Что такое испытание скважины на герметичность

Обновлено: 07.07.2024

Ликвидация скважин

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, подлежат ликвидации.

Ликвидация скважин (Abandoned Well)- это полное списание скважины со счетов вследствие невозможности использовать ее по техническим или геологическим причинам для продолжения ее бурения или эксплуатации.
Существует возможность консервации скважин, после чего, при необходимости, проводят расконсервацию скважины.
Скважины, подлежащие ликвидации, могут быть не закончены бурением или находившиеся в эксплуатации.

Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а так же невозможность использования скважины для других целей - в качестве наблюдательной, нагнетательной и пьезометрической.
Отсутствие нефтенасыщенных пластов, вскрытых этой скважиной, и невозможность использования скважины для других целей (углубление, переход и т.д.).
Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для перехода.
Расположение скважины в застроенных и занятых зонах (предприятие, жилые массивы, водохранилища и т.д.) или в зонах стихийных бедствий - землетрясения, оползни и т.д.

Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями документов:

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»,
«Правила ремонтных работ в скважинах»,
индивидуальный план изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанный в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения с учетом фактического технического состояния скважины и согласованным с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору,
Положение о порядке ликвидации скважин и списании затрат на их сооружение,
работы по ликвидации скважин, находящихся на балансе НГДУ, производят бригады по капитальному ремонту скважин (КРС).

Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются по дополнительным к проектной документации к ликвидации, планам, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России.
Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану с оформлением акта на проведенные работы и результатам исследований, по проверке надежности выполненных работ и выводов постоянно действующей комиссии о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации.
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.

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.

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.

вследствие некачественной проводки или аварии при строительстве;
аварии в процессе эксплуатации и т.д.

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 которых проведение ремонтно-восстановительных работ технически невозможно или экономически нецелесообразно.

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.

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.

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; материал - цемент марки ПЦТ-I-G;
жидкость затворения - техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 ;
буферная жидкость - вода + МБП-С (материал буферный порошкообразный структурообразующий);
продавочная жидкость – буровой раствор плотностью 1050 кг/м 3 ;
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/м 3 .
Закачка цементного раствора плотностью 1930 кг/м 3 .
Закачка буферной жидкости № 2 плотностью 1050 кг/м 3 .
Закачка продавочной жидкости плотностью 1050 кг/м 3 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.

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.н

Проверка на герметичность

Срочно нужна информация (до завтрашнего вечера) как проверить на герметичность заколонное пространство и устьевую обвязку скважины - какие критерии герметичности (давление, время выдержки и т.п.).
Заранее спасибо.

20 мая 2008 Активность

Постановление Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56
"Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности"

2.7.5. Испытание крепи скважин на герметичность

2.7.5.1. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.
2.7.5.2. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.
2.7.5.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.
2.7.5.4. Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно спрессовывается с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающим подъем ее на 10-20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.5.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно спрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом.
В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.
2.7.5.6. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливается рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства.
При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметичности при опрессовке оценивается не по падению давления, а по отсутствию видимых утечек рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавливается проектом.
2.7.5.7. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

что то есть в правилах ведения ремонтных работ в скажинах РД 153-39-023-97

Гидравлическое испытание

после изготовления предприятием-изготовителем оборудования или элементов трубопроводов, поставляемых на монтаж;
после монтажа оборудования и трубопроводов;
в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов, нагружаемых давлением воды, пара или пароводяной смеси.

Содержание

Ход процедуры

Оценка результатов

Оборудование и трубопроводы считаются выдержавшими гидравлические испытания, если в процессе испытаний и при осмотре не обнаружено течей жидкости и разрывов металла, в процессе выдержки падение давления не выходило за пределы, объясняемые колебаниями давления вследствие изменения температуры жидкости, а после испытаний не выявлено видимых остаточных деформаций.

