Куперс

1.1 Категории скважин, подлежащих ликвидации

Ликвидация скважин

реферат

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.

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.

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.

III категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные). К ним относятся скважины, где прекращены строительство, работы по капитальному ремонту или эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, ликвидировать которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно:

III-а) скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию;

III-б) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;

III-в) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны в результате ее коррозионного износа вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде;

III-г) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или возникновением реальной опасности оползневых явлений или затопления;

III-д) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;

III-е) скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических сооружений, технической невозможности и экономической нецелесообразности их восстановления;

III-ж) скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от проектной точки вскрытия пласта.

IV категория — скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. К ним относятся:

IV-a) скважины, законченные строительством и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;

IV-б) скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт;

IV-в) 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 и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;

IV-г) скважины, расположенные в санитарно — защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах, по обоснованным требованиям уполномоченных органов;

IV-д) нагнетательные скважины при прекращении их приемистости, скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для сброса промысловых вод и отходов производства при невозможности или экономической нецелесообразности восстановления их приемистости;

IV-е) скважины — специальные объекты, ликвидация которых по мере выполнения поставленных задач проводится в соответствии с требованиями законодательства и настоящей Инструкции;

IV-ж) 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;

IV-з) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за возникновения форс — мажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недр.

Скважина. Консервация и ликвидация

ИА Neftegaz.RU.
Консервация скважины.
В соответствии с требованиями при получении промышленного притока углеводородов в процессе опробования законченная строительством скважина подлежит консервации на срок до обустройства промысла.
Консервация скважины возможна и в процессе её эксплуатации.
Консервация скважины в процессе строительства производится на непродолжительный срок (несколько месяцев):

• по причине несоответствия фактических геолого-технических условий проектным,
• при кустовом бурении — до окончания сооружения всех скважин в кусте,
• при освоении месторождений — до обустройства промысла
• стихийных бедствиях,
• отсутствия финансирования.

Консервация скважин проводится на длительные сроки — после отработки месторождения.
Консервация скважин — это герметизация устья скважины на определенный период времени с целью сохранения ее ствола в процессе бурения либо после окончания бурения.
Решение по консервации и ликвидации скважин принимает заказчик.
Срок консервации скважины определяется объемом работ по ее обустройству.
Для сохранения пробуренного ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами).
При возобновлении работ в скважине эти интервалы разбуривают.
При консервации скважин на продолжительный период времени устьевая арматура скважины обрабатывается антикоррозионным покрытием.
После вывода скважина из консервации переводится в пробную эксплуатацию, а затем в добывающий (или нагнетательный) фонд.
При отсутствии промышленного притока углеводородов в процессе опробования и отрицательных результатах по интенсификации притока скважина подлежит ликвидации по геологическим причинам по II категории пункт «а» как скважина, доведенная до проектной глубины, но оказавшаяся в неблагоприятных геологических условиях.
По завершении строительства скважины, работы по консервации или ликвидации осуществляются с использованием буровой установки и противовыбросового оборудования, на котором велось бурение или освоение скважины.

При необходимости консервации или ликвидации скважины по тем или иным причинам для проведения этих работ должна быть смонтирована установка капитального ремонта соответствующей грузоподъемности и обеспечивающая монтаж на устье противовыбросового оборудования.
Для сохранения пробуренного ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами). При возобновлении работ в скважине эти интервалы разбуривают.
Консервация законченной строительством скважины
План работ по консервации должен составляться с учетом фактических горногеологических особенностей разреза и конструкции скважины, содержать подробную информацию по техническому и технологическому состоянию скважины, причинах консервации, планируемых работах по оборудованию устья и ствола, указываются ответственные исполнители, необходимость и глубины спуска внутрискважинного оборудования, тип ингибитора коррозии и параметры промывочной жидкости.
Указанные в плане работы по проверке состояния скважины перед консервацией, по оборудованию устья и ствола, сроки консервации, периодичность и порядок контроля за техническим состоянием законсервированной скважины должны соответствовать требованиям.
Необходимость установки цементного моста над интервалами освоения продуктивных горизонтов и высота моста устанавливается планом работ на консервацию.
Технологические и технические решения по установке консервационного моста аналогичны требованиям по ликвидации скважины.
В зависимости от фактической величины пластового давления в продуктивном пласте и наличия агрессивных и токсичных компонентов в продукции скважины заказчик определяет необходимость включения в компоновку насосно-компрессорных труб (НКТ) клапанаотсекателя и пакера.
Заказчик определяет тип ингибитора коррозии для обработки бурового раствора при глушении консервируемой скважины, тип специальной жидкости, закачиваемой в зону перфорации для сохранения коллекторских свойств нефтенасыщенного пласта.
Последовательность работ по консервации законченной строительством скважины:

• демонтировать елку фонтанной арматуры и установить на устье превентора согласно принятой схеме, согласованной с противофонтанной службой и Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору;
• спустить НКТ 73 мм до забоя, 1ю трубу НКТ оборудовать направляющей воронкой;
• восстановить циркуляцию, промыть скважину в течение 2х циклов, довести параметры раствора до рекомендуемых проектом, обработать буровой раствор ингибитором коррозии;
• закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; в качестве такой жидкости может быть рекомендована обратная эмульсия;
• поднять НКТ до глубины установки моста;
• промыть скважину в течение 1 цикла;
• установить цементный мост;
• поднять НКТ выше на 100 м головы цементного моста;
• промыть скважину в течение 2х циклов;
• стоянка на ОЗЦ — 24 часа;
• поднять заливочные трубы;
• собрать и спустить компоновку: долото — НКТ. До «головы» цементного моста подходить с промывкой;
• нащупать цементный мост с включенной циркуляцией и испытать на прочность разгрузкой 2-3т;
• убедившись в прочности цемента, испытать мост гидравлической опрессовкой на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны с учетом плотности бурового раствора;
• поднять колонну труб НКТ с выбросом;
• спустить НКТ с направляющей воронкой до головы цементного моста, при необходимости включить в компоновку внутрискважинного оборудования обратный-клапан и пакер;
• поднять 50 м НКТ (5 труб) без долива;
• подвесить НКТ в трубной головке и установить опрессовочную пробку;
• демонтировать превентора;
• установить фонтанную арматуру;
• опрессовать фонтанную арматуру водой на давление 24 МПа;
• извлечь опрессовочную пробку;
• заполнить трубное и затрубное пространство скважины в интервале 0-30 м незамерзающей жидкостью;
• закрыть все задвижки на фонтанной арматуре, снять штурвалы с задвижек, концевые фланцы оборудовать заглушками, снять манометры и заглушить пробками отверстия под манометры;
• после демонтажа буровой установки закрыть шахту решетками и металлическими листами, вокруг устья оборудовать (забетонировать) площадку размером 4 * 4 м и оградить, на ограждении закрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения, недропользователя, даты и срока консервации.

После завершения работ по консервации устья и ствола скважины и водозаборных скважин, демонтажа буровой установки проводится техническая рекультивация земельного отвода.
На все проведенные работы по консервации скважины составляется акт за подписью исполнителей и заверяется печатью и подписью Заказчика.
На основании этого акта составляется акт на консервацию скважины.
Проект акта на консервацию вместе с актом на выполненные работы и актом на рекультивацию земли представляется в Межрегиональное управление по технологическому и
экологическому надзору.
Срок консервации и порядок контроля технического состояния законсервированной
скважины устанавливает Заказчик, исходя из конкретных горно-геологических особенностей.
Возможна консервация скважины без установки моста.
В этом случае необходимо:

• спустить НКТ до глубины текущего забоя, первую трубу НКТ оборудовать направляющей воронкой;
• промыть скважину и довести параметры бурового раствора до рекомендуемых проектом, обработать раствор ингибитором коррозии;
• поднять колонну труб НКТ до глубины 2100 м по стволу (последние 5 труб не доливать);
• заполнить верхнюю часть колонны (0-30 м) незамерзающей жидкостью (нефть, дизтопливо);
• демонтировать превенторы и установить на устье фонтанную арматуру;
• опрессовать фонтанную арматуру на 24 МПа;
• загерметизировать трубное и затрубное пространство закрытием задвижек на фонтанной арматуре;
• снять штурвалы с задвижек, установить заглушки на концевые фланцы, снять манометры и ввернуть пробки-заглушки;
• после демонтажа буровой установки закрыть шахту металлическими листами, забетонировать вокруг устья площадку размером 4 * 4 м и оградить; закрепить на ограждении металлическую таблицу с указанием номера скважины, месторождения, недропользователя, даты и срока консервации.

Периодичность проверок состояния законсервированной скважины устанавливает заказчик по согласованию с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору, но не реже 2х раз/год для законченной строительством скважины и 1 раз в квартал в процессе эксплуатации.
Результаты проверок записываются в журнале произвольной формы.
Ответственность за качество проведения работ по консервации, сохранность скважины, проверку её состояния, устранение обнаруженных в процессе проверки нарушений, охрану недр и окружающей природной среды, а также расходы на консервацию скважины несет предприятие — недропользватель.
Консервация скважины в процессе строительства
Причинами консервации не законченной строительством скважины могут быть:

• разрушение подъездных путей, наводнения и другие разрушения в результате стихийных бедствий;
• отсутствие финансирования строительства скважины;
• несоответствие фактических горно-геологических и технических условий проводки скважины проектным.

Работы по консервации скважины проводятся в соответствии с планом работ, разработанным заказчиком, исходя из конкретных горно-геологических и технических особенностей скважины.
План работ согласовывается с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.

Варианты консервации скважины в процессе строительства:

• в скважину спущена и зацементирована одна из технических колонн и ниже башмака колонны углубление ствола не проводилось;
• скважина имеет открытый ствол из-под башмака технической колонны, в котором возможны нефтегазопроявления, прихватоопасные зоны и осыпи.

В зависимости от длительности консервации скважины по 1 варианту последовательность работ следующая:
— спустить в скважину бурильный инструмент без УБТ и долота до глубины искусственного забоя (цементного стакана в колонне);
— промыть скважину с обработкой и доведением параметров бурового раствора до проектных, обработать раствор ингибитором коррозии;
— приподнять колонну на 50 м выше искусственного забоя и верхнюю часть скважины (0-30 м) заполнить незамерзающей жидкостью; при длительной консервации целесообразно поднять инструмент во избежание прихвата бурильных труб баритовыми (шламовыми) пробками и потери сообщения между трубами и затрубьем;
— загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
— провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации;
— на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения, организации-владельца, дату начала и срока консервации;
— составить акт на проведенные работы за подписью исполнителей.
При консервации скважины по 2 варианту в зависимости от длины открытого ствола, интенсивности нефтегазопроявлений, осыпей стенок скважины, наличия прихватоопасных зон и длительности консервации заказчик определяет необходимость установки консервационного цементного моста в башмаке последней технической колонны.
Последовательность работ при этом следующая:
— спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины;
— промыть скважину с обработкой и доведением параметров бурового раствора до проектной;
— поднять инструмент до интервалов, склонных к осыпям и обвалам, или в подошву прихватоопасных зон;
— закачать в вышеуказанные зоны высоковязкие пачки бурового раствора с полным перекрытием интервалов возможного осложнения ствола;
— поднять бурильный инструмент в башмак последней технической колонны;
— при необходимости установить в башмаке технической колонны (при длительной консервации) цементный мост высотой 100 м; после ОЗЦ испытать его на прочность;
— поднять бурильные трубы;
— верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью (нефть, дизтопливо) в интервале 0-30 м;
— загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
— провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документацией;
— на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, площади, организации-владельца, даты и срока консервации.
Сроки консервации скважины в процессе строительства и продление сроков консервации определяет заказчик в зависимости от реального времени устранения причин консервации и согласовывает эти сроки и продление их с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.
Датой прекращения консервации скважины является дата окончания работ по ее расконсервации.
Ликвидация скважины.
В соответствии с требованиями работы по ликвидации и консервации скважины проводятся по планам работ, разработанным и утвержденным заказчиком с учетом фактического технического состояния скважины и согласованным с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.
При консервационных и ликвидационных работах по завершении строительства скважины используется ПВО согласно схеме оборудования устья, разработанного буровым подрядчиком.
По согласованию с заказчиком план изоляционно-ликвидационных работ может разрабатывать буровой подрядчик.
При ликвидации и консервации скважины с использованием установки капитального ремонта устье скважины должно быть оборудовано превенторами.
Во всех случаях схема оборудования устья ПВО должна быть согласована с противофонтанной службой и Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.
Одним из технических решений по ликвидации скважины является установка цементных мостов.
Высота цементных мостов и места их установки в скважине рассчитываются, определяется компонентный состав цементных растворов, необходимое количество материалов и тампонажной техники, компоновки инструмента для установки цементных мостов, испытания их на прочность и герметичность, расчетные нагрузки и давления гидравлической опрессовки мостов, характеристики заливочных труб.
Рецептуры цементного раствора могут быть изменены в зависимости от фактических геолого-технических и технологических условий скважины.
Основным параметром принимается расчетная продолжительность времени установки мостов, с учетом которого и в соответствии с требованиями определялось время начала загустевания цементного раствора.
Время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) для всех мостов принимается не менее 24 часов.
В качестве продавочной жидкости может быть рекомендован буровой раствор, на котором проводилось заканчивание скважины бурением.
Наличие и испытание на прочность цементных мостов проводится разгрузкой труб соответствующего диаметра, подобранных по расчету в соответствии с конструкцией скважины и усилием, не превышающим предельно-допустимую нагрузку на цементный камень.
Мост, установленный в башмаке технической колонны, испытывается гидравлической опрессовкой на давление, не превышающее давление последней опрессовки колонны с учетом плотности бурового раствора.
Порядок работ по ликвидации скважины
В изоляционно-ликвидационном плане работ должна быть представлена информация:

• об истории бурения и эксплуатации,
• о техническом состоянии ствола и устья скважины,
• чем оборудовано и на какие давления опрессовано,
• работам по установке цементных мостов,
• испытанию мостов на прочность и герметичность,
• оборудованию устья ликвидируемой скважины,
• ликвидации водозаборных скважин и рекультивации нарушенных земель с указанием ответственных исполнителей.

В проекте при установке всех цементных мостов можно принять следующие технологические особенности:

• способ установки мостов — на равновесие;
• метод установки — с контролем по объему;
• заливочная колонна труб — НКТ-73;
• глубина спуска заливочной колонны — до подошвы моста;
• тампонажный материал — цемент марки ПЦТ-I-G;
• жидкость затворения — техническая вода плотностью 1020 кг/м3;
• буферная жидкость — вода + МБП-С (материал буферный порошкообразный структурообразующий);
• продавочная жидкость – буровой раствор плотностью 1050 кг/м3;
• контрольный анализ цементного раствора — обязателен непосредственно на буровой перед началом работ по установке моста.

Последовательность работ по тампонажу согласно расчету и испытанию цементных мостов
на прочность и герметичность:

• Закачка буферной жидкости № 1 плотностью 1050 кг/м3.
• Закачка цементного раствора плотностью 1930 кг/м3.
• Закачка буферной жидкости № 2 плотностью 1050 кг/м3.
• Закачка продавочной жидкости плотностью 1050 кг/м3 в объеме по расчету.
• Подъем заливочных труб на высоту цементного моста.
• Герметизация устья скважины превентором и подготовка к обратной промывке.
• Срезка моста и обратная промывка в объеме «продавочная жидкость + буфер №2 с контролем объема и параметров выходящего бурового раствора. При отсутствии в желобах цементного раствора и буфера продолжить обратную промывку из расчета дополнительной прокачки половины расчетного объема продавочной жидкости.
• Разгерметизация устья.
• Подъем колонны заливочных труб на 100 м выше «головы» моста.
• Стоянка на ОЗЦ (ожидание затворения цемента) — не менее 24 часов с контролем проб и цемента.
• Подъем колонны заливочных труб.
• Спуск долота диаметром, соответствующего диаметру ствола скважины или колонны в компоновке с НКТ, нащупывание цементного моста с промывкой.
• Испытание моста на прочность разгрузкой инструмента.
• Испытание моста на герметичность при закрытом превенторе, при необходимости опрессовка снижением уровня компрессором с закачкой в затрубное пространство инертного газа (азота).
• Промывка, обработка бурового раствора ингибитором коррозии.
• Подъем долота с разборкой НКТ.
• Закачка в трубы и затрубье на глубину 30 м незамерзающей жидкости.

Результаты работ по установке мостов, проверке их на прочность и герметичность оформляются соответствующими актами за подписью исполнителей.
После завершения работ по ликвидации ствола скважины, демонтируются превентора, их обвязка и устье скважины оборудуются в соответствии с требованиями.
Если скважина находится на землях, не используемых для сельскохозяйственных целей, демонтируется колонная головка, обрезаются обсадные трубы, на колонну Ø 324 мм, наворачивается заглушка или на колонный фланец, крепится глухой фланец с вваренным патрубком и вентилем.
На устье устанавливается бетонная тумба размером 1 * 1 * 1 м с репером высотой не менее 0,5 м от верха тумбы с металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, площадь, предприятие-пользователь недр, дата ликвидации.
При расположении скважины на землях, используемых для сельско-хозяйственных целей, устье скважины должно быть углублено на 2 м от поверхности земли; обрезаются все колонны, на колонне Ø 324 мм приваривается сплошным швом глухой фланец (заглушка) и таблица, на которой электросваркой указывается номер скважины, площадь, предприятие-пользователь недр, дата ликвидации.
Схема оборудования устья ликвидированной скважины и периодичность проверок его состояния согласовывается с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.
После завершения работ по ликвидации скважины, проводятся работы по ликвидации водозаборных скважин в соответствии с планом на их ликвидацию, если землепользователь письменно откажется от их дальнейшего использования.
План работ на ликвидацию водозаборных скважин составляет буровой подрядчик, осуществляющий строительство разведочной скважины и согласовывает его с заказчиком, он же проводит работы по их ликвидации.
После завершения всех ликвидационных работ, демонтажа и вывоза бурового оборудования, материалов и химреагентов буровой подрядчик проводит технический этап рекультивации земельного отвода с оформлением соответствующего акта-приемки рекультивированной земли землепользователем.
На все проведенные ликвидационные работы по установке цементных мостов, испытанию их на прочность и герметичность, оборудованию устья разведочной скважины, ликвидацию водозаборных скважин и рекультивацию земельного отвода должны быть составлены соответствующие акты за подписью исполнителей, утвержденные и заверенные печатью заказчика.
На основании этих актов составляется акт на ликвидацию скважины.
Проект акта на ликвидацию скважины совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенных заказчиком, а также совместный с землепользователем акт на рекультивацию земельного отвода и другие материалы согласно положения о ликвидации скважины представляются на согласование в Межрегиональное управление по технологическому и экологическому надзору.
Ликвидация законченной строительством скважины считается завершенной после
подписания акта о ликвидации пользователем недр и Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.

Категории скважин, подлежащих ликвидации

Скважины, подлежащие ликвидации, подразделяются на следующие категории:

I — выполнившие свое назначение, II — геологические, III — технические, IV — технологические.

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

а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, другими технологическими документами на разработку месторождения, кроме скважин, дающих продукцию и подлежащих обустройству;

б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технической схемой разработки, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, или при отсутствии необходимости их перевода в контрольный, наблюдательный, пьезометрический фонд;

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

г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, наблюдательные и иные при отсутствии необходимости их дальнейшего использования;

д) скважины нагнетательные, наблюдательные, а также пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях.

II категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам.

К ним относятся:

а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, т. е. в зонах отсутствия коллекторов, в законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, работы по интенсификации притока в которых результатов не дали;

б) скважины, строительство которых прекращено из-за нецелесообразности дальнейшего ведения

в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не до­веденные до проектной глубины из-за несоответствия факти­ческого геологического разреза проектному.

III категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные).

К ним относятся скважины, строительство или эксплуатция которых прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно:

а) в результате открытых фонтанов, пожара, аварий с бурильным инструментом (промежуточными или эксплутационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем); неудачного цементирования;

б) в результате притока пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;

в) в результате естественного износа и коррозии колонн;

г) при разрушении устья скважины в результате стихийных бедствий (землетрясений, оползней);

д) при смятии, сломе колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;

е) при аварийном уходе плавучих буровых установок;

ж) пробуренные с отклонением от проектной точки вскрытия пласта.

IV категория — скважины, ликвидируемые по технологическим причинам.

К ним относятся:

а) скважины, законченные строительством и не пригодные к эксплуатации из-за несоответствия эксплуатационной колонны, прочностных и коррозионо-стойких характеристик фактическим условиям;

б) скважины, не пригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых методов воздействия на пласт;

в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 лет и более, и в ближайшие 5—7 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;

г) скважины, расположенные в санитарно-защитных, охранных зонах населенных пунктов, рек, водоемов и в запретных зонах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При планировании энергетической стратегии России делается ставка не только на открытие и разработку новых нефтяных и газовых месторождений, но и на ускоренную реализацию научно-технических проектов на месторождениях с истощенными или низкодебитными запасами. Существующие технологии уже находятся на пределе своих возможностей. Сама логика развития топливно-энергетического комплекса страны заставляет более внимательно подходить к проблемам основных нефтегазовых провинций (И. Матлашов), которые вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54% (2000 г.), а доля трудноизвлекаемых запасов повысился до 55—60%. Ресурсный потенциал «новых» провинций в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке в несколько раз ниже, чем в «старых» освоенных районах, а их освоение в пересчете на тонну извлеченной нефти обходится почти в два раза дороже, чем суммарная стоимость работ по восстановлению дебита скважин на старых месторождениях.

В газовой промышленности некоторые «старые» месторождения в значительной мере выработаны: Медвежье — на 78%, Ямбургское — на 46%, Уренгойское — на 67% (И. Матлашов).

Поэтому одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий (Coiled Tubing). Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль. Технология бурения с использованием гибких труб позволяет бурить на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3—5 раз. Особенно перспективным является применение горизонталь­ного бурения с использованием гибких труб дополнительных горизонтальных стволов из колонн старых скважин при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин.

Бурение с использованием гибких труб позволяет вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе многие и многие забалансовые углеводороды и добывать дополнительно в нашей стране до 50 млн. т нефти и до 30 млрд. м3 газа ежегодно (И. Матлашов).

Базирующиеся на использовании длиномерных (до 3000— 5000 м) безмуфтовых гибких труб, наматываемых на барабан и многократно используемых для спуска в скважину, техноло­гии позволяют сократить в 2—5 раз время и удешевить ремон-тно-восстановительные работы (Л. Груздилович). Срок окупаемости агрегатов, разработанных специалистами Республики Беларусь и РФ, как правило, не более 6 месяцев.

Колтюбинговые агрегаты могут выполнять такие операции, как ликвидация отложений парафина, гидратов и песчаных пробок; обработка призабойной зоны; спуск в скважину оборудования для геофизических исследований; установка цементных мостов и баритовых пробок; забуривание вторых стволов, промывка поглощающих скважин с АНДП пенными сис­темами для улучшения выноса механических примесей; геофизические исследования в открытом и обсаженном стволе (каротаж, каротаж — испытания — каротаж, шумометрия и др.); установка кислотных и щелочных ванн; глубокопроникающие обработки продуктивного пласта (ПП) пенокислотными составами; селективные обработки вскрытых интервалов ПП; промывка ПП с использованием жидкого азота; периодические продувки ПЗП азотом с целью удаления пластовых вод; промывка фильтра и зумпфа от механических примесей; промывка гравийной набивки фильтра от различных отложений растворами ПАВ и растворителями; интенсификация продуктивного пласта скважин, оборудованных фильтрами; вымыв гравийной набивки при извлечении фильтра; промывка ПЗП нефтяных скважин от асфальто-смолистых отложений горячей нефью или растворителями.

Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом и полного диапазона регулируемых депресионных воздействий по всему вскрытому разрезу скважины позволит:

—осваивать скважины пенными системами;

—снижать уровень жидкости до необходимой глубины;

—продувать скважины газообразным азотом;

оптимизировать притоки пластовых флюидов.Анализ результатов исследований указывает на возможность управления пластовой энергией при интенсификации прито­ков и добыче нефти и газа таким образом, чтобы гидродинамическая связь между скважиной и пластом была наиболее выгодной. Это позволит:

—продлить срок немеханизированной добычи нефти;

—успешно бороться со скважинными отложениями;

—предупреждать образование водяных пробок на забое газовых скважин;

—замедлять процесс обводнения нефтяных скважин;

—выбирать депрессии, обеспечивающие наилучшие условия для притока флюида.

Наибольший эффект может быть получен на малодебитных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (Б. Кравченко).

В настоящее время нашими предприятиями выпускается восемь колтюбинговых агрегатов для спуска гибких труб диаметром от 19 до 73 мм для работы в скважинах глубиной до 5000 м:

1. Колтюбинговая установка М-40: усилие инжектора 40 т; труба диаметром 60/73 мм, длиной 3500/2200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости.

2. Колтюбинговая установка М-20: усилие инжектора — 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 3800/3000 м. Шасси повышенной проходимости МЗКТ 8×8.

4. Колтюбинговая установка М-10.01: усилие инжектора —до 12 т; труба диаметром 19,05/38,1 мм, длиной 5000/1800 м.Шасси МАЗ бхб.

ЛИТЕРАТУРА

1. Молчанов Л. С. Подземный ремонт скважин. М.: Недра,1986.

2. Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.:Недра, 1997.

3. Освоение скважин. //Авт. Булатов А. И., Качмарь Ю. Д. ,Макаренко П. П., Яремийчук Р. С.// Под редакцией д.т.н. проф. Р. С. Яремийчука. М.: Недра, 1999.

5. РД-08-71-94. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением коллегии Госгортехнадзора России 19.08.1994г., №51.

6. Амиров А. Д.. Овнатанов С. Т., Яшин А. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1975.

7. Грайфер В. И., Шумилов В. А., Каменев В. Н. Организацияи технология капитального ремонта скважин. — М.: Недра, 1979.

Введение…………………………………………………. 3

Подготовка скважин к эксплуатации 5

1.1.Призабойная зона пласта………………… 5

1.2.Конструкции скважин ……………………. 5

1.3.Конструкции забоев скважин…………… ю

1.4.Гидродинамическое несовершенство скважин. . . 27

1.5.Воздействие на фильтрационные свойства пласта в
околоскважинной зоне…………………………. 38

1.6.Движение жидкости и газа в системе «пласт—сква­
жина»…………………………………………………. 46

1.7.Виды ремонтов нефтяных и газовых скважин … 51

В нашей стране, консервация и ликвидация скважин регламентируется инструкцией Госгортехнадзора за номером РД08-347-00. В ней подробно изложены права и обязанности недропользователей, порядок составления проекта, и условия выполнения работ в тех или иных ситуациях.

Заброшенная скважина: такого быть не должно

Опираясь на положения данного документа, мы расскажем о том, как нужно правильно избавиться от скважины, выработавшей свой ресурс. В дополнение предлагаем ознакомиться с видео в этой статье.

ОРГАНИЗАЦИЯ ЛИКВИДАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин, требует осуществления перевода буровых объектов в такое состояние, которое обеспечит и охрану окружающей среды, и безопасность населению, и сохранность недр. В связи с этим, их пользователям предписывается: обеспечить сохранность скважины (законсервировать), если она ещё может быть использована, либо принять меры по полной ликвидации.

Обратите внимание! Владелец скважины вправе не заниматься этими вопросами самостоятельно, а передать по договору право на составление проекта и производства предусмотренных в нём работ, другому предприятию. Важно только, чтобы у него имелась лицензия на такую деятельность.

Проект и его воплощение

Ликвидация скважины на воду, как и любого другого бурового объекта, инициируется тем физическим либо юридическим лицом, которое является её владельцем. Он же осуществляет контроль, и несёт персональную ответственность за рациональность использования добываемых ресурсов.

Проект ликвидации скважины может быть типовым; разработанным ещё в процессе разведочного бурения; либо создаваться непосредственно перед выполнением работ.

Его структура включает такие разделы:

• Пояснение, в котором обосновываются причины, по которым скважина должна быть ликвидирована;
• Перечень технических решений, связанных с данным процессом;
• Организационные нюансы, и порядок ликвидации скважин;
• Список мероприятий, обеспечивающих безопасность окружающей среды и охране недр;
• Смета.

Если скважина консервируется, то в пояснительной записке должны быть представлены варианты производства работ в процессе строительства или при его завершении, а так же при эксплуатации, в том числе и сезонной.

В проекте должны быть представлены способы оборудования устья скважины, и её консервации. Пункты по обеспечению охранных мероприятий и сметные расчёты, выполняются аналогично.

Предстоит ликвидация

Когда в проект, разработанный ранее, вносятся какие-либо изменения, они подлежат дополнительной оценке и согласованию с Госгортехнадзором. При этом разработчик такой документации обязан по ходу выполнения работ осуществлять авторский надзор. Его условия обязательно оговариваются в договоре недропользователя с проектировщиком.

Ликвидация водозаборной скважины считается завершённой только тогда, когда подписан и зарегистрирован соответствующий акт. Когда речь идёт о консервации, проект устанавливает сроки. Если они по какой-то причине превышены, и возникла угроза нанесения вреда природе или населению, контролирующие органы вправе потребовать проведения ликвидационных мероприятий.

Категории ликвидируемых скважин

Существует несколько категорий буровых объектов, которые подлежат устранению. Главным критерием такого разделения являются причины ликвидации скважин.

А они могут быть такими:

• Категория I

В основном это скважины, отработавшие свой срок. И дебит скважины уже достиг нижнего предела, и объект стал попросту нерентабельным.

• Категория II

К данной категории относятся такие скважины, которые пробурены до проектной отметки, но в процессе работ попали в неблагоприятные условия. Например: искали воду, а обнаружили газ в непромышленном масштабе.

Сюда относятся так же скважины, которые не были доведены до проектной глубины из-за несоответствия проектной и фактической структуры пластов, либо вследствие возникновения непреодолимых препятствий.

• Категория III

Проблемы возникают и при возникновении различных форс-мажорных ситуаций. Ликвидация аварий в скважине, произошедших как в процессе строительства, так и при эксплуатации или капремонте, нередко бывает экономически нецелесообразной.

Это обрыв технической или эксплуатационной колонны, кабеля, попадание в ствол бурильных инструментов, некачественное цементирование (см. Цементирование скважин: способы и технологии). Иногда ликвидируется не весь ствол, а только его часть. Однако это имеет смысл только в том случае, когда выше аварийного участка есть продуктивный горизонт.

Форс-мажорная ситуация: обвал грунта

• Категория IV

Сюда относятся все скважины, которые должны быть ликвидированы по экологическим, либо технологическим причинам. Например, когда строительство скважины закончено, но она не может эксплуатироваться из-за несоответствия фактическим условиям.

В четвёртой категории так же и ранее законсервированные скважины, но не введённые в эксплуатацию; незаконно пробуренные; находящиеся в зонах, где произошло изменение геологической обстановки.

ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ

Если сказать кратко, то ликвидация артезианской скважины выполняется в таком порядке. Сначала изучается её геофизическое состояние, производится откачка воды и подъём на поверхность оборудования.

Заметим, что все, случайно попавшие в скважину предметы или упавшие инструменты, тоже должны быть извлечены. На этом вопросе остановимся более подробно, так как данная информация может пригодиться не только при ликвидации, но и при эксплуатации скважины.

Удаление предметов из ствола скважины

В ствол скважины может попасть что угодно: какая-либо деталь, инструмент, кабель, трос, насос или его двигатель. Тут вопрос заключается даже не в том, чтобы вытащить упавший предмет в целостности, а в том, чтобы вообще его как-то извлечь, хоть и по частям.

В этом заключается основная трудность, так как ствол имеет большую протяжённость. К тому же, предмет в нём может просто заклинить.

Видеокамера для инспекции скважин

Для обследования скважин сегодня применяют специальные зонды, оснащённые видеокамерой, либо так называемое, акустическое скважинное телевидение (САТ). Для извлечения предметов используют ловильный инструмент.

Если предмет металлический, и имеет небольшие размеры, для его подъёма используют электомагнит. Но он поможет не в любой ситуации. В процессе проходки, например, иногда происходит излом труб. При их извлечении такой инструмент, как метчик, просто незаменим — с его помощью трубу можно отвинтить и извлечь по частям.

Ловильный магнит

Перечень ловильных инструментов достаточно большой: это и паук, и отводной крючок, и боковое долото. Ловильный колокол, например, незаменим при извлечении бурового инструмента, имеющего цилиндрическую форму. Его сцепление с предметом происходит путём навинчивания, после чего производится подъём на поверхность.

Цементирование и прочие операции

Когда вода из скважины откачана, а ствол освобождён от мусора, производится разбуривание песчаной пробки. На следующем этапе, её необходимо промыть и произвести дезинфекцию.

В зависимости от протяжённости ствола, для промывки может быть использован компрессор, погружной или буровой насос. После того, как пойдёт чистая вода, промывку повторяют, но уже раствором хлорной извести.

Промывка скважины

Теперь наступает самый ответственный момент: цементация скважины. Делается это с целью упрочнения и отсечения ствола от шурфа. В проекте обязательно присутствует вот такая схема, как на фото снизу.

Как видите, здесь дано послойное описание пород, приведены данные по диаметрам труб и отметкам их установки.

Рабочий проект на ликвидацию скважины

В схеме так же даётся подробная информация по заделке скважинного ствола: на какой отметке ведётся засыпка гравия и песка, на какой заливается цементный мост. Исключительно доходчиво, и, тем не менее, зацементировать своими руками глубокую скважину вряд ли получится.

Так выглядит ликвидированная скважина

Итак:

• Перед тампонированием вокруг устья скважины копают шурф 1м*1м, глубиной 2м.
• Скважинную трубу обрезают так, чтобы её верх лишь немного возвышался над дном ямы, и приступают к тампонажу.
• Чтобы уменьшить расход цемента, в глубоких скважинах цементные мосты до пяти раз чередуют с гравийной засыпкой.
• Небольшие скважины бетонируют на всю глубину: сначала засыпают гравий, а потом заливают жидкий раствор цемента марки М400.
• Затем на устье устанавливается заглушка, и оно полностью цементируется, как показано на фото сверху.

В завершение оформляется акт, на основании которого буровой объект может быть снят с учёта, и можно считать, что ликвидация скважин завершена.

Лекция №28. ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ

Ликвидация скважин — это полное списание скважины со счетов вследствие невозможности ис­пользовать ее по техническим или геологическим причинам для продолжения ее бурения или эксплуатации. Сква­жины, подлежащие ликвидации, могут быть не закончены бурением или находившиеся в эксплуатации.

Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением о порядке ликвидации скважин и списании затрат на их сооружение. Работы по ликвидации скважин, находящихся на балансе НГДУ, производят бригады по капитальному ремонту скважин.

Причины, на основании которых ставится вопрос о ликвидации не законченных бурением скважин: 1) сложная авария в скважине и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования сква­жины для других надобностей, например, возврат на вышеле­жащие горизонты или использование в качестве нагнетатель­ной или наблюдательной; 2) полное отсутствие нефтегазонасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов (разведочная) и невозможность использования ее для других надобностей (воз­врат, углубление и т. д.).

Причины, являющиеся основанием для ликвидации эксплу­атационных скважин: 1) техническая невозможность устранения аварии в скважине (дефект колонны, оставление инструмента, труб и т. д.) и отсутствие объектов для эксплуата­ции выше дефектного места в колонне; 2) полное обводнение контурной водой и отсутствие объектов для возврата.

В зависимости от причин ликвидации скважины подразделяют на шесть разрядов.

1. Поисковые, разведочные, опорные, параметрические скважины, оказавшиеся “сухими” или водяными; не доведенные до проектной глубины, но вскрывшие проектный горизонт; давшие притоки нефти, газа; скважины с забалансовыми запасами или эксплуатация которых нерентабельна и т.д.

2. Добывающие скважины, оказавшиеся “сухими” или водяными; оценочные скважины, выполнившие свое назначение; нагнетательные, наблюдательные и скважины для сброса сточных вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных условиях.

3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки или аварии при строительстве; аварии в процессе эксплуатации и т.д.

4. Скважины, числящиеся в основных фондах НГДУ: после полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта; при снижении дебита до пределе рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта; при прекращении приемистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приемистости; при отсутствии необходимости дальнейшего использования (наблюдательные, оценочные и нагнетательные скважины), выбывшие из эксплуатации из-за нарушения обсадных колонн вследствие коррозии, на ко торых проведение ремонтно-восстановительных работ технически невозможно или экономически нецелесообразно.

5. Скважины, расположенные в запретных зонах (полигоны, водохранилища, населенные пункты, промышленные предприятия и т.д.); ликвидируемые после стихийных бедствий; специального назначения; пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ; ликвидируемые вследствие геологических осложнений и т.д.

6. Скважины, законсервированные в ожидании организации промысла, в том числе зачисленные в состав основных фондов, если их консервация превышает 10 лет, а ввод этих площадей в разработку на ближайшие 5-7 лет планами не предусматривается; использование которых в качестве эксплуатационных невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации.

План на каждую ликвидируемую скважину составляет НГДУ или УБР. Он состоит из двух частей. Первая содержит краткие сведения о первоначальном и текущем назначении скважины, ее конструкции, история ее эксплуатации и причинах ликвидации. Вторая часть включает перечень операций по оценке технического состояния скважины, технологию ремонтно-восстановительных работ на случай обнаружения дефектов в состоянии скважины и технологию работ по непосредственной ликвидации скважины.

Оценка технического состояния скважины заключается в: определении герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой или при проведении анализа состава жидкости, поступающей из скважины (или иными методами); если колонна не герметична, то интервал нарушения определяют расходомером (дебитомером), термометром или поинтервальной опрессовкой; определении высоты расположения цементного кольца за эксплуатационной колонной; выявлении перетока жидкости за колонной скважины.

Технологией работ по ликвидации скважины предусматривается:

— промывка скважины со спуском НКТ до забоя; очистка стенки эксплуатационной колонны от глинистого раствора, нефти, АСПО и продуктов коррозии в интервале установки цементного моста;

— в зависимости от удаленности продуктивных пластов (интервала перфорации) друг от друга установка сплошного или прерывистого цементных мостов от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и интервалов газонефтеводопроявлений; высота каждого цементного моста равна толщине пласта плюс двадцать метров выше кровли и ниже его подошвы; над кровлей верхнего горизонта цементный мост устанавливают на высоте не менее 50 м; Рецептура цементного раствора подбирается в лаборатории;

— в случае ликвидации скважины (особенно с открытым забоем) с пластовым давлением ниже гидростатического (цементный раствор поглощается) предварительное ограничение поглотительной способности пластов, применение тампонажных растворов с регулируемой плотностью и временем загустевания, равным времени закачивания их в интервал установки мостов или в заколонное пространство;

— оценка опрессовкой герметичности затвердевшего тампонажного материала; отбивка полной нагрузкой НКТ при циркуляции промывочного раствора верхней границы моста;

— извлечение обсадных колонн при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, способных загрязнить верхние пресные воды;

— срез и извлечение эксплуатационной колонны, если в результате ремонтно-восстановительных работ не удалось по техническим причинам поднять цементный раствор за ней до устья и башмака предыдущей колонны; установка цементного моста под давлением над оставшейся в скважине эксплуатационной колонной до устья; проверка герметичности цементного моста;

— проверка герметичности межколонного пространства между направлением и кондуктором, между кондуктором и промежуточной колонной; при отсутствии герметичности закачивание цементного раствора (или другого тампонажного материала) под давлением до полной герметизации межколонного пространства.

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером, на котором электросваркой делают следующую надпись: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации (НГДУ, УБР). Для установки репера на сплюснутой сверху трубе спускают на глубину не менее 2 м деревянную пробку и заливают до устья цементным раствором. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м. Высота репера над бетонной тумбой не менее 0,5 м.

Если промежуточную колонну извлекают, то репер устанавливают в кондукторе или направлении и также сооружают бетонную тумбу.

При ликвидации скважин по шестому разряду все обсадные колонны (направление, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны) полностью срезают на 1 м ниже отметки дна (реки, водохранилища), и эту часть извлекают из скважины. Оставшуюся часть обсадных колонн в скважине сверху заливают цементным раствором с поднятием его до поверхности дна (реки, водохранилища).

НГДУ назначает со стороны исполнителя лицо, ответственное за проведение работ по ликвидации скважины. Контроль качества выполняемых работ осуществляет представитель цеха по добыче нефти и газа или ППД в зависимости от категории (принадлежности) скважины.

Основная литература: 1, 4

Дополнительная литература: 1

Контрольные вопросы:

1. Что такое «ликвидация скважин»?

2. Какие виды бывают скважины в зависимости от причин ликвидации?

3. Что предусматривается под технологией работ по ликвидации скважин?

Лекция № 29,30. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС И ПРС.

1. Охрана труда на производстве — один из необходимых принципов организации труда в нашей стране. Обычно различают три вида охраны труда: правовую (трудовое законодательство, предусмотренное Конституцией СНГ и союзных республик), санитарную (производственная санитария и гигиена) и техническую.

2. Предметом технической охраны труда или техники безопасности является борьба с опасностями и вредностями, возникающими в процессе производства по техническим причинам, для чего проводятся различные мероприятия.

3. Мероприятия по технике безопасности касаются:

— оборудования и технологического процесса;

— организации труда и производства;

— поведения работников в производственной обстановке.

4. Под производственным несчастным случаем понимается травма, большей или меньшей степени тяжести, полученная работающим внезапно в процессе выполнения им производственных операций.

5. Основными путями борьбы с промышленным травматизмом являются усовершенствование и рационализациятехнологического процесса, модернизация оборудования и механизмов, автоматизация производственных процессов и комплексная механизация трудоемких и тяжелых работ, строгое выполнение требований и правил по охране труда и технике безопасности, проведение производственного инструктажа, массовая пропаганда путем демонстрации фильмов, организация лекций, докладов, уголков и фотовитрин по технике безопасности и безопасным методам труда.

6. Причины травматизма при КРС подразделяются в основном на пять категорий: 1) неправильные приемы работы; 2) неудовлетворительный технический надзор; 3) неподготовленность рабочего места; 4) неисправность оборудования и инструмента; 5) несовершенство конструкций оборудования и инструмента.

7. Основными показателями для анализа несчастных случаев являются коэффициент частоты несчастных случаев Кч и коэффициент тяжести Кт, определяемые по формулам:

Кч = *1000;

Кт = ,

где Н — число несчастных случаев; Р — число работников по списочному составу (среднесписочное число рабочих); D —число дней нетрудоспособности (в рабочих днях), потерянных из-за несчастных случаев с законченной нетрудоспособностью за период времени; Н3 — число несчастных случаев с законченной нетрудоспособностью за данный период времени.

8. Методы изучения несчастных случаев: статистический и технический. Первым методом пользуются при наличии достаточного и доброкачественного материала (по преимуществу актов о несчастных случаях). Он дает возможность обнаружить наиболее поражаемые несчастными случаями участки, а также при­чины, чаще всего приводящие к несчастным случаям. С помощью второго метода находят связь происшедшего несчастного случая с техникой производства. Этим методом пользуются непосредственно на производстве. Виды данного метода следующие: расследование на месте (индивидуальный случай), монографический, групповой, топографический, сопоставительного анализа и т. п.

9. Нефтегазодобывающие предприятия характеризуются выделением из состава нефти и нефтяного газа различных компонентов, представляющих опасность отравления людей, а при определенных условиях — и опасность взрывов.

Кроме этих веществ, на предприятиях применяются токсические вещества (яды), т. е. химические элементы, вступающие с клетками организма в химиче­ское соединение. В результате могут быть осложнения. Нефть, бедная аромати­ческими углеводородами, вызывает сильное раздражение слизистой оболочки глаз и дыхательных путей. При соприкосновении кожи рабочих с нефтью развиваются кожные заболевания.

Нефтяной газ состоит из углеводородов, в основном из метана (~90% по объему); остальные: 2—5% этан, пропан, бутан, гектан и другие более тяжелые углеводороды. В некоторых газах содержатся сероводороды (0,02—6%). Метан и этан не ядовиты, но при недостатке кислорода в воздухе вызывают удушье. Первые признаки недомогания обнаруживаются, когда содержание метана в воздухе достигает примерно 25—30%.

Концентрация углеводородов свыше 40 мг/л приводит почти мгновенно к смерти. В таблице 3 приведены предельно допускаемые концентрации различных веществ.

Из компонентов природных и попутных газов особенно токсичен сероводород. При его концентрации 1 мг/л и более может произойти острое отравление.

Таблица 3- Предельно допускаемые концентрации различных веществ.

Вещество	Предельно допустимая концентрация, мг/л
Углеводороды	0,30
Сероводород	0,01
Окись углерода	0,03
Пары соляной кислоты	0,001

Дата добавления: 2015-03-03; просмотров: 7211;