Консервація морських свердловин

Свердловини, знаходяться в стадії будівництва (буріння або випробування), можуть бути тимчасово законсервовані по ряду при-чин. Наприклад, подальше проведення бурових робіт з ПБО не-можливо через наявність рухомих льодових полів, внаслідок за-мерзанія акваторій, при хвилювання моря, що перевищує допустимі значення. Консервація свердловин може бути обумовлена еко-номічного доцільністю перекладу ПБО з одного району ра-бот на інші площі шельфу, де можливе виконання визна-ленного обсягу робіт з буріння з наступною консервацією стовбура свердловини.

Всі роботи, пов'язані з консервацією стовбура свердловини, поса-ни виконуватися з урахуванням вимог, викладених нижче. Це дозволить скоротити час і матеріально-технічні засоби і, з-відповідально, підвищити техніко-економічні показники бурових робіт.

Консервація свердловин, закінчених будівництвом.

Консервації підлягають параметричні, пошукові, хіба-дочние, експлуатаційні та нагнітальні свердловини, якщо їх введення в експлуатацію неможливий на протязі одного місяця з вікон-чаніі випробування, а також діючі свердловини при необхід-мости виведення їх з експлуатації. Свердловини, що підлягають консерв-ваціі, повинні бути герметичними і не повинні мати перетоків пластових флюїдів.

Для розвідувальних свердловин, що містять в своїй продукції (флюїди) агресивні компоненти (наприклад, сірководень), Терміни і порядок консервації в кожному конкретному випадку встановлювали-ются геологічною службою виробничого об'єднання по погодженням з органами технагляду.

Консервація свердловин та продовження строків консервації оформ-ляють актом встановленої форми. Акти на консервацію сква-жин на строк до трьох місяців затверджуються генеральним Директ-ром виробничого об'єднання.

Консервація свердловин на строк більше трьох місяців також про-переводити за погодженням з органами Держнаглядохоронпраці і утверж-дається генеральним директором виробничого об'єднання.

Термін консервації експлуатаційних і нагнітальних сква-жін - два роки; при необхідності виробниче об'єднання може його продовжити.

Загальний термін консервації свердловин визначається керівництвом виробничого об'єднання виходячи з технологічної необхід-хідності та технічного стану свердловин.

В тих випадках, коли загальний термін консервації становить бо-леї двох років, акти на консервацію свердловини можуть оформлятися відразу на весь термін при позитивному висновку органів Держ-гортехнадзора, після чого вони повинні затверджуватися генеральним директором виробничого об'єднання.

Якщо в продукції свердловини є агресивні компоненти (сірководень та ін), необхідно передбачити додаткові заходи щодо корозійної захисту обсадної колони і обладнання устя свердловини, а також забезпечити збереження цементних мостів і цемент-ного каменя в заколонном просторі в період консервації.

Відповідальність за якісне виконання робіт з консерв-ваціі свердловини покладається на керівництво ПБО, за облік, надлом-жащее зміст законсервованих свердловин і їхнє збереження на весь період консервації - на керівництво виробничого об'єднання.

Установка цементних мостів і їх випробування повинні вироб-водиться відповідно до існуючими положеннями у присутності-наслідком представника АВО.

В період консервації здійснюється перевірка технічного стану гирла свердловини. Періодичність перевірки - не рідше одного разу (при необхідності і більше) на рік згідно з графіком, складеним виробничим відділом об'єднання.

В законсервованих свердловинах, флюїд яких містить агресивні компоненти (наприклад, сірководень), здійснюється перевірка гирла на герметичність і відсутність перетоків на ньому. Періодичність перевірки - не рідше двох разів (при необхідності і більше) на рік згідно з графіком перевірки.

В разі виявлення негерметичності гирла свердловини і заколонних перетоків проводяться роботи з їх усунення відповідно до плану, узгодженого з воєнізованих загонів-дом щодо попередження виникнення та ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів.

Тимчасова консервація свердловин, що знаходяться в стадії будівництва

Пошукові, параметричні і розвідувальні свердловини, перебуваючи-дящіеся в стадії будівництва, можуть бути тимчасово законсерві-рова через неможливість подальшого проведення бурових ра-бот з ПБО по гідрометеорологічним умовам, невідповідності фактичного геологічного розрізу проектному, через закриття району бурових робіт гідрографічної служби флоту, геологи-чеський необхідність збільшення проектної глибини свердловини або неможливості подальшого її поглиблення при встановленому обо-нанням, якщо поглиблення пов'язано з необхідністю зміни спочатку затвердженого технічного проекту, а також зважаючи на економічній доцільності.

Тимчасової консервації підлягають свердловини, продовження будівництва яких неможливо більше п'яти діб.

