Капитальный ремонт скважин в экстремальных условиях Длительная эксплуатация

Капитальный ремонт скважин в экстремальных условиях Длительная эксплуатация скважин в суровых климатических условиях, наличие в разрезах мерзлых пород (МП), зон аномальных пластовых давлений (пониженных – АНПД, или повышенных - АВПД) требуют обеспечения их промышленной и пожарной безопасности. За годы эксплуатации в Западной Сибири зафиксировано более 40 открытых газовых фонтанов и пожаров, которые создали реальную угрозу безопасности жизни и здоровью обслуживающего персонала и населения, нанесли непоправимый ущерб окружающей среде.

Классификация открытых фонтанов осуществляется по: n n состоянию устья скважины (фонтан с доступным или с недоступным устьем) ; составу пластового флюида (газовые, газонефтяные, газоводяные, газоводонефтяные); состоянию фонтанирующей струи (горящие или негорящие фонтаны); по характеру и режиму действия фонтана (непрерывного или пульсирующего действия, например, пульсирующий фонтан на скв. № 382 Комсомольской площади); конфигурации фонтанной струи (распыленная и или компактная); по мощности фонтана (небольшие с дебитом менее 0, 5 млн. м 3/сут газа и менее 100 м 3 нефти, средние с дебитом 0, 5 -1, 0 млн. м 3/сут газа и 100 -300 м 3 нефти, мощные с дебитом 1, 0 -10, 0 млн. м 3/сут газа и 300 -1000 м 3 нефти, большой мощности более 10 млн. м 3/сут газа и более 1000 м 3 нефти)

Существующие методы предупреждения фонтанирования n n n n Метод ликвидации открытых фонтанов герметизацией устья скважины с последующим задавливанием жидкостью ; Метод ликвидации открытых фонтанов и перетоков газа путем создания искусственного пакера в стволе скважины; Метод ликвидации открытых фонтанов путем закачивания жидкости в ствол аварийной скважины на расчетном режиме; Метод ликвидации открытых фонтанов путем отвода газа в наклонные скважины; Метод ликвидации открытых фонтанов путем интенсивного отбора газа из ПЗП фонтанирующей скважины (через наклонные скважины); Метод ликвидации открытых фонтанов путем заводнения газового пласта; Метод ликвидации открытых фонтанов с помощью подземных направленных взрывов.

Метод ликвидации открытых фонтанов герметизацией устья скважины с последующим задавливанием жидкостью Наиболее прост, основан на создании превышения забойного давления в фонтанирующей скважине над пластовым путем закачивания в нее жидкости после герметизации устья. Применяется он только в том случае, когда в скважину спущена и надежно зацементирована обсадная колонна и устье доступное. Метод ликвидации открытых фонтанов и перетоков газа путем создания искусственного пакера в стволе скважины Основан на создании превышения забойного давления в фонтанирующей скважине над пластовым закачиванием в нее жидкости. Создание искусственного пакера в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными или насоснокомпрессорными трубами осуществляется ниже места повреждения колонны давлением газа при глушении скважины.

Метод ликвидации открытых фонтанов путем закачивания жидкости в ствол аварийной скважины на расчетном режиме Применяется в тех случаях, когда устье скважины не может быть закрыто по различным причинам (разрушение или недостаточная прочность крепи скважины и опасность возникновения грифонов при герметизации). Ликвидация фонтанов осуществляется подачей жидкости глушения в поток фонтанирующего газа как через имеющиеся или специально спущенные для этой цели трубы, так и через специально пробуренные наклонно направленные скважины. Метод ликвидации открытых фонтанов путем отвода газа в наклонные скважины Применяется в случае, когда имеются специально пробуренные наклонные скважины, при наличии большого кратера на устье фонтанирующей скважины, заполненного жидкой пульпой, при условии надежного соединения ствола фонтанирующей и наклонных скважин выше газового пласта. Метод основан на заполнении ствола фонтанирующей скважины кратерной пульпой при выпуске газа из наклонных скважин, при этом газ выпускается в атмосферу через наклонные скважины при минимально возможном противодавлении на устье

