Ликвидация скважин – это определенный комплекс работ, связанных с изоляцией зон возможных перетоков пластового флюида по стволу. Категории скважин подлежащих ликвидации: 1 категория – скважины выполнившие свое назначение; 2 категория – скважины, ликвидируемые по геологическим причинам; 3 категория – скважины ликвидируемые по техническим причинам; 4 категория – скважины ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.
Ликвидация разведочных скважин При ликвидации разведочных скважин устанавливаются цементные мосты в интервалах испытания продуктивных пластов, в интервалах установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн. Затем производится отворот не зацементированной части эксплуатационной колонны и последующая установка цементного моста в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется незамерзающей жидкостью. При разобщении объектов испытания с помощью взрывных пакеров или других устройств последние устанавливают на 2 -3 м выше интервалов перфорации с последующей заливкой желонкой порции цементного раствора, формирующей мост высотой не менее 2 метров.
Ликвидация эксплуатационных скважин При ликвидации эксплуатационных скважин сначала устанавливают цементный мост выше продуктивного горизонта протяженностью не менее 50 м, затем производят отворот незацементированной части эксплуатационной колонны и устанавливают цементный мост в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется незамерзающей жидкостью.
Ликвидация эксплуатационных скважин, в условиях отсутствия цементного камняза эксплуатационной колонны ниже башмака предыдущей колонны При отсутствии тампонажного камня в крепи скважины за эксплуатационной колонной, особенно если в этот интервал попадают пласты-коллектора, содержащие минерализованную воду или углеводороды, производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающем указанный интервал. Затем производится опрессовка колонны и исследования по определению высоты подъема цементного раствора и качества тампонирования.
Ликвидации скважин с нарушенной колонной При ликвидации скважин с нарушенной колонной (из-за аварии или коррозионного разрушения), особенно при длительных сроках консервации или эксплуатации, необходимы детальные исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной. С учетом полученных результатов исследований проводят повторное цементирование в интервалах отсутствия камня и устанавливают цементный мост в колонне с перекрытием всей прокорродированной (или нарушенной по другим причинам) части (на 100 метров) и осуществляют последующую опрессовку колонны. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производят после устранения дефектов либо путем фрезерования колонны в этом интервале, либо иным способом, с последующим цементированием заколонного пространства и установкой цементных мостов высотой не менее 100 метров от верхних перфорационных отверстий.
Ликвидации скважин с наличием в разрезе интервала высокопластичных пород Применяется технология, основанная на заполнении участка ствола скважины высокопластичными породами этого же разреза. Первоначально устанавливается цементный мост, над продуктивным горизонтом. Затем заколонное пространство скважины сообщается с внутриколонным в границах интервала залегания пластичных пород одним из известных способов, например, образованием окна с помощью раздвижных фрезерных устройств. После этого устанавливается дополнительный цементный мост таким образом, чтобы его верхняя граница моста соответствовала нижней границе интервала высокопластичных пород. Затем снижением гидростатического давления в скважине достигается течение (переток) высокопластичных пород разреза в колонное пространство скважины. Пластичная порода, заполнив ствол скважины, полностью изолирует продуктивный горизонт от выше- и нижележащих пластов.
Ликвидации скважин с источником межколонного давления Применяется технология, основанная на заполнении ствола скважины выше источника межколонного давления высокопластичными породами. Вначале над продуктивным горизонтом выбирается пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления, и устанавливается первый цементный мост. При этом верхняя граница первого цементного моста устанавливается на уровне подошвы выбранного пласта высокопластичных пород. Затем заколонное пространство скважины сообщается с внутриколонным в интервале, составляющем часть слоя высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы путем удаления части обсадной колонны. После этого выше первого цементного моста устанавливается второй цементный мост высотой, равный интервалу сообщения заколонного пространства с ее внутриколонным пространством. Затем заколонное пространство скважины сообщается с колонным пространством скважины в оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород путем удаления части обсадной колонны, тем самым обеспечиваются условия для течения высокопластичных пород в колонное пространство скважины за счет снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород.
Ликвидация скважин в условиях Крайнего севера Строительство, эксплуатация, консервация, расконсервация и ликвидация скважин в условиях Крайнего севера усложняется наличием в разрезе скважины многолетне мерзлых пород (ММП). Мощность мерзлой толщи в северных районах достигает 600 м и более. Так на Тазовском газовом месторождении мерзлые породы (МП) залегают до глубины 500 м. К югу и западу от этого района мощность МП уменьшается, а на север - увеличивается. На Уренгойском месторождении она составляет 350 -400 м, а на Новопортовском месторождении (полуостров Ямал) 230 -250 м, на Заполярном месторождении 600 м. Южнее на нефтяных месторождениях МП отмечаются в виде отдельных реликтовых слоев.