Пневматическое испытание

В случаях, специально оговоренных в проектной документации на испытуемое изделие или государственными правилами и стандартами, допускается замена гидравлических испытаний пневматическими. Чаще всего это разрешается при условии дополнительного обследования предприятием-изготовителем изделия другими методами неразрушающего контроля, например сплошным ультразвуковым и радиографическим контролем основного металла и сварных соединений. В некоторых случаях пневматические испытания являются своеобразным подготовительным этапом перед гидравлическими. Они проводятся аналогично гидравлическим, иногда, при небольших давлениях и применительно к оборудованию со специфической конструкцией (например теплообменникам), места, где могут быть неплотности, обрабатываются мыльным раствором. После повышения давления на местах, имеющих дефекты, вздуваются мыльные пузыри, что позволяет легко их обнаружить. Таким способом определяется плотность, но не прочность оборудования.

Определение параметров гидравлических (пневматических) испытаний

Определение давления

Давление гидравлических испытаний должно быть не менее определяемого по формуле:

, а сумма общих или местных мембранных и общих изгибных напряжений достигнет

1,7\left[\sigma\right]^" width="" height="" />
(верхняя граница). Где:

для рассматриваемого элемента конструкции,

рассматриваемого элемента конструкции.

Гидравлическое испытание криогенных сосудов при наличии вакуума в изоляционном пространстве должно проводиться пробным давлением, определяемым по формуле:

$ P_h =1,25P - 0,1 \mathrm M \mathrm P \mathrm a$

Гидравлическое испытание металлопластиковых сосудов должно проводиться пробным давлением, определяемым по формуле:

$ \left[\sigma\right]^T$
, общие и местные мембранные и общие изгибные напряжения;

и (или)

\left[\sigma\right]^T " width="" height="" />
, то давление гидравлических (пневматических) испытаний этой системы (контура) следует принимать равным минимальному значению верхней границы давлений испытаний, выбранному из всех соответствующих значений для оборудования и трубопроводов, составляющих систему (контур).

Кем и в каких документах указывается.

Значения давления гидравлических испытаний для оборудования и сборочных единиц (блоков) трубопроводов должны указываться предприятием-изготовителем в паспорте оборудования и свидетельстве об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопровода.

Значения давлений гидравлических (пневматических) испытаний систем (контуров) должны определяться проектной организацией и сообщаться предприятию-владельцу оборудования и трубопроводов, которое уточняет эти значения на основе данных, содержащихся в паспортах оборудования и трубопроводов, комплектующих систему (контур).

Определение температуры

$ Однако в некоторых отраслях промышленности к выбору допускаемой температуры подходят более строго, что связано с изменением физических свойств материалов и воды при очень высоких давлениях и воздействии других факторов. Например, на АЭС допускаемая температура металла при гидравлических (пневматических) испытаниях в процессе эксплуатации (в том числе после ремонта) устанавливается на основе данных расчета на прочность, паспортов оборудования и трубопроводов, чисел циклов нагружения, зафиксированных в процессе эксплуатации, фактических флюенсов нейтронов с энергией E \geq 0,5$
МэВ и данных испытаний образцов-свидетелей, устанавливаемых в корпуса ядерных реакторов.

Кем и в каких документах указывается.

Допускаемая температура металла при гидравлических испытаниях, проводимых после изготовления, должна определяться конструкторской (проектной) организацией и указываться в чертежах, паспортах оборудования и свидетельствах об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов.

Определение времени выдержки

Время выдержки под пробным давлением устанавливается разработчиком проекта, но должно быть не менее 10 мин. При отсутствии указаний в проекте время выдержки должно быть не менее значений, указанных в табл.

Обвязка обсадных колонн и проверка герметичности

По истечении регламентированного срока твердения тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.