Метод ликвидации открытых фонтанов путем интенсивного отбора газа из ПЗП фонтанирующей скважины (через наклонные скважины) Основан на уменьшении забойного давления фонтанирующей скважины путем увеличения отбора газа из ПЗП скважины. Создание глубокой воронки депрессии обеспечивает снижение забойных давлений до величин, при которых жидкость из кратера проникает в ствол и глушит фонтан. При реализации этого метода необходимо пробурить вокруг фонтанирующей скважины достаточное количество наклонных скважин с расположением забоев их в продуктивном горизонте. Метод ликвидации открытых фонтанов путем заводнения газового пласта Основан на снижении притока газа к забою фонтанирующей скважины в результате увеличения сопротивления в продуктивном горизонте при введении в него жидкости. При подаче воды в пласт по кольцу, в центре которого находится фонтанирующая с определенным расходом скважина, дебит газа может резко сократиться вплоть до полного прекращения работы фонтана. Этому способствует увеличение забойного давления за счет целевого попадания в ствол скважины воды, нагнетаемой в пласт. Закачивание большого количества воды в продуктивный горизонт приводит к заводнению отдельных участков и оттеснению газа от забоя фонтанирующей скважины. Для осуществления этого метода необходим ряд наклонных скважин для подачи воды в продуктивный пласт

Метод ликвидации открытых фонтанов с помощью подземных направленных взрывов Основан на деформации горного массива, который приводит к уплотнению горных пород, разрушению аварийного ствола на значительном интервале, измеряемым десятками и сотнями метров. Из -за обвалов стенок скважины и смещения горного массива образуется экран, препятствующий выходу потока газа на поверхность земли. Метод имеет ряд преимуществ перед другими известными методами ликвидации фонтанов: высокая эффективность выполняемых операций, независимость технологии от дебита, пластового давления и скорости истечения природного или нефтяного газа через устье скважины; перекрытия ствола аварийной скважины на большой глубине и недопущение повторного фонтанирования в будущем. Для осуществления метода достаточно пробурить одну наклонную скважину.

В России и странах ближнего зарубежья одним из наиболее применяемых средств для тушения пожаров открытых газовых и газонефтяных фонтанов являются: n n n лафетные стволы; автомобили газоводяного тушения АГВТ-100 и АГВТ-150; пневматический порошковый пламеподавитель ППП-200. На месторождениях Западной Сибири при ликвидации открытых газовых фонтанов используются технологии наведения противовыбросового оборудования (ПВО) на горящий фонтан. К наиболее известным устройствам для герметизации устья скважины относится ПВО, состоящее из различных типов превенторов. С его помощью можно загерметизировать скважину как при наличии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии.

Обзор существующих методов предупреждения аварийного фонтанирования газовых скважин позволил установить следующее: n n n Опыт строительства, эксплуатации и ремонта газовых скважин показывает, что одной из основных причин возникновения фонтанов и пожаров является недостаточная надежность применяемых технологий, не в полной мере учитывающих специфические условия северных газовых месторождений. При ликвидации открытых фонтанов основными операциями (видами работ) являются: первоначальное тушение пожара или охлаждение (орошение) устья скважины и приустьевых сооружений, растаскивание оборудования и расчистка устья и прилегающей территории, подготовка подходов к устью, наведение противовыбросового оборудования, задавливание и глушение скважины. В условиях достаточно большого количества существующих технологий восстановления продуктивности аварийных скважин и сохранения их в действующем фонде выбор оптимальной технологии для каждой скважины индивидуален.

Состояние КРС на месторождениях севера Тюменской области Количество ремонтов Месторождения 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. Уренгойгазпром - Уренгойское (нефтяные скв. ) - Уренгойское (газоконденсатные скв. ) - Уренгойское (газовые скв. ) 218 54 36 128 226 68 36 122 245 84 36 125 201 73 33 95 190 54 36 100 Ямбурггаздобыча - Ямбургское 44 50 54 70 58 Ноябрьскгаздобыча - Комсомольское - Губкинское - Западно-Таркосалинское - Вынгапуровское 12 12 42 1 4 37 51 19 4 2 26 52 16 10 1 25 50 16 1 4 29 Надымгазпром - Медвежье - Ямсовейское - Юбилейное 18 18 - 36 21 15 - 40 33 7 - 43 27 9 7 42 26 14 2 292 354 390 366 340 Итого:

Наиболее вероятными причинами появления межколонных газопроявлений, помимо недоподъема цемента за колоннами, являются негерметичность подземного и устьевого оборудования, а также отсутствие герметичного контакта между цементным камнем и породой. Количество скважин, работающих с межколонными давлениями, на Медвежьем месторождении Интервал межколонного давления Количество скважин по состоянию на 01. 2000 г. по состоянию на 01. 2005 г. до 1, 5 МПа 106 270 от 1, 0 до 2, 0 МПа 33 53 более 2, 0 МПа 1 13

Основными видами работ являются работы по изоляции притока пластовых вод и работы по промывке песчаных пробок Соотношение ремонтов в зависимости от применяемой техники на месторождениях ООО «Надымгазпром в 2003 и 2004 годах

Успешность ремонтов по водоизоляции притока пластовых вод, проведенных с использованием колтюбинговых установок, составляет 55, 6 %, с использованием подъемных агрегатов – 82, 3 %. Основной причиной недостаточной успешности является отсутствие высокоэффективной водоизоляционной композиции. Разработанная ООО «Тюмен. НИИгипрогаз» новая композиция на основе поливинилового спирта (ПВС-В 1 Н) и гидрофобной кремнийорганической жидкости (ГКЖ 11 Н) прошла апробацию в скважине № 605 Медвежьего месторождения. Результаты показывают, что после одного года эксплуатации удельное содержание жидкости и механических примесей не превышало допустимых величин. Успешность ремонтов по промывке песчаных пробок составляет около 85 %, что связано с повторным выносом песка из пласта под воздействием притока пластовых вод. Необходимо после промывки пробок незамедлительно проводить работы по водоизоляции и закреплению скелета пласта.

Ликвидация открытого газового фонтана на скважине № 1052 Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения. Причиной аварии явилось следующее: 1. В скважину было спущено превышающие количество НКТ, что повлекло за собой разбуривание обратного клапана, башмака и вскрытие газового продуктивного горизонта (вместо цементного стакана); 2. Низкая технологическая дисциплина при выполнении работ: отсутствие ПВО на устье скважины, отсутствие в бригаде плана работ по разбуриванию цементного стакана в скважине, отсутствие письменного разрешения представителя противофонтанной службы о разбуривании цементного стакана; 3. Не качественный долив скважины во время подъема НКТ-73, не соответствие плотности доливаемой жидкости требованиям геологотехнического наряда (ГТН); 4. Отсутствие постоянного контроля за состоянием скважины во время подъема НКТ; 5. Отсутствие должного контроля за выполнением работ на скважине со стороны руководства ЦИТС и главных специалистов экспедиции.

Фактическая схема устья скважины № 1052 Западно–Таркосалинского месторождения 1 – муфта кондуктора; 2 – задвижка 50 21; 3 – колонная головка; 4 – задвижка фланцевая 50 21; 5 – корпус трубной головки; 6 – воронка неразъемная; 7 – ПКР; 8 – стол ротора Состояние устья скважины № 1052 Западно-Таркосалинского месторождения после стаскивания подвышечного основания и снятия корпуса трубной головки 1 – эксплуатационная колонна; 2 – нижнее стальное кольцо; 3 – клинья подвески

Мероприятия для предотвращения газопроявлений при ремонте скважин n n n Перед проведением ремонтных работ бригады должны быть обучены и проинструктированы безопасному ведению работ на случай «выброса» в соответствии с планом ликвидации аварий (ПЛА), разрабатываемого на каждом предприятии. Во время проведения ремонтных работ на устье скважины должно быть смонтировано ПВО. Периодичность проверки превенторов следует проводить: гидравлически – раз в полгода; дефектоскопией – раз в год. Штурвалы для ручного управления ПВО должны быть выведены в сторону от выкидных линий на расстояние не менее 10 м от скважины, установлены в легкодоступном месте, иметь освещение во взрывобезопасном исполнении и ограждены щитом с навесом из досок толщиной 50 мм или из листовой стали. В случае эксплуатации ПВО на скважине более 6 месяцев необходимо провести его повторную опрессовку.

При проведении ремонта скважин необходимо получить разрешение противофонтанной службы на проведение следующих видов работ: n n n снятие запорной арматуры с устья скважины; разбуривание цементных мостов при вскрытом напорном горизонте; проведение огневых работ на устье скважины со вскрытым напорным горизонтом; вызов притока газа из скважины; дальнейшее проведение работ после выполнения пунктов выданного ранее «запрещения» .