Термін тимчасової консервації визначається виробничим об'єднанням виходячи з технологічної необхідності й техні-тичного стану свердловини, а також закінченням дії при-чин, що викликали консервацію. Консервація свердловин на строк сви-ше трьох місяців проводиться за наявності позитивного висновку органів Технагляду.

На кожну тимчасово консервіруемую свердловину становить-ся акт і розробляється план робіт з консервації. Вони злагоди-совиваются з відповідними органами та затверджуються гене-ральних директором виробничого об'єднання. Аналогічно складаються акт і план робіт з розконсервації свердловини.

Для свердловин, у відкритій частині стовбура яких розкриті плас-ти, які містять у флюїди агресивні компоненти, терміни і по-рядок тимчасової консервації в кожному конкретному випадку уста-встановлюються геологічною службою об'єднання за погодженням з органами технагляду. При складанні плану робіт необ-хідно передбачити додаткові заходи щодо корозійної за-щиті обсадної колони і обладнання устя свердловини від корозії, а також щодо забезпечення збереження цементних мостів.

При консервації не обпресувати на герметичність тиском-ням відповідно до вимогами ГТН свердловин зі спущеними обсадними колонами (кондуктор, технічна або експлуатації-онная колона), черевики яких не розкриті, цементний міст на гирлі свердловини не встановлюється; в цьому випадку воно обладнає-ся каптажних головкою. При консервації свердловин після ізоляції випробуваного об'єкта на гирлі додатково встановлюється це-ментний міст потужністю не менше 50 м.

Інформація про стан підводного гирла на кожній тимчасово консервіруемой свердловині представляється у відповідну гідро-графічну службу.

В період усього терміну тимчасової консервації свердловини здійсню-ються роботи, передбачені планом на консервацію.

Порядок обладнання стовбурів і усть консервіруемих свердловин.

Після випробування останнього об'єкту слід заповнити стовбур свердловини бурових розчином, оброблених ПАР, для створення гідростатичного тиску на пласт на 10 - 15% великий пласт-вого. Потім необхідно встановити цементний міст потужністю (заввишки) 25 м на 20 - 30 м вище покрівлі перфорації об'єкта і після закінчення періоду ОЗЦ (через 24 год) випробувати його на герметичний-ність відповідно до вимогами існуючих нормативних документів. Після цього слід промити свердловину і довести па-раметри бурового розчину до заданих відповідно до требова-нями ГТН; потім встановити цементний міст на гирлі свердловини потужністю не менше 50 м і після закінчення періоду ОЗЦ (через 24 год) випробувати його розвантаженням інструменту 5 - 6 те і підняти захисну втулку колоною головки.

Від'єднати і підняти блок ППВО, підняти робітник і установити консерваційні акустичний датчик в районі гирла сква-жіни, попередньо перевіривши його працездатність. За остаточним-ванні цих робіт необхідно обстежити стан гирла і дна моря навколо консервіруемой свердловини з метою виявлення навігація-онних небезпек і скласти акт водолазного огляду гирла сква-жіни, після чого зняти бурову установку з точки буріння.

При тимчасової консервації свердловини, у відкритому стовбурі ко-торою відсутні газонефтеводонасищенние об'єкти, необхідно:

-- заповнити інтервал відкритого стовбура свердловини КСЖ, па-раметри якої відповідають даним лабораторії бурових і тампонажних розчинів;

-- встановити в черевику останньої обсадної колони цемент-ний міст потужністю не менше 25 м і після закінчення періоду ОЗЦ (через 24 год) випробувати його на герметичність;

-- привести параметри бурового розчину (в обсадної колоні) у відповідність з вимогами ГТН.

При тимчасової консервації свердловини, у відкритому стовбурі якої є нефтегазоводонасищенние об'єкти, необхідно:

-- заповнити інтервал відкритого стовбура свердловини від вибою до покрівлі нефтегазонасищенного об'єкта КСЖ, параметри якої відповідають даним лабораторії бурових і тампонажних рас-твору;

-- встановити цементний міст не менш ніж на 30 м вище кров-ли нефтегазоводонасищенного об'єкта.

При наявності в свердловині двох і більше розкритих нефтегазоводо-насичених об'єктів їх слід ізолювати. Інтервали меж-ду цементними мостами у відкритій частині стовбура заповнити КСЖ. Після закінчення періоду ОЗЦ (через 24 години) зробити випробування цементних мостів на герметичність, параметри бурового розч-ра в обсадної колоні привести у відповідність до вимог ГТН, передбаченими для останнього інтервалу пробуреного стовбура свердловини.

В разі тимчасової консервації свердловини з залишенням на гирлі блоку ППВО після встановлення цементного мосту в черевику останньої обсадної колони і приведення параметрів бурового розчину у відповідність до вимог ГТН слід підняти бу-рільную компонування, загерметизувати гирлі глухими плашками превентора і підняти райзер. Крім того, необхідно підняти робо-чий і встановити консерваційні акустичний датчик в районі гирла свердловини, попередньо перевіривши його працездатність.

За закінчення робіт з консервації свердловини геологічною службою виробничого об'єднання складається "Довідка про консервацію свердловини" із зазначенням пристроїв, що дозволяють оп-рідшали місцезнаходження підводного гирла свердловини.

Порядок проведення робіт при розконсервації свердловин, що знаходяться у стадії будівництва.

розконсервацію свердловин проводиться за планом, узгоджений-ному і затвердженому організаціями, раніше узгодити та затвердити план консервації, і тільки за наявності відповідний дозвіл від представника воєнізованого загону по попередження виникнення та ліквідації відкритих газо-вих і нафтових фонтанів.

Для проведення розконсервації необхідно доставити ПБО в район робіт і поставити її на точку буріння. Потім слід підготувати блок ППВО до роботи відповідно до інструкцією по її монтажу та експлуатації, а також зробити огляд гирла сква-жіни з дзвони та при необхідності очищення колоною головки з допомогою водолазів. Крім того, потрібно виконати комплекс дру-гих підводно-технічних робіт на гирлі свердловини відповідно до плану робіт, знявши при необхідності з гирла каптажних голів-ку. Потім необхідно здійснити спуск блоку ППВО з Райзером і зістикувати його з гирлом свердловини, після чого зробити функ-нальних перевірку всіх систем ППВО, а також перевірити гер-метічность стикування обпресування на тиск, що відповідає тиску обпресування останньої спущеною в свердловину обсадної колони, відповідно до вимог ГТН.

Далі слід разбуріть цементний міст на гирлі свердловини (якщо він є) і виміряти температуру в обсадної колоні. Перед розбурювання цементного мосту в черевику колони необ-обхідно привести параметри бурового розчину у відповідність з тре-бованіямі ГТН за фактичною глибині вибою свердловини. Після розбурювання цементних мостів зробити спуск бурильного ін-струментом з наступним вимиваючи КСЖ, не допускаючи змішуючи-ня її з активним обсягом бурового розчину; при цьому слід постійно здійснювати контроль за відповідністю параметровбурового розчину вимогам ГТН.

При досягненні вибою свердловини продовжити подальше поглиблення її стовбура.

В разі тимчасової консервації свердловини після з'єднання її гирла з блоком ППВО перевірки наявності тиску в свердловині, виміряти температуру в обсадної колоні, зібрати компонування бурильної колони і спустити її з проміжними промивка до цементного мосту в черевику обсадної колони.

8. Ліквідація морських свердловин.

Загальні положення

На кожну свердловину, пробурену на шельфі арктичних морів з плавучих бурових установок, складається типовий проект щодо її ліквідації. Цей проект є підставою для розробки індивідуальних планів проведення ізоляційно-ліквідаційних

робіт з урахуванням вимог охорони надр і навколишнього середовище та з-уявлення кошторисної документації, пов'язаної з проведенням доповнить

тільних робіт.

Індивідуальний план проведення ізоляційно-ліквідаційної-них робіт по кожній свердловині, що підлягає ліквідації, складаючи-ється і затверджується виробничим об'єднанням, погоджуючи-ється з гідрографічної служби флоту, рибнагляду і басейнової інспекцією Мінводхоза.

При ліквідації свердловин, розташованих на родовищах, що містять токсичні та агресивні компоненти (сірководень, тощо) або що розкрила напірні пласти, план проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт узгоджується також з воєнізованим загоном з попередження виникнення та ліквідації відкритому-тих газових і нафтових фонтанів. Установка цементних мостів у ліквідованих свердловинах та їх випробування повинні проводитися в присутності представника АВО.

При ліквідації свердловин, що розкрила сероводородсодержащіе об'єкти, роботи виконуються за спеціальними планами, узгоджений-ним з органами технагляду. У таких планах передбачало-ються заходи щодо запобігання агресивної дії сіро-водню на колони і цементні мости.

Ускладнення і аварії, що виникають у процесі виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт у свердловинах, ліквідуються за спеціальними планами.

В випадках появи виходів нафти, газу або пластових вод в районі гирла ліквідованих свердловин, виявлених в про-процесі періодичного обстеження, виробниче об'єднання приймає термінові заходи з виявлення джерела забруднення та його ліквідації.

Відповідальність за якісне виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт покладається на керівництво ПБО, за Зберегти-ність і періодичність обстеження гирл і стовбурів ліквідую-ванних свердловин - на керівництво виробничого об'єднання.

