18. Консервация, ликвидация и расконсервация скважины. Расконсервация скважин на нефть


Консервация скважин - порядок и акт консервации скважин

Консервация скважин — комплекс мероприятий по своевременному предотвращению аварийных ситуаций и осложнений в скважинах, находящихся в бурении, законченных бурением и не подключенных к нефтесборной системе или остановленной (законсервированной) по каким-то технологическим или геологическим причинам в процессе эксплуатации.

Порядок консервации скважин

Консервация скважин наравне с ликвидацией всегда производится в полном соответствии с проектными документами в сроках, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора. Мероприятия по консервации и ликвидации скважин выполняются согласно заранее утвержденных планов изоляционно-ликвидационных работ. План на консервацию (изоляционно-ликвидационных работ) в обязательном порядке согласовывается заблаговременно с территориальным органом Ростехнадзора.

Ликвидация и консервация скважин, завершенных бурением наступает с даты подписания соответствующего акта между пользователем недр и территориальным органом Ростехнадзора.

Материалы на консервацию скважин предоставляются в Ростехнадзор или его территориальный орган на заключение. Решение принимается в срок не позднее одного месяца после передачи материалов на консервацию.

Консервацию скважин нефтяного фонда осуществляют в соответствии с требованиями действующих регламентов. Цементные мосты не устанавливают.

  1. Производят ограждение устья консервированной скважины. На ограждении крепится табличка с номером скважины, названием месторождения (площади), недропользователя, пробурившего скважину, и период консервации.
  2. Абсолютно на всех консервируемых скважинах для защиты от замораживания приустьевую часть ствола до глубины 30-50 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор CaCl2, нефть и т. п.), а в районах многолетней мерзлоты консервируемые скважины переводят на незамерзающую жидкость на всю глубину промерзания пород.
  3. Устьевое оборудование скважин находящихся в консервации должно быть защищено от коррозии.
  4. Не менее одного раза в квартал производится проверка состояния законсервированных скважин и результаты проверки заносятся а журнал проверки.
  5. По завершению работ по консервации составляется акт консервации скважин по установленной форме.
Рис. 1. Законсервированная скважина Рис. 2. Акт консервации скважин

Консервация на законченных строительством скважинах считается завершенной в том случае, если подписан  акт консервации между недропользователем и соответствующими территориальными органами.

В случаях когда продолжительность консервации скважины по разного рода причинам превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные технологической схемой проекта разработки, или уже превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы существует высокая вероятность нанесения вреда экологии окружающей природной среды, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, недропользователь немедленно обязан произвести разработку и реализацию дополнительных мер безопасности, полностью исключающих вероятность возникновения аварийно-опасной ситуации, или ликвидировать скважину в установленном порядке.

Блок-схема ведения работ по консервации нефтяных и газовых скважин

Рис. 3. Блок-схема ведения работ по консервации нефтяных и газовых скважин

Проектная документация на консервацию скважин

  • Общая пояснительная записка. Варианты консервации (в процессе и по завершении строительства, эксплуатации). Сезонная консервация.
  • Технологические и технические решения по консервации скважины, оборудованию ее устья.
  • Порядок организации работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности.
  • Мероприятия по охране недр и окружающей среды.
  • Сметный расчет.

Основными документами, регламентирующими консервацию и ликвидацию скважин, являются следующие инструкции:

  • Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с использованием недр.
  • Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

Расконсервация скважин

Расконсервация скважин – комплекс работ, направленный на приведение ранее законсервированных (либо ликвидированных) скважин в рабочее состояние.

Прекращение консервации скважин осуществляется на основании плана работ по расконсервации скважины, согласованного с предприятием – недропользователем или владельцем с территориальным органом Госгортехнадзора РФ.

Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

  • Производится установка штурвалов на задвижки фонтанной арматуры;
  • Разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;
  • Демонтируют заглушки с фланцев задвижек;
  • Опрессовывают фонтанную арматуру на давление, соответствующим планируемым условиям эксплуатации;
  • Промывка скважины, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;
  • В случае если в скважине находится цементный мост, его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.
Блок-схема ведения работ по расконсервации нефтяных и газовых скважин

Рис. 4. Блок-схема ведения работ по расконсервации нефтяных и газовых скважин

Наиболее часто возникающие осложнения при выводе скважин на режим из длительной консервации:• Образования газовых гидратов;• Разрушение пород ПЗП с образованием в стволе и на забое глинисто-песчаных пробок.• Нарушение герметичности крепи ствола законсервированной скважины;• Снижения проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов-коллекторов.