Обвязывают обсадные колонны друг с другом при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальными являются клиновые колонные головки, одна из которых показана на рис. 88. Она состоит из корпуса 7, навинчиваемого на верхний конец предыдущей обсадной колонны; пьедестала 1, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 9, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т. е. первую промежуточную колонну на головке кондуктора; вторую промежуточную колонну на головке первой и т. д.), и уплотнительных устройств для обеспечения герметичности всех соединений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, закрытые пробками 8. После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления, через который с помощью манометра контролируют давление в межколонном пространстве, а при необходимости стравливают газ (отводят на факел). При обвязке колонн, которые перекрывают газоносные пласты либо нефтеносные с повышенным коэффициентом аномальности, целесообразно в одно из отверстий вставить и приварить к корпусу (или пьедесталу) патрубок с краном высокого давления, через который при необходимости можно было бы закачать в заколонное пространство промывочную жидкость для устранения газопроявлений.

Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования должна оставаться подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и затем при помощи клиньев подвешивают в головке. После подвески на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне предварительно заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление здесь в период опробования, испытания или эксплуатации скважины (а для промежуточных

колонн — в случае закрытия превентора при выбросе или замены промывочной жидкости другой с более высокой плотностью в ходе дальнейшего углубления скважины).

Если трубы с наименьшей прочностью на разрыв составляют верхнюю секцию колонны, давление роп, которое должно быть создано на устье при опрессовке, можно рассчитать по формуле

Если же конструкция колонны более сложная, а ожидаемое давление у устья высокое, целесообразно опрессовывать ее по секциям, отделяя испытуемую секцию от нижерасположенных с помощью пакера, спускаемого на бурильных трубах. В этом случае необходимое давление в обсадной колонне у устья при опрессовке можно определить по формуле

где рв — наибольшее ожидаемое внутреннее давление у верхнего конца рассматриваемой секции; zс — глубина верхнего конца этой секции от устья.

Во всех случаях давление опрессовки верхней секции колонны должно быть не меньше величин, указанных ниже

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под указанным выше давлением последнее в течение 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовочном давлении свыше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при меньшем опрессовочном давлении. Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.

Проверка герметичности обсадной колонны опрессовкой после образования цементного камня имеет существенный недостаток. Давление в колонне при опрессовке, особенно в газовых скважинах, часто намного больше, чем в период твердения тампонажного раствора (рис. 89, кривые 4 и 2). В ряде случаев по этой причине цементный камень в заколонном пространстве, прежде всего в верхней части скважины, разрушается и не может в дальнейшем надежно выполнять функции разобщающей среды. Устранить этот недостаток можно, если опрессовывать обсадную колонну не после затвердения тампонажного раствора, а перед началом цементирования (либо в крайнем случае сразу же после окончания его).

Герметичность эксплуатационных колонн во всех разведочных скважинах, а также в тех эксплуатационных скважинах, в которых в период опробования, испытания или эксплуатации давление у устья существенно не превышает атмосферного, дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости. При таком испытании рекомендуется снижать уровень жидкости в колонне на 40—50 м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости при опробовании или освоении. Глубина снижения уровня, однако, не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб наименее прочной секции смятию. Согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» глубина снижения уровня должна быть не ниже указанных величин.

Если же при бурении скважины и в качестве продавочной жидкости при цементировании использовали буровой раствор с плотностью выше 1400 кг/м3, ограничиваются заменой этого раствора на воду, и уровень в колонне не снижают, Колонну считают герметичной, если за 8 ч наблюдения уровень жидкости в ней поднимется не более, чем указано в табл. 12. Наблюдения за изменением уровня начинают через 3 ч после снижения его, чтобы в основном устранить влияние жидкости, стекающей со стенок колонны.

Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность ее обычно проверяют после затвердения тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем двух верхних, наконец, всей колонны. Если один из участков оказался негерметичным, сначала устраняют обнаруженные дефекты, повторно его опрессовывают и лишь затем проверяют герметичность следующего участка. Если каждый участок обсадной колонны опрессовывают при спуске, проверить герметичность стыка двух участков можно опрессовкой после затвердения тампонажного раствора, отделив его предварительно от остальной части колонны при помощи пакеров, спускаемых на бурильных трубах.