Роботи, що виконуються при ліквідації морських свердловин.

ліквідованих свердловини повинні бути заповнені буровим розчином з питомою вагою, що дозволяє створити на забої тиском-ня, яке на 15% вище пластового (за відсутності поглинання).

При ліквідації свердловини без спущеною експлуатаційної колони в інтервалах залягання слабких газонефтеводонасищенних об'єктів повинні бути встановлені цементні мости. Висота каж-дого моста повинна бути рівна потужності (висоті) пласта плюс 20 м вище покрівлі і нижче підошви пласта. Цементний міст повинен встановлюватися над покрівлею верхнього об'єкту висотою не менше 50 м.

При ліквідації свердловини без спущеною експлуатаційної колони, в розрізі якої відсутні газонефтенасищенние і водонапірні об'єкти, в черевику останньої обсадної колони повинен бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м.

Якщо в розрізі свердловини є газонефтеводонасищенние об'єкти, частково або повністю перекриті бурильних інстру-ментом в результаті аварії, то при встановлення цементного моста необхідно дотримуватися таких вимог:

-- при знаходженні верхнього аварійного кінця бурильного ін-струментом нижче газонефтеводонасищенних об'єктів, випробування яких недоцільно, цементні мости встановлюються в со-ності з планом робіт;

-- при знаходженні верхнього аварійного кінця бурильного ін-струментом вище газонефтеводонасищенних об'єктів і невозмож-ності вилучення бурильних труб цементні мости повинні уста-встановлюються над аварійним кінцем бурильних труб висотою не менше 100 м і в черевиках останньої обсадної колони, связан-ної з гирлом свердловини, - не менше 50 м;

-- при знаходженні верхнього аварійного кінця бурильних труб в останній обсадної колоні по можливості зробити одворот (відрив) бурильного інструменту не менш ніж на 50 м нижче баш-мака обсадної колони і встановити цементний міст висотою не менше 100 м (з входом в черевик обсадної колони на висоту не менше 50 м).

При ліквідації свердловини через деформацію експлуатаційними ної колони цементний міст повинен встановлюватися в зоні де-формації і вище її не менш ніж на 50 м або над зоною деформації висотою не менше 100 м.

При ліквідації свердловини зі спущеною експлуатаційною колоною, яка виконала своє призначення, в ній має бути вста-новлено цементний міст заввишки не менше 50 м безпосередньо над зоною фільтра останнього об'єкта з закачуванням цементного.раствора під тиском в цю зону (при прийомистості шару).

При ліквідації свердловин, що мають у конструкцій переможе-точні або експлуатаційні колони, спущені окремими

секціями, повинні бути встановлені цементні мости в інтерв'ю-лах стикування секцій на 20 - 30 м нижче і вище місць стикування.

При ліквідації свердловин, у конструкції яких є спущені хвостовики, за якими цементний розчин повністю не піднятий або не перекриті черевики попередніх колон, поса-ни бути встановлені цементні мости на 20 - 30 м нижче і вище голови хвостовика.

Під всіх ліквідованих свердловинах і в останній обсадної колоні, пов'язаної з гирлом свердловини, повинен бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м з розташуванням покрівлі цементного мосту на 3 - 5 м нижче рівня дна моря.

Допускається витяг проміжних та експлуатаційних обсадних колон з ліквідованих свердловин; при цьому над голів-кою, що залишилася, кожної витягуваної обсадної колони дол-жен бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м.

Порядок устаткування гирла свердловини.

При ліквідації свердловин, пробурених з ПБО, необхідно Обре-мовити все обсадні колони нижче дна моря і заповнити гирлі свердловини цементним розчином до рівня дна моря; при цьому підвісні колон-ні головки і бурова плита піднімаються на борт ПБО (рис. 25).

Зняття ПБО з точки буріння без виконання вишеізложен-них вимог забороняється.

Після зняття ПБО з точки буріння слід обстежити дно з метою виявлення навігаційних підводних небезпек. Один примірник акта обстеження повинен бути переданий до відповідної гідрографічну службу.

Після завершення робіт з ліквідації свердловини геологіче-ська служба ПБО повинна скласти "Довідку про виробництво ліквідувати-даціонних робіт на свердловині", в якій необхідно вказати:

-- фактичне положення цементних мостів і результати їх випробувань;

-- параметри рідини, якою заповнений стовбур свердловини;

-- розташування гирла свердловини та його обладнання;

-- фактичну висоту частини обсадної колони, залишеної над рівнем дна моря;

-- обсяг і склад незамерзаючої рідини в пріустьевой частини стовбура свердловини (у разі необхідності).

До довідки додається один примірник акта обстеження дна моря з метою виявлення навігаційних підводних небезпек.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://revolution.allbest.ru