглощения. Начало схватывания смеси составляет 10 - 14 мин, гипсосоляроцементный фактор равен 0,7--0,8. Для предотвращения оседания цемента и гипса в смесь необходимо добавлять дисолван в количестве 15--16 кг/м3.

Технология применения указанной смеси заключается в следующем.

В одну цементосмесительную машину загружают цемент, в другую -- гипс. Обе машины через тройник соединяются с устьем скважины. Для создания нижней разделительной пробки закачивают дизельное топливо в объеме 2,5 м3. Водяными насосами цементировочных агрегатов его подают, предварительно обработав дисолваном, в смесительные машины. Приготовленные соляроцементная и солярогипсовая смеси через тройник закачивают в скважину. Затем создают верхнюю разделительную пробку из дизельного топлива объемом 0,5 м3. Смесь продавливают до интервала установки моста. Объемное соотношение смесей 1:1.

Цементную тампонирующую пасту (ПТЦ) получают перемешиванием в тройнике-смесителе цементных растворов на водной и углеводородной основах.

Время отверждения ПТЦ регулируется добавлением в воду затворения цемента ускорителей схватывания (например, добавление CaСl2 в количестве 10 % сокращает начало схватывания с 4 ч 15 мин до 15 мин, а конец схватывания - с 6 ч 40 мин до 1 ч 15 мин).

В табл. 1 приводится потребное количество материалов для приготовления определенного объема ПТЦ.

Табл. 1

Компонент	Содержание компонентов в ПТЦ объемов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сухой цемент для приготовления раствора на водной основе, т	0,65	1,3	1,95	2,6	3,25	3,9	4,55	5,2	5,85	6,5
Сухой цемент для приготовления раствора на углеводородной основе, т	0,45	0,9	1,35	1,8	2,25	2,7	3,15	3,6	4,05	4,5
Дизельное топливо, м3	0,36	0,72	1,08	1,44	1,8	2,16	2,52	2,88	3,24	3,6
Хлористый кальций СаСl2, т	0,065	0,13	0,195	0,26	0,325	0,39	0,45	0,52	0,58	0,6
Пресная вода, м3	0,33	0,66	0,99	1,30	,1,65	1,98	2,31	2,64	2,97	3,3

Сущность применения двухфазных глинистых растворов заключается в смешении соляробентонитовой смеси (СБС) с глинистым раствором, в результате чего происходят выделение углеводородной основы и соединение выпавшей глины с водой. Подбором количества СБС в глинистом растворе можно регулировать вязкость -- плотность глинистой массы. Для скважин с интенсивностью поглощения до 50 м3/ч рекомендуемое количество глинопорошка в СБС равно 700--800 кг/м3, а при более 50 м3/ч -- 1200--1500 кг/м3.

Практика показывает, что при интенсивности поглощения до 50 м3/ч необходимо 10--16 т глинопорошка, более 50м3/ч--20--30 т.

Двухфазные глинистые растворы в скважину закачивают по двум каналам: по НКТ и затрубному пространству. Приготовление растворов аналогично приготовлению гипсосоляроцементной смеси.

Ликвидация скважин.

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счета из-за невозможности ее дальнейшего бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.

Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списании затрат на их сооружение. противовыбросовый оборудование ликвидация скважина

В зависимости от причин ликвидации скважины подразделяют на шесть категорий: поисковые, разведочные, опорные, параметрические скважины, оказавшиеся «сухими'» или водяными; не доведенные до проектной глубины из-за геологической нецелесообразности; не доведенные до проектной глубины, но вскрывшие проектный горизонт; давшие притоки нефти, газа; скважины с балансовыми запасами или эксплуатация которых нерентабельна и т. д.

Постановление Госгортехнадзора РФ от 22 мая 2002 г. № 22

Об утверждении нормативного правового акта

Госгортехнадзор России постановляет:

1. Утвердить Инструкцию о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

2. Направить Инструкцию о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.

Начальник Госгортехнадзора России В.М. Кульечев

Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 августа 2002 г.

Регистрационный № 3759

Федеральный горный и промышленный надзор России (Госгортехнадзор России)

Серия 08

Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов

РД 08-492-02

Ответственные разработчики:

С.Н. Мокроусов, Ю.А. Дадонов, А.А. Шестаков, Ю.К. Гиричев, Н.Ф. Исаева

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов подготовлена Госгортехнадзором России.

При подготовке настоящей Инструкции учтены требования других нормативных документов, имеющих отношение к вопросам обеспечения промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды, а также положения и нормы правовых актов, регулирующих деловые и финансовые отношения, взаимные обязательства и ответственность участников процесса консервации и ликвидации скважин.

В настоящей Инструкции использованы предложения и рекомендации территориальных органов Госгортехнадзора России, предприятий и организаций нефтегазового комплекса.

Требования настоящей Инструкции являются обязательными для всех предприятий и организаций независимо от их организационно-правового статуса и форм собственности, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию скважин.

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов РД 08-492-02

I. Общие положения

II. Порядок ликвидации скважин

2.1. Категории скважин, подлежащих ликвидации

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

2.2.1. Общие положения

2.2.2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

2.2.3. Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной

2.3. Порядок оформления документов на ликвидацию скважины

III. Порядок консервации скважин

3.1. Общие положения

3.2. Консервация скважин в процессе строительства

3.2.2. Порядок проведения работ по консервации скважин

3.3. Консервация скважин, законченных строительством

3.4. Консервация скважины в процессе эксплуатации

3.5. Порядок оформления документов на консервацию скважины

IV. Дополнительные требования к ликвидации и консервации скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода

Приложение 1 Акт о ликвидации скважины

Список использованной литературы

I. Общие положения

1.1 Инструкция определяет порядок ликвидации и консервации опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных), специальных (поглощающих, водозаборных), йодобромных, бальнеологических и других скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа и газового конденсата, теплоэнергетических, промышленных и минеральных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.

Требования настоящей Инструкции являются обязательными для всех предприятий и организаций, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию скважин и подконтрольных Госгортехнадзору России.

1.2 Целью настоящей Инструкции является установление порядка и технических требований по переводу консервируемых и ликвидируемых скважин в состояние, обеспечивающее сохранность месторождений, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений в зоне влияния консервируемых (ликвидируемых) объектов, а при консервации - также сохранность скважин на все время консервации.

1.3 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 и (или) в иных хозяйственных целях (статья 22 Закона от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 "О недрах").

Ликвидация (консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находится скважина (далее - владелец), или в случаях, установленных законодательством.

1.4 Консервация, ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Госгортехнадзора России.

1.5 Проектная документация на консервацию и ликвидацию скважин может разрабатываться:

1.5.1 В составе проектов разведки и разработки месторождений, рабочих проектов на строительство скважин, проектов на создание подземных хранилищ нефти и газа, мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод.

1.5.2 В качестве типовых проектов на консервацию и ликвидацию скважин для регионов с однотипными горно-геологическими и экологическими условиями.

1.5.3 В качестве индивидуальных, групповых (группа скважин на одном месторождении) и зональных (группа скважин на нескольких площадях с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками) проектов на ликвидацию и консервацию скважин.

Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы:

- общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации скважины;

- технологические и технические решения по ликвидации скважины;

- порядок организации работ по ликвидации скважины;

- мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;

- сметный расчет.

Структура и состав проектной документации на консервацию скважины должны включать следующие разделы:

- общая пояснительная записка. Варианты консервации (в процессе и по завершению строительства, эксплуатации). Сезонная консервация;

- технологические и технические решения по консервации скважины, оборудованию их устья;

- порядок организации работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности;

- мероприятия по охране недр и окружающей среды;

- сметный расчет.

1.6 Изменения, вносимые в проектную документацию на ликвидацию, консервацию законченных строительством скважин, подлежат дополнительной экспертизе промышленной безопасности и согласованию с соответствующим органом Госгортехнадзора России, а при необходимости - с природоохранными органами.

1.7 Работы по консервации, ликвидации скважин с учетом результатов проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающим выполнение проектных решений по промышленной безопасности, охрану недр и окружающей среды и согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.

1.8 Материалы на ликвидацию скважин представляются в Госгортехнадзор России или его территориальный орган. Во всех случаях заключение должно быть принято в срок не позднее одного месяца после получения представленных материалов.

1.9 Ликвидация и консервация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации или консервации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора России.

1.10 Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные проектом разработки, или превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы возникает реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину в порядке, установленном настоящей Инструкцией.

1.11 Специфические особенности консервации и ликвидации скважин на континентальном шельфе морей определяются действующими нормативными актами.

1.12 Оборудование, используемое при ликвидации и консервации скважин, применяется на территории Российской Федерации по специальным разрешениям Госгортехнадзора России.

1.13 К работам по ликвидации и консервации скважин допускается персонал, соответствующий специальным требованиям.

II. Порядок ликвидации скважин

2.1 Категории скважин, подлежащих ликвидации

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

I - скважины, выполнившие свое назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

2.1.1 I категория - скважины, выполнившие свое назначение. К ним относятся:

I-а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождений;

I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

I-в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;

I-г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования.

I-д) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

2.1.2 II категория - скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам. К ним относятся:

II-а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов;

II-б) скважины, прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин;

II-в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы);

II-г) скважины, законченные строительством на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях ("сухими", не давшие притока и т.п.);

II-д) скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, йодобромные, теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных целях.