В газовых скважинах герметичность устьевой части эксплуатационных колонн дополнительно проверяют путем опрессовки воздухом. Для этого в обсадную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, межколонное пространство герметизируют при помощи превентора или фонтанной арматуры, восстанавливают обратную промывку водой, в которую компрессором нагнетают воздух. После того, как давление нагнетания достигнет максимума для данного компрессора (обычно 8—10 МПа), задвижки на устье межколонного пространства закрывают н в насосно-компрессорные трубы цементировочным насосом закачивают воду до тех пор, пока давление сжатого воздуха в межколонном пространстве не достигнет заданного давления опрессовки.

Если на кондукторе или промежуточной колонне должен быть установлен превентор, опрессовкой проверяют также герметичность зацементированного пространства за данной колонной. Такая проверка возможна, если ниже башмака колонны находятся непроницаемые горные породы. Перед опрессовкой скважину углубляют на 1—2 м, а затем в нижнюю часть колонны через бурильные трубы закачивают порцию воды. Давление на устье колонны при опрессовке можно рассчитать по формуле (9.2), подставив вместо pв — наибольшее возможное давление у башмака в случае закрытия превентора при выбросе.

Во избежание разрыва пород у башмака колонны и поглощения промывочной жидкости при опрессовке необходимо соблюдать условие

13 ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА Г ЕРМЕТИЧНОСТЬ

Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность», Москва, 1999г.

Основные цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:

- проверка прочности спущенных обсадных колонн;

- проверка качества и надёжности обсадных колонн;

- повышение противоаварийной устойчивости производственных объектов.

Испытанию на герметичность подлежат:

- все кондуктора и технические колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми предприятиями по согласованию с заказчиком.

- эксплуатационные колонны после первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне, установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.

Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.

Испытания обсадных колонн должны обеспечить проверку:

- герметичности цементного кольца у башмака кондуктора или технической колонны;

- герметичности обсадных колонн во всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;

- герметичности эксплуатационной колонны при воздействии внешнего давления для скважин, где исключена возможность избыточного давления на устье.

При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:

- в процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины;

- межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;

- обсадные трубы эксплуатационных колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене 30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;

- испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси;

- после разбуривания цементного стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;

- эксплуатационные колонны испытываются на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную);

- в скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти;

- испытание колонны опрессовкой производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный подъём давления.

Обсадные колонны считаются герметичными, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0 кгс/см 2 ).

Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше величин, указанных в таблице 13.1.

Что такое испытание скважины на герметичность

ГОСТ Р 53240-2008

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

СКВАЖИНЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ

Правила проведения испытаний

Oil and gas exploratory wells. Rules of testing

Дата введения 2010-01-01

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН ООО "Научно-исследовательский и проектный институт мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук" (ООО "НИПИ МПРР") с участием специалистов ОАО НПП "ГЕРС", НПП "Тверьгеофизика", Тюменского государственного нефтегазового университета

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2008 г. N 777-ст

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случаях пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методические, технические и технологические правила проведения испытаний нефтяных и газовых поисково-разведочных скважин, основные правила организации работ, подготовки скважин, требования к аппаратуре и оборудованию, правила безопасности при производстве работ.

Настоящий стандарт распространяется на испытания скважин приборами на трубах и кабеле.

2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ГДК - гидродинамический каротаж;

ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах;

ГТН - геолого-технический наряд;

ЗПК - запорно-поворотный клапан;

ИПК - испытатель пластов на кабеле;

ИПТ - испытатель пластов на трубах;

КВД - кривая восстановления давления;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОПК - опробование пластов;

УБТ - утяжеленная буровая труба;

УЭС - удельное электрическое сопротивление.

3 Общие положения

3.1 Испытание поисковых и разведочных скважин является обязательным элементом комплексного изучения вскрываемого стратиграфического разреза при ведении геолого-поисковых работ на нефть и газ.

3.2 Испытание скважин в зависимости от стадии поисково-разведочных работ и особенностей объекта испытаний проводят для решения следующих геолого-промысловых задач:

- определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;

- определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;

- изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;

- оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;

- оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;

- определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.