На одном и том же месторождении условия залегания мерзлых пород могут значительно изменяться по площади. Характерно, что под крупными глубокими озерами МП в основном отсутствуют. В долинах больших рек из-за миграции их русел МП имеют сложное строение. Под небольшими озерами существуют несквозные талики мощностью до 100 м. Температура пород большей части мерзлой толщи составляет минус 3 С и выше, однако в верхней части может достигать минус 4 -5 С. Глубина сезонного оттаивания-промерзания не более 0, 3 -3, 0 м. Большое влияние на температуру поверхностных слоев МП оказывает снежный покров. Наиболее низкие температуры отмечаются на возвышенностях, откуда зимой снег удаляется ветром. Например, на Тазовском полуострове на возвышенных участках температуры мерзлых грунтов составляет минус 5 -6 С, а в зарослях кустарника встречаются талики.
В интервале мерзлых пород возникают осложнения в виде смятия обсадных колонн, растепления и обвалов пород, кавернообразования. В практике нередки случаи прорыва газа за кондукторами, образования грифонов и проседания устьев скважин. Одно из самых распространенных осложнений при строительстве, эксплуатации и расконсервации газовых скважин – газопроявления, которые могут привести к консервации, а порой и к ликвидации скважины. На ряде месторождений Крайнего Севера проходит апробация технологии, включающие в себя обязательный комплекс подготовительных работ, работ по обследованию устьевого оборудования и ствола скважины, непосредственно ликвидацию скважины и заключительные работы. В зависимости от результатов обследования технологии ликвидации скважин имеют свои особенности.
Ликвидация разведочных скважин Для разведочных скважин, в которых цементный раствор за колоннами поднят до устья, предлагается разработанная технология, заключающаяся в установке цементных мостов против всех интервалов испытания, интервала установки муфты ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, при этом ствол скважины заполняется глинистым раствором соответствующей плотности, а интервал ММП – незамерзающей жидкостью. При этом в скважинах, расположенных в труднодоступной местности, не зацементированную часть эксплуатационной колонны оставляют в скважине.
Ликвидации эксплуатационных скважин При ликвидации эксплуатационных скважин, в которых цементный раствор поднят до устья, рекомендуется установка цементного моста, длиной не менее 50 м, выше продуктивного горизонта, при этом ствол скважины заполняется глинистым раствором соответствующей плотности, а интервал ММП – незамерзающей жидкостью. Устье ликвидируемой скважины рекомендуется оборудовать колонными и трубными головками с коренной задвижкой (или без нее), все отводы которых заглушены, на верхней заглушке также устанавливается репер с необходимыми данными. Обвязка устья ликвидируемых скважин колонными и трубными головками более надежна по сравнению с установкой цементной тумбы, которую из-за труднодоступности местности можно устанавливать только в зимний период при отрицательных температурах.
На устье ликвидируемой скважины устанавливается бетонная тумба размерами 1 м х 1 м с репером, высотой не менее 0, 5 м, и металлической табличкой, на м которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), организация-владелец скважины, дата ее ликвидации.
Консервация скважин - комплекс работ по предотвращению осложнений и аварийных ситуаций в скважинах, находящихся в бурении, законченных строительством и не подключенных к системе сбора или по какой-либо причине остановленной (законсервированной) в процессе эксплуатации. Консервации подлежат 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 газ, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов.
Консервация скважин в процессе строительства: а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ – на срок до продолжения строительства; б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий – на срок, необходимый для их восстановления; в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным – на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта на строительство скважин; г) при строительстве скважин кустовым способом – в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин.
Консервация скважин в открытом стволе Производится спуск бурильного инструмента с «воронкой» до забоя скважины и промывка ствола с доведением параметров бурового раствора до значений, регламентированных проектом на строительство скважин. Затем бурильные трубы поднимаются в башмак последней обсадной колонны и верхняя часть колонны заполняется незамерзающей жидкостью. После этого герметизируется трубное и затрубное пространства скважины, консервируется буровое оборудование, на устье скважины крепится табличка с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины, организациивладельца.
Консервация скважин со спущенной и неперфорированной колонной Производится спуск бурильного инструмента или колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины искусственного забоя и обработка бурового раствора с доведением его параметров, до значений соответствующих проекту на строительство скважин, как правило с добавлением ингибитора коррозии. Затем колонна труб приподнимается на 50 метров от забоя и верхняя часть скважины заполняется незамерзающей жидкостью. После этого герметизируется трубное и затрубное пространства скважины, консервируется буровое оборудование, на устье скважины крепится табличка с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины, организации-владельца.
Консервация скважин в процессе эксплуатации скважин а) 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 пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения; б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям – на срок до выравнивания газонефтяного контакта (ГНК); в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом, а также нагнетательные скважины при снижении приемистости – на срок до организации их перевода по другому назначению 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 приемистости; г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод – на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта (ВНК) при наличии заключения проектной организации; д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цен на нефть (газ, конденсата и тому подобное) или изменении системы налогообложения, если по заключению научно-исследовательской организации временная консервация не нарушает процесса разработки месторождения; е) эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории 1 -б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях; ж) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок - до проведения необходимых мероприятий по охране недр и окружающей природной среды.
Консервация скважин на срок от 3 месяцев до 1 года Скважина заполняется жидкостью, обработанной поверхностноактивными веществами (ПАВ), исключающей глинизацию пласта и обеспечивающей необходимое противодавление на него. Цементный мост не устанавливается, насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а поднимаются над забоем на 50 м. На устье скважины устанавливается трубная головка фонтанной арматуры с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке. Консервация скважин на срок более 1 года При консервации на срок более года скважина после установки над интервалом перфорации цементного моста высотой 25 -50 м заполняется жидкостью, исключающей глинизацию пласта, плотность которой позволяет создать требуемое противодавление на пласт. Насоснокомпрессоные трубы извлекаются, на устье устанавливается задвижка высокого давления с контрольным вентилем.
Консервация газовых скважин При консервации газовых скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования, вне зависимости от их глубины и сроков консервации, цементные мосты не устанавливаются. При этом проход колонны НКТ перекрывается глухой пробкой, устанавливаемой в ниппеле ниже пакера. Межколонное пространство и лифтовая колонна заполняются ингибирующим раствором. На устье скважины устанавливается фонтанная арматура, оборудованная глухой пробкой, применяемой для смены фонтанной арматуры под давлением.
Консервация газовых скважин • пластовое давление, превышающие гидростатическое (коэффициент аномальности 1, 0 -1, 3): скважина заполняется раствором, плотность которого позволяет создать требуемое противодавление на пласт, над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25 -50 м. Насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а приподнимаются над цементным мостом на 50 м. На устье скважины устанавливается трубная головка фонтанной арматуры с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке. • коэффициент аномальности 1, 3 и более: интервал продуктивной толщи заполняется инертной жидкостью, исключающей ухудшение коллекторских свойств, плотность которой позволяет создать требуемое противодавление на пласт. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост, высотой 25 -50 м.
Консервация скважин в условиях Крайнего севера • Скважины, законченные бурением без оставления за всеми колоннами замерзающих жидкостей, подлежат консервации после проведения следующих работ: а) на срок до 1 месяца – монтажа колонной головки и перфорации эксплуатационной колонны, спуска лифтовой колонны с комплексом подземного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и вызова притока, заполнения затрубного пространства незамерзающей жидкостью и приведение пакера в рабочее положение (запакеровка), отработки скважины на факел и установки в посадочном ниппеле забойного клапана-отсекателя, его закрытие созданием критического (избыточного) расхода;
б) на срок от 1 до 3 месяцев - монтажа колонной головки и перфорации эксплуатационной колонны, спуска лифтовой колонны с комплексом подземного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и вызова притока, заполнения затрубного пространства незамерзающей жидкостью и приведение пакера в рабочее положение (запакеровка), отработки скважины на факел и установки в посадочном ниппеле глухой пробки, заполнение лифтовой колонны до устья незамерзающей жидкостью; в) на срок свыше 3 -х месяцев - монтажа колонной головки, разбуривания цементного стакана, заполнением ствола скважины (при неперфорированной эксплуатационной колонны) от забоя до отметки на 50 м ниже подошвы ММП буровым раствором, а выше – незамерзающей жидкостью.
• Скважины, законченные бурением с оставлением за направлениями (перекрывающими интервалы неустойчивых ММП) замерзающих жидкостей и отсутствием последних в зоне ММП между остальными колоннами: а) на срок до 1 месяца – монтажа колонной головки и перфорации эксплуатационной колонны, спуска лифтовой колонны с комплексом подземного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и вызова притока, заполнения затрубного пространства незамерзающей жидкостью и приведение пакера в рабочее положение (запакеровка); в процессе простоя под давлением проводится периодический контроль температуры крепи между кавернами в интервале ММП с помощью глубинного манометра, в случае снижения температуры до плюс 0, 5 -1, 0 С во избежание замерзания жидкости против перемычек и смятия крепи производится прогрев скважины выпуском газа на факел; б) на срок от 1 до 3 месяцев - монтажа колонной головки и перфорации эксплуатационной колонны, спуска лифтовой колонны с комплексом подземного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и вызова притока, заполнения затрубного пространства незамерзающей жидкостью и приведение пакера в рабочее положение (запакеровка), отработки скважины на факел и установки в посадочном ниппеле глухой пробки, заполнение лифтовой колонны до устья незамерзающей жидкостью; после чего проводится последовательное управляемое замораживание крепи скважины или периодический прогрев крепи в интервале ММП прокачкой через лифтовую колонну (при открытом циркуляционном клапане) подогретой жидкости;
в) на срок свыше 3 -х месяцев - монтажа колонной головки, разбуривания цементного стакана, заполнением ствола скважины (при неперфорированной эксплуатационной колонны) от забоя до отметки на 50 м ниже подошвы ММП буровым раствором, а выше – незамерзающей жидкостью; после чего проводится последовательное управляемое замораживание крепи скважины или периодический прогрев крепи в интервале ММП прокачкой через лифтовую колонну (при открытом циркуляционном клапане) подогретой жидкости.
Скачать презентацию Ликвидация скважин это определенный комплекс работ связанных
17_ликвидация.ppt