www.geolib.net

18. Консервация, ликвидация и расконсервация скважины

Консервация, ликвидация и расконсервация скважины производится по индивидуальному плану работ, составленных на основании настоящего проекта и включающих в себя все технические, технологические и экологические решения по производству работ. Индивидуальный план работ на скважину согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора. В соответствии с Федеральным законом о промышленной безопасности опасных производственных объектов ст. 8 п. 3 «В процессе консервации и ликвидации опасного производственного объекта организации, разработавшие проектную документацию, в установленном порядке осуществляют авторский надзор».

18.1. Причины ликвидации и консервации скважин и их классификация

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.

Во временном отрезке скважина может быть ликвидирована во время бурения, в процессе испытания или эксплуатации.

Консервация скважин производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. Консервация скважины может осуществляться по инициативе пользователя недр в случаях временной невозможности или нецелесообразности его дальнейшей эксплуатации (строительства) по технико-экономическим, экологическим, горнотехническим и другим причинам. Временная приостановка строительства скважины может осуществляться без консервации на срок до 6 месяцев при условии выполнения согласованных с территориальным органом Ростехнадзора мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки.

18.2. Порядок проведения работ по ликвидации, консервации и расконсервации скважины

Консервация скважины в процессе ее строительства производится только при спущенной и зацементированной колонне. Консервация скважины с открытым (необсаженным) стволом не допускается. При консервации скважины необходимо спустить в скважину бурильный инструмент до глубины искусственного забоя, промыть скважину в течении не менее двух циклов, обработать буровой раствор с доведением его параметров до проектных. Затем поднять буровой инструмент с выбросом его на мостки, долить скважину до устья качественным буровым раствором, причем верхний интервал от 0 до 30 м заполнить незамерзающей при -500С жидкостью (дизельное топливо). Устье скважины загерметизировать (закрыть глухие плашки превентора). Допускается производить консервацию скважины со спущенным буровым инструментом в этом случае в буровом инструменте и в межколонном пространстве интервал от 30 до 300 м заполнить незамерзающей при -20С жидкостью, например раствором хлористого кальция, натрия, а в интервале от 0 до 30 м необходимо заполнить незамерзающей при - 500С жидкостью, например дизельным топливом или метанолом. В компоновку бурильного инструмента на верхней трубе установить шаровый кран. Устье скважины загерметизировать (закрыть трубные плашки и шаровый кран). Во всех случаях давление столба жидкостей в скважине должно соответствовать п. 2.7.3.3. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03).

Консервация скважины после окончания ее строительства и испытания перспективных объектов производится с установкой цементного моста над последним объектом испытания высотой не менее 50 м. Причем интервал перфорации заполняется жидкостью, не ухудшающей фильтрационные характеристики пласта, например водный раствор поташа с плотностью на 20 кг/м3 превышающий плотность применяемого бурового раствора. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервации, разработанного на основании настоящего проекта и согласованного в установленном порядке с территориальными органами Ростехнадзора. Заполнение ствола скважины жидкостью производится аналогично, как при консервации скважины в процессе ее строительства. При консервации скважины на срок более одного года спуск НКТ не предусматривается. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Задвижки фонтанной арматуры должны быть закрыты, штурвалы с них сняты, на концевых задвижках должны быть установлены глухие заглушки. Устье скважины необходимо оградить и установить табличку с указанием номера скважины, площади, наименования пользователя недр и сроков консервации.Фонтанную арматуру, колонную головку и верхнюю части кондуктора необходимо защитить от коррозии путем покраски атмосферостойкой краской.На рис18.1показана проектная схема оборудования устья и конструкция разведочной скважины №469 Оликуминского лицензионного участка после окончания строительства и испытания перспективных объектов при ее консервации.

Ликвидация скважины производится по индивидуальному плану работ, согласованному с территориальными органами Ростехнадзора. Конкретный порядок действий по ликвидации скважины устанавливается техническими службами бурового предприятия с учетом конкретных условий ликвидации скважины.

При разработке плана на ликвидацию скважины необходимо учитывать следующие положения:

Ликвидация скважины с межколонным давлением, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальными органами Ростехнадзора плану с оформлением акта на проведенные работы и результаты исследований по проверке надежности выполненных работ.

При ликвидации скважины без спуска эксплуатационной колонны (с открытым стволом) необходимо произвести установку цементных мостов во всех интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод с коэффициентом аномальности равным 1,1 или выше, а также слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов. Высота цементных мостов должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта. В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.

При ликвидации скважины в результате аварии с бурильным инструментом в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента. При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака промежуточной колонны необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого промежуточной колонной, необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне башмака колонны и произвести цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м от башмака колонны. Проверка наличия цементного моста осуществляется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ. При установке цементного моста в промежуточных колоннах кроме проверки наличия цементного моста разгрузкой инструмента производится гидравлическая опрессовка. В башмаках всех промежуточных колоннах установить цементные мосты высотой не менее 50 м. При установке ликвидационного моста в интервале башмака кондуктора в целях предупреждения смятия эксплуатационной колонны давлением обратного промерзания рекомендуется установить цементный мост на всю глубину спуска кондуктора. Допускается заполнять интервал ММП незамерзающей жидкостью (дизтопливо, раствор хлористого кальция), в этом случае в башмаке кондуктора устанавливается цементный мост.

При ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной цементные мосты устанавливаются против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, интервалах башмака кондуктора и промежуточных колонн.

На устье ликвидируемой скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей на которой электросваркой или несмывающей краской указывается номер скважины, площадь, предприятие-недропользователь и дата ликвидации.

На рис. 18.2 показана проектная схема установки ликвидационных мостов в разведочной скважине №469 Оликуминского лицензионного участка после окончания строительства и испытания перспективных объектов при ее ликвидации.

studfiles.net

Особенности консервации и расконсервации скважин

Каждая нефтяная или газовая скважина имеет свой срок эксплуатации. По завершению этого срока она приходит в аварийное состояние, ее оборудование и крепежи начинают ржаветь и разрушаться, терять герметичность. Все это непременно приведет к разгерметизации и загрязнению окружающей среды. Своевременно проведенная консервация скважины способствует сохранению чистоты природы.

Способ консервации газовой скважины

Какие объекты необходимо консервировать

Для того чтобы было принято решение о приостановке эксплуатации, необходимо наличие некоторых показателей:

  • выработка потеряла способность выполнять поставленные перед ней задачи;
  • если она имела разведочный характер;
  • была создана на основе ошибочных геологических анализов почв;
  • строительство было проведено с некоторыми нарушениями;
  • аварийное положение объекта;
  • объект возведен на охраняемой территории.

Консервация нефтяных скважин проводится только после создания специального проекта, в состав которого входит проектно сметная документация.

Суть процесса

Процедура заключается в герметизации устья выработки на неопределенный период. Обычно, продолжительность процедуры не превышает нескольких месяцев. Основная цель, которую преследует данная операция – сохранить ствол выработки в ходе бурения или после его окончания.

Способ расконсервации скважины

Специалисты выделяют несколько причин для приостановления эксплуатации:

  • в ходе разработки осложняются горные или геологические условия в разрезе;
  • окончание бурения всех кустовых типов;
  • завершение осваивания промысла;
  • истекание добывающих работ на месторождении.

Чтобы сохранить ствол в пробуренном объекте его некоторые участки (на определенных промежутках) закрепляют раствором цемента или вяжущими смолами. Что же касается устья, его обрабатывают особыми антикоррозийными веществами.

Консервация газовых скважин, которые оснащены комплектом подземного оборудования, происходит без использования пробки из цемента. Для этого может быть применен раствор специальной глины.

Что представляет собой этот процесс

Расконсервация скважин – это операция, обратная консервации. Суть ее заключается в том, что выработка, которая некоторое время находилась в нерабочем состоянии, в результате использования специфических методов становится рабочей.

Она проходит в определенном порядке:

  • на задвижках арматуры устанавливаются штурвалы;
  • монтаж манометров, удаление и ликвидация заглушек;
  • арматура подвергается испытаниям на прочность с использованием гидравлического давления на нее.

Проект консервации и расконсервации скважины выполняется спецорганизациями и создается по индивидуальному заказу. Один раз в квартал специализированная комиссия проверяет обстановку объекта и окружающей среды, которая находится на периметре. Результаты проверки заносятся в отдельный журнал.

________________________________

Возможно, Вам также будет интересно

БУРЕНИЕ СКВАЖИН

ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ СКВАЖИН

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕОБХОДИМОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТЬ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ПРОБ ГАЗОВ

ЧТО ПРЕДСТАВЛЯЕТ СОБОЙ СУПЕРВАЙЗИНГ В БУРЕНИИ СКВАЖИН?

ОСОБЕННОСТЬ И ПРЕИМУЩЕСТВА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ТИПА

ОСОБЕННОСТИ ИНЖЕНЕРНО – ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИЗЫСКАНИЙ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЦЕССА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ В СКВАЖИНАХ

ОСОБЕННОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

КАК ПРОИЗВОДИТСЯ ОТБОР ПРОБ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ingeos.ru

Способ расконсервации скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам расконсервации скважин, законсервированных с помощью цементного моста. Способ включает демонтаж с отводов фонтанной арматуры заглушек, монтаж на задвижках штурвалов, проверку наличия давления в фонтанной арматуре и стволе скважины, замену старого технологического раствора на свежий, проведение шаблонирования эксплуатационной колонны ствола скважины спуском в скважину колонны бурильных труб с шаблоном для определения ее герметичности, после чего определение месторасположения и прочности цементного моста разгрузкой бурильной колонной на цементный мост. При этом выше установленного в стволе скважины во время консервации цементного моста вырезают окна в эксплуатационной колонне и бурят боковой ствол до продуктивного пласта из условия его вскрытия за пределами закольматированной призабойной зоны пласта на удаленном расстоянии от ствола скважины. При этом боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной выше кровли продуктивного пласта, цементируют, спускают в него хвостовик-фильтр, который подвешивают в новой эксплуатационной колонне, после чего повторно проводят вскрытие продуктивного пласта и восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины. Обеспечивают вызов притока из пласта за счет преодоления закольматированной призабойной зоны пласта путем бурения бокового ствола и вскрытия им продуктивного пласта на значительном расстоянии от старого ствола скважины и закольматированной призабойной зоны пласта. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расконсервации скважин, законсервированных с помощью цементного моста.

При длительной консервации скважин применяется способ отсечения продуктивного пласта от устья скважины с помощью цементного моста, устанавливаемого в стволе скважины в интервале продуктивного пласта [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - С.24-26]. При расконсервации таких скважин проводятся работы по восстановлению сообщения продуктивного пласта с устьем скважины, в частности по разбуриванию цементного моста, очистке ствола и призабойной зоны пласта (ПЗП) от старого технологического раствора и остатков цементного моста методами интенсификации, например кислотными обработками, или дополнительной перфорации, освоению скважины. Однако очистить ПЗП, закольматированную технологическим и цементным растворами, или преодолеть ее не всегда удается. В результате расконсервированная скважина не выходит на проектный режим эксплуатации или ее вообще невозможно освоить.

Способ расконсервации скважины - это обратный процесс консервации, который включает демонтаж с отводов фонтанной арматуры заглушек, монтаж на задвижках штурвалов, проверку наличия давления в фонтанной арматуре и стволе скважины, замену старого технологического раствора на свежий, восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины /РД 08-347-00 или РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: Миннефтепром, Мингазпром, Мингеологии, Госгортехнадзор СССР, 1985. - С.10-13/.

Недостатком этого способа при расконсервации скважины является высокая степень загрязнения продуктивного пласта технологическим и цементным растворами в процессе разбуривания цементного моста, которая может привести к увеличению продолжительности работ по освоению скважины или к невозможности вызвать приток из загрязненного пласта из-за наличия большой закольматированной ПЗП.

Примером длительности работ по освоению расконсервированных скважин может служить скважина №Р-707 Уренгойского месторождения, в которой из-за проникновения цементного раствора в продуктивный пласт и загрязнения ПЗП освоение затянулось на срок более 3-х месяцев.

Задача, стоящая при создании изобретения, заключается в разработке надежного способа расконсервации скважины.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в облегчении вызова притока из пласта за счет преодоления закольматированной ПЗП путем бурения бокового ствола и вскрытия им продуктивного пласта на значительном расстоянии от старого ствола скважины и закольматированной ПЗП.

Технический результат достигается тем, что способ расконсервации скважины включает демонтаж с отводов фонтанной арматуры заглушек, монтаж на задвижках штурвалов, проверку наличия давления в фонтанной арматуре и стволе скважины, замену старого технологического раствора на свежий, восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины. Выше установленного в стволе скважины цементного моста вырезают окно и бурят боковой ствол до продуктивного пласта из условия его вскрытия за пределами закольматированной призабойной зоны пласта на удаленном расстоянии от ствола скважины. Боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной выше кровли продуктивного пласта, цементируют, спускают в него хвостовик-фильтр, который подвешивают в новой эксплуатационной колонне, после чего повторно проводят вскрытие продуктивного пласта.

На чертеже показана конструкция расконсервированной скважины.

Способ осуществляется следующим образом.

Вначале в законсервированной с помощью цементного моста 1 скважине с отводов 2 фонтанной арматуры 3 демонтируют заглушки (не показано), установленные в процессе консервации скважины, монтируют на задвижках 4 снятые в процессе консервации скважины штурвалы 5, подсоединяют к отводам 2 фонтанной арматуры 3 трубопроводы (задавочную и выкидные линии не показаны), устанавливают манометры 6.

Вращением штурвалов 5 открывают задвижки 4 на фонтанной арматуре 3 и проверяют в ней наличие давления. При отсутствии давления в трубном, затрубном и межколонных пространствах скважины заменяют в скважине старый технологический раствор, находящийся в скважине в период ее консервации, на свежий необходимой плотности.

Проводят шаблонирование эксплуатационной колонны 7 старого ствола скважины спуском в скважину колонны бурильных труб с шаблоном с целью определения ее герметичности. Определяют местоположение и прочность цементного моста 1 разгрузкой бурильной колонной на цементный мост 1.

После этого, не разбуривая цементный мост 1, выше него устанавливают клин-отклонитель и вырезают окно 8 в эксплуатационной колонне 7 старого ствола скважины по известным методикам [например, Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д.Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.353-361]. Через окно 8 бурят боковой ствол 9, который вскрывает продуктивный пласт 10 на достаточном удалении от закольматированной ПЗП 11 старого ствола скважины.

Пробуренный боковой ствол 9 обсаживают новой эксплуатационной колонной 12 бокового ствола только выше кровли продуктивного пласта 10, цементируют, спускают в боковой ствол 9 хвостовик-фильтр 14, который подвешивают в новой эксплуатационной колонне 12 бокового ствола с помощью подвески 15 хвостовика.

Вызов притока из продуктивного пласта 10 в открытом стволе (забое) со спущенным в него хвостовиком-фильтром 14 осуществляют после фрезерования заглушек (не показано), перекрывающих перфорированные отверстия 16 в хвостовике-фильтре 14 в процессе его спуска в скважину снижением противодавления на продуктивный пласт 10, например уменьшением плотности или снижением уровня технологического раствора, находящегося в скважине.

Предлагаемый способ обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП путем бурения бокового ствола с отходом его от старого на достаточное расстояние. Тем самым осуществляется восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины из незакольматированной его части, что способствует получению проектных дебитов газа из расконсервированной скважины.

Способ сокращает продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, установленного в процессе консервации, и по интенсификации притока газа из пласта, которые приходится выполнять неоднократно для очистки закольматированной ПЗП кислотными растворами или преодоления ее перфорационными зарядами большой мощности. Причем неоднократные кислотные обработки ПЗП могут привести к образованию участков повышенной проницаемости, через которые может произойти преждевременное обводнение скважины. В свою очередь проведение дополнительной перфорации может привести к разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной и возникновению межколонных газопроявлений или к образованию трещин, через которые к забою скважины также может проникнуть пластовая вода.

Способ расконсервации скважины, включающий демонтаж с отводов фонтанной арматуры заглушек, монтаж на задвижках штурвалов, проверку наличия давления в фонтанной арматуре и стволе скважины, замену старого технологического раствора на свежий, проведение шаблонирования эксплуатационной колонны ствола скважины спуском в скважину колонны бурильных труб с шаблоном для определения ее герметичности, после чего определение месторасположения и прочности цементного моста разгрузкой бурильной колонной на цементный мост, затем выше установленного в стволе скважины во время консервации цементного моста вырезание окна в эксплуатационной колонне и бурение бокового ствола до продуктивного пласта из условия его вскрытия за пределами закольматированной призабойной зоны пласта на удаленном расстоянии от ствола скважины, при этом боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной выше кровли продуктивного пласта, цементируют, спускают в него хвостовик-фильтр, который подвешивают в новой эксплуатационной колонне, после чего повторно проводят вскрытие продуктивного пласта и восстанавливают сообщение продуктивного пласта с устьем скважины.

www.findpatent.ru

Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает улучшение показателей разработки нефтяной залежи при расконсервации бездействующих скважин и залежи в целом за счет создания системы вертикально-латерального заводнения с использованием простаивающих вертикальных добывающих и нагнетательных скважин без забуривания боковых горизонтальных стволов. Сущность изобретения: используют фонтанный или механизированный способ добычи нефти и формируют систему вертикально-латерального заводнения. Для этого в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли. Затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, создают зумпф для перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта. Затем запускают нагнетательные скважины под закачку воды. Для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к эффективному способу расконсервации бездействующих скважин и нефтяной залежи в целом.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе заводнения продуктивного пласта и использования системы вертикальных добывающих и нагнетательных скважин [см. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела. М., Недра, 1967, с.137-145]. Соответствующая система заводнения в работе Закиров С.Н. и др. Научные основы вертикального заводнения. Труды Междун. научн. симпоз. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, 18-19 сент. 2007, с.188-196 названа системой латерального заводнения.

Такой способ разработки реализован на большинстве отечественных и зарубежных месторождений. Фактические данные разработки показывают, что система латерального заводнения, лежащая в основе известного способа разработки, характеризуется следующими недостатками.

При латеральном заводнении закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть к забоям добывающих скважин вдоль напластования, то есть в латеральном направлении. Практически все продуктивные пласты являются слоисто-неоднородными по коллекторским свойствам. Это предопределяет первоочередное вытеснение нефти водой из высокопроницаемых прослоев. В результате происходит раннее выбытие скважин из эксплуатации по причине высокой обводненности добываемой продукции. Это объясняет повсеместно низкие значения коэффициента извлечения нефти из пласта.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки, основанный на так называемой системе вертикального заводнения [см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Мухаметзянов Р.Н., Джафаров И.С., Нуриев М.Ф., Семенов В.В. Научные основы вертикального заводнения. Труды Междун. научн. симпоз. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, 18-19 сент. 2007, с.188-196]. В более поздней работе, находящейся в печати, авторы эту систему заводнения назвали системой вертикально-латерального заводнения. Согласно данной системе заводнения, лежащей в основе альтернативного способа разработки,

- в качестве добывающих и нагнетательных скважин используются горизонтальные скважины,

- забои добывающих и нагнетательных скважин разносятся по вертикали и латерали,

- забои добывающих скважин размещаются вблизи кровли, а нагнетательных - вблизи подошвы пласта.

Недостатками рассматриваемого способа разработки и соответствующей системы заводнения являются следующие.

Способ привлекателен применительно к вводимой в разработку нефтяной залежи. Проблема разработки при расконсервации скважин или залежи в целом характерна для залежей, разработка которых ранее производилась на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому использование системы вертикально-латерального заводнения для разработки при расконсервации вертикальных скважин и залежи в целом сегодня возможно на основе забуривания из них боковых горизонтальных стволов. Однако такой подход является весьма затратным. Кроме того, конструкция и техническое состояние бездействующих скважин может не позволить забуривать из них боковые горизонтальные стволы.

Целью предлагаемого изобретения является обоснование способа разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом на основе системы вертикально-латерального заводнения без дорогостоящих и трудоемких работ по забуриванию боковых горизонтальных стволов.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом осуществляют на основе системы вертикально-латерального заводнения, а также фонтанного или механизированного способа добычи нефти; он отличается тем, что в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли, дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли, затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта и создают зумпф для перфорационного оборудования, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта, затем запускают скважины под нагнетание воды. А также тем, что для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации.

Способ реализуют следующим образом.

На рассматриваемой нефтяной залежи имеется группа законсервированных (простаивающих) скважин или вся нефтяная залежь находится в консервации по причине высокой обводненности добываемой продукции или низких дебитов скважин по нефти и отбора из залежи в целом. При этом к моменту консервации, например, нефтяной залежи достигнутое значение коэффициента извлечения нефти (КИН) заметно ниже утвержденного в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ МПР) значения.

Все или почти все скважины, добывающие и нагнетательные, являются вертикальными. Поэтому реализованная система заводнения может расцениваться как система латерального заводнения. При условии, что продуктивный разрез представлен переслаиванием прослоев с различными значениями коэффициента проницаемости.

Данные промысловых геофизических исследований подтверждают избирательный характер обводнения скважин по толщине пласта.

Приводимые факторы позволяют обычно сделать вывод, что система латерального заводнения исчерпала себя на данном участке или нефтяной залежи в целом. Эффективный вывод из консервации группы скважин или нефтяной залежи в целом может быть осуществлен при переходе на альтернативную систему вертикально-латерального заводнения. Для этого выполняют следующие технологические операции.

- Во всех подлежащих расконсервации скважинах осуществляют цементирование под давлением забоя выше кровли продуктивного пласта и тем самым формируют цементный стакан в интервале продуктивного пласта.

- Согласно ранее сформированной или другой запроектированной системе размещения добывающих и нагнетательных скважин расконсервируемые скважины разделяют на добывающие или нагнетательные.

- В каждой скважине, расконсервируемой с целью добычи нефти, созданный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно разбуривают зумпф для спуска перфорационного оборудования с возможностью проведения перфорации в верхней половине продуктивного пласта. Затем выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли.

- В каждой скважине, расконсервируемой с целью нагнетания воды, созданный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта. Дополнительно разбуривают зумпф для спуска перфорационного оборудования с возможностью проведения перфорации в интервале продуктивного пласта. Затем выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта, считая от подошвы или от нижней отметки исходно нефтенасыщенного интервала.

- Наиболее предпочтительным способом проведения перфорации с точки зрения сохранения герметичности цементного камня выше или ниже перфорируемого интервала является гидропескоструйный метод.

- После завершения перечисленных подготовительных операций в нагнетательных скважинах начинают закачку воды в нижнюю часть пласта через колонну НКТ.

- В добывающих скважинах начинают отбирать нефть из верхней части пласта на основе фонтанного или механизированного способа эксплуатации.

Пример реализации предлагаемого способа.

На нефтяной залежи рассматривают очередные добывающую и нагнетательную скважины, подлежащие расконсервации на основе системы вертикально-латерального заводнения. На них предполагается реализовать предусмотренные способом технологические операции.

Схема расконсервации добывающей скважины представлена на фиг.1. Вся толща продуктивного пласта в 16 м в данной скважине ранее была проперфорирована. Здесь предполагается выполнить операции по созданию цементного стакана в интервале продуктивного пласта, его разбуриванию в верхней половине пласта и выполнению в данном интервале повторной перфорации. Нижняя половина (8 м) продуктивного пласта остается изолированной от скважины цементным стаканом, в данном интервале перфорация не выполняется. По завершении перфорационных работ планируется спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и начало добычи нефти механизированным способом.

На фиг.2 приводится схема расконсервации нагнетательной скважины. Эта схема предусматривает создание цементного стакана во всем интервале продуктивного пласта (14 м), его разбуривание до подошвы пласта и выполнение повторной перфорации в нижней примерно одной трети пласта (5 м), считая от нижней отметки исходно нефтенасыщенного интервала. Данная отметка определяется согласно данным геофизических исследований скважины в открытом стволе на момент ее первичного заканчивания. Далее планируется спуск в нагнетательную скважину колонны насосно-компрессорных труб и закачка по ним воды в нижнюю часть продуктивного пласта.

Приводимые на фиг.1 и 2 цифры соответствуют реальным двум скважинам одной проблемной залежи Западной Сибири. Они оценены с использованием информации об особенностях геологического строения продуктивного пласта в районе данных скважин. На этой залежи к моменту консервации достигнутый коэффициент извлечения нефти кратно меньше утвержденного в ГКЗ МПР. К моменту консервации все добывающие скважины были сильно обводнены (до 98%) и характеризовались низкими, нерентабельными дебитами по нефти (около 1 т/сут).

Недропользователь на своем научно-техническом совещании одобрил реализацию предлагаемого способа разработки при последовательной расконсервации всех скважин на данной проблемной залежи. Ибо других приемлемых альтернатив никто предложить не смог.

Сказанное позволяет утверждать, что предлагаемый способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом на основе системы вертикально-латерального заводнения будет важной альтернативой недостаточно эффективному традиционному способу разработки на основе латерального заводнения.

1. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование системы вертикально-латерального заводнения и фонтанного или механизированного способа добычи нефти, отличающийся тем, что в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли, дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли, затем запускают скважину в добычу нефти фонтанным или механизированным способом; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта и создают зумпф для перфорационного оборудования, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта и запускают скважину под нагнетание воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации.

www.findpatent.ru


Смотрите также