3.3 При испытании изучаемый объект включается во временную эксплуатацию при обязательном регулировании и контроле отбора пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины.

Отработка пласта на разных режимах чередуется с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

3.4 К режимам испытания относятся:

- депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);

- продолжительность отбора флюида из пласта;

- продолжительность закрытия скважины для регистрации восстановления давления;

- количество циклов "приток-восстановление давления";

- соотношение между дебитом и депрессией на пласт;

- соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.

3.5 В комплекс гидродинамических параметров, определяемых при испытании, входят:

- начальное пластовое давление;

- коэффициент продуктивности , определяемый по формуле

где - дебит флюида;

- средняя депрессия, действующая на пласт;

- коэффициент гидропроводности пласта , определяемый по формуле

где - проницаемость пласта;

- динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;

- эффективная работающая толщина пласта;

- коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны пласта (скин-эффект);

- радиус исследования пласта;

- коэффициенты объемной упругости флюида и вмещающих пород.

3.6 Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование:

- испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах;

- испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле;

- эжекторные многофункциональные испытатели пластов.

3.7 При исследованиях с применением ИПТ в открытом стволе регистрируют непрерывную кривую изменения давления на забое в процессе притока и кривую восстановления давления (КВД). Технология позволяет получать данные о скин-факторе и других свойствах околоскважинной области пласта (в радиусе 3-30 м в зависимости от проницаемости отложений).

3.8 Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного забойного давления с помощью свабирования. При этом депрессия должна составлять не менее 50% депрессии технологического режима.

3.9 Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле ИПК не отличаются от рассмотренных выше по технологии проведения измерений. Они используются для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных изолированных прослоев с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.

Примечание - Следует учитывать, что при малом объеме измерительных камер уменьшается время исследований, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной (0,1-3 м).

Для оценки вертикальной и латеральной анизотропии проницаемости исследуемого пласта рекомендуется использовать модификации испытателя пластов на кабеле для открытого ствола, оснащенные мультизондовой измерительной системой.

Для определения параметров пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией, рекомендуется использовать динамический испытатель пластов для обсаженного ствола. При испытании пласта осуществляется сверление обсадной колонны и цементного камня, а после завершения испытания - герметизация высверленного отверстия.

4 Организация работ

4.1 Недропользователи, имеющие лицензию государственных органов, применяют различные организационно-правовые формы взаимоотношений при проведении испытаний скважин с субъектами предпринимательской деятельности (далее - производители работ).

4.2 Недропользователь уведомляет производителя работ о необходимости проведения испытаний заявкой на испытание скважины, в которой указывают цели и задачи, состояние и геолого-технические характеристики скважины и объекта испытания (приложение А).

4.3 На основании поданной заявки представители производителя работ и недропользователя составляют план работ по испытанию (приложение Б), который согласует руководитель производителя работ и утверждают технический и геологический руководители недропользователя. Утвержденный план по испытанию передают производителю работ, а копии плана - буровому мастеру, мастеру бригады капитального и подземного ремонта скважин.

4.4 Ответственным руководителем за выполнение работ является представитель недропользователя, указанный в плане испытания скважины.

Ответственным руководителем за соблюдение технико-технологических требований и качество работ при испытании скважины является представитель производителя работ - начальник партии, мастер по испытанию скважин.

4.5 Недропользователь обязан обеспечить:

- подготовку скважины, бурильного инструмента, насосно-компрессорных труб, бурового и силового оборудования, противовыбросового устройства;

- обвязку и опрессовку устьевой головки согласно утвержденной схеме;

- контроль активности притока флюида в трубы и уровня жидкости в затрубном пространстве в процессе испытания;

- выполнение буровой бригадой или бригадой капитального ремонта необходимых работ с пластоиспытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка).

4.6 Производитель работ обязан обеспечить:

- исправные технические средства для испытания скважины (испытатели пластов, контрольно-измерительные приборы);

Читайте также: