Можно ли закрыть газовую скважину

Обновлено: 04.07.2024

Как закрыть скважину: технология ликвидации и консервации водозаборных сооружений

Каждый владелец скважины на воду обязан соблюдать некоторые обязательства. Во время бурения почвы, чтобы обеспечить участок водой, необходимо оголить один, а в некоторых случаях и несколько водоносных слоев. Если конструкция будет использоваться на протяжении длительного периода времени, она будет стареть естественным образом. Это может привести к тому, что обсадная труба теряет свою герметичность, водонос загрязняется. Чтобы устранить этот процесс, требуется консервация скважины на воду. Этот процесс представляет собой тампонаж конструкции, в процессе которого используется специальное вещество. Он используется, чтобы изолировать водоносную жилу.

Поэтапная ликвидация

Бурение – официальная процедура, по окончании которой владелец получает в личное пользование пакет документов. Хранить их нужно, обязательно отмечая в соответствующем журнале даты проведения проверок, профилактических мероприятий, ремонта и т.д.

Процесс ликвидации (временной или постоянной) должен осуществляться исключительно профессионалами.

Консервация скважины, как правило, включается в себя несколько этапов
Условно его можно разделить на несколько этапов:

Проектирование. Взяв за основу имеющийся техпаспорт, специалисты выполняют проект, составляют смету и т.д. Цель проекта – ликвидация таким образом, чтобы в водный пласт никоим образом не попали загрязнения окружающей среды, особенно если рядом расположено производство.
Проведение подготовительных работ. Прилегающую территорию очищают и ровняют для последующей установки специального бурового оборудования. Остатки воды откачиваются, а внутренняя полость очищается от коррозии и отложений. Обязательной является дезинфекция пространства хлорно-известковым раствором. Нижняя фильтрационная часть скважины засыпается песком или гравием.
Процедура тампонажа. Полость скважины заливается раствором цемента вплоть до уровня устья. Верхняя часть трубы просто демонтируется, а образовавшееся пространство накрывается специальной заглушкой. Иногда для обеспечения безопасности окружающих людей над скважиной возводится небольшая цементная подушка.
Оформление документов. В обязательном порядке после проведения работ составляется акт ликвидации. После всех бюрократических перипетий скважину просто снимают с учета.

Консервация иногда обходится в ту же сумму, что и бурение, а иногда даже несколько дороже. Все зависит от технологических особенностей источника, его состояния и объема используемого ликвидационного материала.

Что представляет собой тампонирование скважины

Водозаборное оборудование со временем теряет свои качества, происходит процесс старения и изнашивания. Это проявляется в разрушении оборудования, узлы теряют свою герметичность, происходит процесс коррозии обсадных труб. Могут даже появиться сквозные отверстия в трубах. Как правило, к данному явлению приводит попадание в подземные воды стоков. Они могут сделать непригодным к использованию весь водный пласт.

Некоторые люди считают, что законсервировать и ликвидировать скважину – это одно и то же самое. Даже существуют некоторые общие сходства между ними, но осуществляются они с разными целями. Если ликвидированный объект восстановить уже невозможно, то консервация и расконсервация скважин выполняется для того, чтобы в будущем можно было использовать. Таким образом, она на время консервируется. Закрыть скважину могут только тогда, когда она полностью потеряла свои эксплуатационные характеристики.

Самостоятельное тампонирование скважины методом засыпки щебня и заливки жидкого раствора

Существует даже документальная база, которая предусматривает процедуру и правила. В соответствии с ними осуществляется процесс консервирования водозаборных скважин. Здесь содержится информация, каким образом осуществляется тампонирование, как обустраиваются стволы консервированной конструкции.

Законсервированная может быть не только скважина для забора воды, но и объекты, которые используются для изучения месторождений ископаемых. Обязательно должны быть затампонированы артезианские источники, которые относятся к стратегическим водным запасам государства. Именно поэтому процедура бурения, оборудования, использования и консервирования регламентируется и контролируется под контролем соответствующих государственных органов.

Для тампонирования артезианских скважин необходимо задействовать специальную технику и опытных работников, которые имеют право на выполнения данного вида работ.

Для чего нужно тампонировать

Существует несколько основных причин, по которым осуществляется данная процедура:

для защиты от попадания различных типов загрязнений в подземные запасы воды;
таким способом предотвращается гуманитарная катастрофа, которая может быть вызвана отравлением воды из водоносного слоя;
чтобы сохранить в первозданном виде животный и растительный мир, характерный для данной местности;
тампонируют скважины и для того, чтобы не допустить разрушения построенных помещений, в результате нарушения в структуре верхних слоев почвы.

Схема цементирования источника с одной пробкой

Веские причины

В отечественных широтах не должно быть «бесхозных» скважин. Они должны либо эксплуатироваться, либо консервироваться. Иногда отказ от использования источника – это вынужденная мера, с необходимостью принятия которой владельцам придется считаться. В противном случае их ждет штраф и принудительное проведение работ.

Временной консервации подлежат следующие виды скважин:

Постоянные, в использовании которых на протяжении нескольких лет не будет никакой необходимости;
Разведывательные, уже выполнившие свою функцию, однако подлежащие в будущем использованию в качестве постоянных;
Фонтанирующие по причине внутрипластового давления, вплоть до нормализации ситуации.

В данном случае источники тампонируются не капитально, поэтому могут быть расконсервированы в любой момент. Однако и такой фронт работ должен выполнять профессионал.

Между тем существуют и категории водозаборных источников, подлежащих полной ликвидации:

Аварийные, представляющие опасность для человека и окружающей среды;
Исчерпавшие ресурсы воды;
Пробуренные с нарушением существующих норм;
Разведывательные, не предназначенные для дальнейшей эксплуатации;
Временного типа.

Согласно действующему законодательству, все финансовые расходы ложатся на владельца. Если такового не находится, оплачивать ликвидацию приходится государству.

Обследование скважины

Работы по ликвидационному тампонажу скважины начинаются с её обследования. Из скважины извлекаются насос и водоподъёмные трубы. Проводится комплекс каротажных исследований (ГИС), включающий видеосъёмку ствола скважины. Определяется состояние обсадных колонн, выявляются возможные так называемые свищи (участки обсадных колонн прогнившие, или повреждённые чем-либо) и интервалы нисходящего перетока «верхней воды» по стволу скважины.

На основании результатов обследования разрабатывается Проект ликвидационного тампонажа. В проекте определяется объём и последовательность проведения работ, рассчитывается количество необходимых материалов для проведения тампонажных мероприятий, описывается технология тампонажа.

Действующая инструкция

Госгортехнадзором, во избежание всевозможных прецедентов, разработана инструкция, согласно которой необходимо действовать при ликвидации скважины.

Если вы решили самостоятельно произвести консервацию скважины, тогда лучше сперва ознакомиться с принятой инструкцией Госгортехнадзора

Основными положениями являются:

Цель инструкции – обеспечение порядка проведения работ;
Пользователь недр должен в обязательном порядке обеспечить ликвидацию скважин, не подлежащих дальнейшему использованию;
Ликвидация по инициативе владельца осуществляется в порядке, прописанном в законодательстве;
Консервация осуществляется в сроки, регламентированные территориальными органами Госгортехнадзора.

В целом инструкция состоит из десятков пунктов, каждый из которых является обязательным для исполнения. Однако в каждом правиле бывают исключения, поэтому разниться может и технология.

Ликвидационный тампонаж скважины

Во всех этих случаях должен быть проведён комплекс работ по ликвидационному тампонажу скважины. Скважину нельзя просто засыпать песком, или залить цементом, всё должно быть выполнено технически правильно и безупречно, согласно специально разработанному Проекту ликвидационного тампонажа скважины на воду.

Дело в том, что водоносные горизонты обычно перекрыты сверху слоями водоупорных отложений: глин и суглинков. Именно этим обеспечивается защита подземных вод от проникновения в них поверхностного загрязнения. Часто скважины оборудуются не на первый, а на второй, третий и так далее водоносные горизонты от поверхности, каждый из которых защищён сверху водонепроницаемым слоем глин. Каждая скважина, которая проходит через водоупорные слои «прокладывает путь», по которому загрязнённая техногенными компонентами вода с поверхности может поступать в защищённые водоносные горизонты. Поэтому при бурении скважин особое внимание уделяется изоляции водоносных горизонтов, а при ликвидационном тампонаже скважин необходимо восстановить водоупорные слои и предотвратить попадание через стволы, «отслуживших свой век скважин», попадание в водоносные горизонты техногенных загрязнений с поверхности и из четвертичных отложений.

Как быстро выполняется приказ о консервации

Приняв решение о необходимости консервации, владелец должен собрать документы, заполнить образец заявления и передать бумаги в соответствующий орган.

Далее происходит следующее:

Заявление подлежит рассмотрению, оцениваются причины;
Печатается приказ;
Владелец уведомляется о решении.

Иметь доступ к артезианской воде наверняка желает практически каждый, однако беречь природу удается далеко не всем. Ненужные или убыточные источники должны подлежать ликвидации, причем в установленном законодательством порядке. После тщательного обследования выбирается оптимальная технология консервации. Сделать это без специального оборудования не представляется возможным, поэтому столь ответственное дело желательно доверить профессионалам.

Месторождения нефти

В промышленности часто проводится консервация нефтяных скважин. Это необходимо для защиты источника с целью сохранения целостности ЭК в процессе разработки либо после бурения. Вопрос по консервации решает специализированная государственная структура. Нефтяная скважина не эксплуатируется с интервалом от нескольких недель до нескольких месяцев.

Под рассматриваемым процессом подразумевается герметизация устья при разработке либо после эксплуатации объекта. Манипуляция проводится с учетом последующей разработки и исследования объекта. Обратный процесс эксплуатации законсервированной нефтяной скважины невозможен, если она соответствует следующим условиям:

отсутствие возможности выполнения ранее поставленных целей и задач;
проект был составлен для проведения разведочных работ, но с последующей планировкой по обустройству промышленного объекта;
в процессе разработки специалисты допустили ошибки, связанные с геологическим почвенным составом;
ЭК строилось с нарушением норм безопасности, которые были выявлены после проведенных работ;
аварийное состояние объекта.

Чтобы сохранить состояние ствола, требуется фиксация некоторых элементов. Консервация и расконсервация скважин с нефтью производится с помощью специальной смолы либо цементного раствора. Для обработки устья используется антикоррозийный состав. Проект по консервации газовых скважин не предусматривает применения цементных пробок. Для таких объектов используется глина соответствующей вязкости.

Для возобновления работ выполненные мосты демонтируются, форма скважины восстанавливается. Предварительно составляется план по корректировке либо переделыванию конструкции объекта. Если реализовали план по консервации сооружения на больший период, для возобновления работ требуется разрешение надзорных служб.

Соблюдение норм и требований

Если месторождения будут эксплуатироваться в ближайшем будущем, тогда консервация и ликвидация скважин производится путем заполнения ЭК глиняным раствором. Верхняя часть заливается нефтью либо дизельным топливом (высота до 30 м). Продление срока эксплуатации — вопрос, который решают государственные органы.

Если объект будет простаивать длительный период, для снижения уровня давления монтируется цементный мост. Его обустраивают над перфорированным участком. В инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин указано, что нефтяная скважина заполняется раствором, плотность которого способствует повышению давления внутри ЭК.

Верхний слой колонны — это незамерзающее вещество. Высота данного слоя зависит от месторасположения объекта:

на юге толщина слоя равняется 3 м;
на севере — предел мерзлоты.

Если уровень гидростатического давления меньше пластового, тогда проект по консервации требует проведения промывочных работ. Если скважина закрывается с большой разницей между рассматриваемыми показателями, при этом объект не будет эксплуатироваться больше года, тогда внутрь монтируется мост. Его высота должна равняться 25 м. При этом он должен находиться на 30 м выше фильтрационных отверстий. После вынимания сваба необходимо закрыть клапан.

Работы проводятся в сроки, обозначенные в соответствующей документации. Чтобы продлить срок консервации объекта по добыче сланцевой нефти, необходимо согласование с соответствующими структурами. Прекратить консервацию можно, если есть приказ совнархоза. Дополнительно владелец объекта должен получить от местного органа по надзору соответствующее заключение.

Документационное сопровождение

Чтобы провести вышеописанные работы, требуются определенные нормативные акты. Если разработанный объект не завершен, до его передачи владельцу ствол консервируется. При разработке консервация проводится в следующих случаях:

необходимо поднять давление для последующего ведения разработки;
падение дебита;
необходимость в переводе объекта на другой горизонт.

Чтобы законсервировать нефтяную скважину, предварительно составляется план с учетом нормативов. Результат всех действий фиксируется в акте. При необходимости в продлении срока консервации составляется пояснительная записка. В ней указывается срок и причина продления.

Порядок ликвидации и консервации нефтяного объекта:

промывание ствола буровым раствором и водой;
заполнение ствола незамерзающим составом;
проверка герметичности.

НКТ спускает только противофонтанная служба. Если в скважине есть несколько горизонтов с разным давлением, тогда их разобщают. Все опасные химикаты изолируются. Проверка объектов производится дважды в год. По ее окончании заполняется установленная форма и журнал, в котором фиксируется результат.

Если в устье присутствует межколонное давление, тогда объект отправляется в фон простаивающих ресурсов. В таком случае проводятся восстановительные работы, которые предварительно согласовываются с органами Гостехнадзора.

Как самостоятельно тампонировать

Самостоятельно выполнить процедуру тампонирования вряд ли получиться, поскольку процедура достаточно сложная. Но законодательство не регламентирует процесс тампонирования тех скважин, которые подают воду из песчаных слоев. Поэтому работу можно сделать и самому.

Тампонирование своими руками осуществляется тоже по правилам. Сначала нужно поднять оборудование и аппаратуру. Сверху устанавливаем лебедку на треноге, с её помощью демонтируем обсадную трубу. Затем водоносную зону нужно засыпать смесью песка и гравия. Затем часть ствола нужно залить раствором из глины. Сверху делаем шурф и глиняный замок.

Способ консервации газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации. Технический результат заключается в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения призабойной зоны пласта и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах. Сущность изобретения: способ включает спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины. При этом перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом. После спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью. Затем закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель. В подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки. Ствол скважины ниже пакера и глухой пробки оставляют заполненным газовым конденсатом. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [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.: ВНИИБТ, 1985. - С.11].

Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора, длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие призабойную зону пласта (ПЗП) и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [А.С. №1388541 СССР].

Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами консервирующей жидкости и жидкой фракции самой консервирующей жидкости, попавших на забой в период заполнения ствола скважины консервирующей жидкостью перед установкой глухих пробок, то есть при повторном глушении скважины, и длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие ПЗП и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения ПЗП и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после завершения периода консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.

Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газовых скважин, включающем спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, в отличие от прототипа перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки остается заполненным газовым конденсатом.

В процессе строительства скважин нередки случаи отставания процесса обустройства куста бурящихся скважин, то есть подключения скважин к газосборному коллектору, что вынуждает уже пробуренные скважины консервировать на период завершения обустройства куста. В процессе консервации пробуренной скважины технологический раствор, например буровой раствор, техническая вода или другая консервирующая жидкость, проникает в ПЗП, загрязняет пласт фильтратами этих растворов и обводняет их жидкими фракциями, что приводит к кольматации и обводненности ПЗП, к затруднению вызову притока газа из пласта в период освоения при расконсервации скважины.

Наиболее оптимальным способом консервации является консервация путем оставления эксплуатационной колонны неперфорированной, то есть не имеющей связи с продуктивным пластом, и заполнение ствола эксплуатационной колонны консервирующей жидкостью. В то же время предпочтительно перед консервацией скважины провести все работы по подготовке скважины к последующей эксплуатации, такие как спустить в скважину лифтовую колонну с комплексом подземного оборудования с буровой установки, уже находящейся на устье скважины, запакеровать пакер, заполнить надпакерное пространство незамерзающей и теплоизолирующей надпакерной жидкостью, предотвращающей обратное промерзание многолетнемерзлых пород (ММП) и смятие эксплуатационной колонны в зоне ММП и обеспечивающей минимальную теплопередачу от добывающего в скважине газа ММП за эксплуатационной колонной.

На фиг. показана схема реализации заявляемого способа консервации газовой скважины.

Способ реализуется следующим образом.

На Бованенковском месторождении пробуренную скважину не перфорируют, а временно консервируют на период ожидания обустройства куста и ввода скважины в эксплуатацию, при этом в скважину спускают все подземное оборудования для скорейшего ввода скважины в эксплуатацию после завершения обустройства куста.

В пробуренной скважине буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1, заменяют техническую воду на газовый конденсат или водометанольный раствор.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, циркуляционным клапаном 4, пакером 5 и посадочным ниппелем 6.

В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку 7, которая перекрывает трубное пространство 8 скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой 7 осуществляют запакеровку пакера 5. В процессе запакеровки пакера 5 осуществляется крепление пакера 5 в эксплуатационной колонне 1 с помощью его шлипсов и герметизация затрубного пространства 9 скважины с помощью уплотнительных манжет пакера. При этом ниже глухой пробки 7 и пакера 5 ствол эксплуатационной колонны 1 остается заполненным газовым конденсатом или водометанольным раствором.

С помощью канатной техники открывают циркуляционный клапан 4 и последовательно закачивают в затрубное пространство 9 незамерзающую жидкость в объеме надпакерного трубного пространства 8, а затем незамерзающую более низкой теплопроводности надпакерную жидкость в объеме надпакерного затрубного пространства 9. Незамерзающая надпакерная жидкость заполняет надпакерное затрубное пространство 9, выдавливая незамерзающую жидкость через циркуляционный клапан 4 в надпакерное трубное пространство 8. После этого циркуляционный клапан 4 закрывают.

Затем закрывают приустьевой клапан-отсекатель 3.

Далее в подвеске 10 трубной головки 11 фонтанной арматуры 12 устанавливают обратный клапан 13, а в боковых отводах трубной головки 11 - резьбовые пробки 14. Задвижки 15 на фонтанной арматуре 12 закрывают, с них снимают штурвалы. Боковые отводы фонтанной арматуры 12 герметизируют глухими фланцами 16. На фонтанной арматуре 12 крепится табличка с необходимыми сведениями о сроках консервации данной скважины.

В качестве незамерзающей жидкости возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора.

В качестве незамерзающей надпакерной жидкости для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора, а для скважин в условиях аномально высокого пластового давления возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости, обладающей более низкой теплопроводностью.

При выводе скважины из консервации в ПЗП не попадает никакая рабочая жидкость, приводящая к снижению продуктивности пласта.

Предлагаемый способ консервации скважин обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта на весь период ее консервации, уменьшает продолжительность технологических процессов консервации и последующей расконсервации скважины, снижает затраты на консервацию и последующую расконсервацию скважины.

Применение этого способа особенно актуально для консервации скважин с низким пластовым давлением или невысокими продуктивными характеристиками пласта, для скважин с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, когда даже непродолжительное время нахождения скважины под воздействием бурового раствора или рабочей жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию или невозможностью вообще ввести скважину в эксплуатацию. Примером тому служат газовые и газоконденсатные скважины Ямбургского месторождения, большинство из которых так и не удалось ввести в эксплуатацию после консервации.

Способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки оставляют заполненным газовым конденсатом.

Глушение газовой скважины

Нужна ваша помошь в одном вопросе. Может у кого то в практике были такие случаи.

Ситуация такая: Имеется скважина, которую необходимо заглушить. На данный момент на скважине имеются давления в затрубном и межколонном пространствах. Все это выведенно на амбар. Скважина газовая. Ситуация ослажняется тем, что при попытке глушить в лоб и через затруб, произошел выход газа и жидкости в шахту скважины.

Что необходимо узнать: Каково соотношение выхода газа из трубного затрубного и межколонного пространств? Безопасно ли создать предельную депрессию на пласт, чтобы стимулировать обвал открытого ствола?

14 Фев 2014 Активность

Контекст

da4iko пишет:

Друзья!

Нужна ваша помошь в одном вопросе. Может у кого то в практике были такие случаи.

Инструмент в скважине есть? Если есть в пределах обсадных колонн или в открытом стволе?

Раствор большой плотности пачками с отстоем (рассчитать время осаждения жидкости глушения в зависимости от предполагаемого пластового давления) вероятность потери ствола есть, так как сейчас уже в районе газового пласта реология жидкости не соответствует проектной.

Пора однако противофонтанную службу вызывать.

Нет, в скважине ничего нет.

Противофонтанную службу уже вызывли. Будем глушить при помощи ГНКТ.

Но вопрос остается открытым. Как расчитать соотношение выхода газа? Есть ли методика.

Что вы имеете ввиду под соотношением выхода газа?

если это расход газа в сутки то очень просто рассчитать, зная диаметр шайбы на линии отжига (ГФУ)

vostochka93 пишет:

Что вы имеете ввиду под соотношением выхода газа?

если это расход газа в сутки то очень просто рассчитать, зная диаметр шайбы на линии отжига (ГФУ)

Это то расчитать не сложно. Проблема в том что бы узнать расход газа не только из трубного, но и затрубного и межкалонного пространств. На затрубе и м/к штуцеров нет.

Известны давления и температуры. Но вот ломаю голову над тем какую методику расчета выбрать.

da4iko пишет:

Иван,

Нет, в скважине ничего нет.

Противофонтанную службу уже вызывли. Будем глушить при помощи ГНКТ.

Но вопрос остается открытым. Как расчитать соотношение выхода газа? Есть ли методика.

Из Ваших слов я понял, что при глушении в лоб повышается давление в заколонном пространстве или наоборот, при глушение в заколонное пространство повышается давление в уже спущенных колоннах. Гибкая труба интересно как технически осуществляете крепление устьевого герметизатора - превентора ГНКТ на превентор.

Рассчитать выход газа сейчас сложно, в плане, как понять, сколько его уже растворилось в буровом растворе и сколько его вообще в стволе. Попробуйте по аналогии с соседними скважинами понять от значения устьевого давления, средний дебит по газу (берите максимальный), а там я думаю, Вы легко учтёте объём.

А так первоначально предложенный вариант методом отстоя был правилен только надо подбить технику на противодавление и в межколонку. Только одна есть сложность это придел повышения давления при закачке пачки он должен быть ниже придельного значения всех расчётов на прочность обсадных колонн и ещё сложность, если в разрезе встречены пласты с поглощениями до газового объекта.

Иван007 пишет: da4iko пишет:

Иван,

Нет, в скважине ничего нет.

Противофонтанную службу уже вызывли. Будем глушить при помощи ГНКТ.

Но вопрос остается открытым. Как расчитать соотношение выхода газа? Есть ли методика.

Иван, спасибо за помощь. Да происходит повышение давления и выход р-ра в шахту скважины.

Тут скважина была в работе. И в процессе эксплуатации (скорее всего из-за высокой температуры (Тфа=98С) и плохого кач-ва цемента(скважине почти 30 лет) произошло резкое увеличение давления в м/к и выход газа в шахту.

Для расчета я использовал уравнения Веймута и Панхэндла, мне они показались наиболее приемлимыми в данном случае, и уравнение для расчета дебита через штуцер с дозвуковой скоростью. Но те значения что я получил, мне показались заниженными.

Поэтому у меня и был вопрос по методике. Может у кого-то был похожий опыт.

Консервация скважины

Здравствуйте, форумчане, снова вынужден просить вашей помощи, как технических специалистов, в процессе работы столкнулся со следующей ситуацией - в компании имеются случаи перевода эксплуатационных скважин в режим "консервация", с оформлением соответствующих документов.

На период консервации в скважину на подвеске НКТ спускается воронка, и выполняется ряд мероприятий предусмотренных программой консерваци.

Подскажите, на основании каких документов, можно обосновать проверяющим, что в отличии от скважины, спущенная в нее НКТ с воронкой, а также фонтанная арматура смонтированая на скважине - не консервируются, а продолжают выполнять свои технологические функции, связанные с содержанием "законсервированной скважины".

Т.е. режим "консеравация скважины" не означает аналогичного режима для подземного оборудования и фонтанной арматуры. (не нашел информации о возможности "консерваци" подвески НКТ или ФА, установленной на скважину).

Буду очень признателен, за любую информацию.

26 Авг 2019 Активность

Контекст

нет такого понятия "режим" консервации", а есть переквалификация типа скважин из эксплуатационного фонда, в консервацию.

технологические функции ФА, помимо направления потока флюида в шлейф(газосборный коллектор, трубопровод, или как вы его обзываете), проведения исследований, глушения, работ КРС и т.д., ииии ГЕРМЕТИЗАЦИЯ! Соответсвенно, вы руководствуетесь паспортом на ФА, то есть необоходимое обслуживание проводить все равно нужно. Набивать задвижки смазкой, проверять герметичность ФА. ФА должна быть работоспособной, и исполнять возложенные на нее функции.

Что же касаемо НКТ(с воронкой или без онной, какая разница), не могу понять, какие работы вы хотите произвести с ней? Контроль толщины стенок геофизикой? Тогда зачем?, и лучше сделать это перед консервацией.

Здравствуйте, наверное я не совсем корректно изложил вопрос. Ситуация связана с особенностью начисления амортизации по объектам основных средств, по ощему правилу на по объектам основных средсв переведенных на консервацию продолжительностью свыше 3-х амортизация ни в бухгалтерском учете ни для целей расчета налога на прибыль не начисляется.

Следовательно по "законсервированной" скважине амортизация прекращает начисляться. Вместе с тем, не понятно продолжается ли эксплуатация (использование) фонтанной арматуры и подвески НКТ, спущенной в скважину ( не в целях добычи нефти, а в целях обеспечения режима консервации скважины, в противном случае зачем мы вообще эту "воронку" туда спускаем). Если "эксплуатация" этих объектов продолжается то мы должны начислять по ним амортизацию, в связи с чем необходимы ссылки на нормативные документы, способные обосновать такую эксплуатацию фонтанной арматуры и подвески. В противном случае их тоже надо переводить на консервацию, тогла не понятно как можно "законсервировать" подвеску нкт спущенную в скважину.

Железо все находится под аммортизацией! Ибо она считается от срока работы железа. ФА, КГ, ТГ, НКТ стоит, значит оно работает, значит аммортизируется.

Консервация железа происходит на складе, и то срок этой консервации строго ограничен паспортными данными!

вы путаете числитель со знаменателем, это две разные вещи. Железом вообще пускай занимаются служба по добычи, их вотчина.

Сергей, приветствую, абсолютно согласен с Вашим выводом, но к сожалению "людям в погонах" иногда бывает трудно объяснить истину без ссылок на соответствующие документы, а утверждение "ФА, КГ, ТГ, НКТ стоит, значит оно работает" - это вообще не аргумент, уж тем более для судебного разбирательства.

Все равно, спасибо большое за отзыв!

Как вам такое утверждение (выдержка из судебного решения): "
В комплекс работ при консервации скважин согласно Инструкции от 22.05.2002 N 22, в частности, включаются работы по снятию с устьевой арматуры штурвалов, манометров, установке на арматуре заглушек, а также ряд других работ, предназначенных для безопасности и поддержания в исправном состоянии законсервированных скважин. Наличие фонтанной арматуры на законсервированной скважине не является способом поддержания скважин в исправном состоянии".

"Следовательно, начисление амортизации по оборудованию, установленному на скважинах, переведенным по решению руководителя на консервацию продолжительностью более трех месяцев, является неправомерным"

Именно утверждение что ФА на законсервированной скважине и НКТ с воронкой фактически необходимы для "подержания скважины в исправном состоянии и/или безопасной консенрвации" и необходимо подтвердить со ссылкой на документы! Необходимо документально обосновать ошибочность вышеприведенного выражения выделенного жирным шрифтом.

3.3.2. Порядок работ по консервации скважины:

3.3.2.1. спустить НКТ с "воронкой". Заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией и обработанную ингибиторами коррозии. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномалии давления Ка = 1,1 и выше в компоновку насосно-компрессорных труб включить пакер и клапан-отсекатель;

3.3.2.2. с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

3.3.2.3. оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия - пользователя недр, срока консервации. Провести планировку прискважинной площадки;

3.2.2.4. необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов.

3.4.2. Порядок проведения работ по консервации скважин.

3.4.2.1. До ввода скважин в консервацию необходимо:

а) поднять из скважины оборудование. При консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими насосами, поднимается подземное оборудование;

б) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации;

в) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции;

г) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;

д) при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных колонн не должен превышать одного года, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный срок, - не более пяти лет.

3.4.2.2. Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.

3.4.2.3. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.

3.4.2.4. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.

4.8. При консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна должна быть приподнята над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечена из скважины. После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины должны быть заполнены раствором, обработанным нейтрализатором.

4.9. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы.

4.10. Устье законсервированной скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена металлическая табличка в соответствии с требованиями п.4.5.

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

УТВЕРЖДЕНА
постановлением Госгортехнадзора России
от 22 мая 2002 года N 22

Скважина. Консервация

При консервации скважины по 2 варианту в зависимости от длины открытого ствола, интенсивности нефтегазопроявлений, осыпей стенок скважины, наличия прихватоопасных зон и длительности консервации заказчик определяет необходимость установки консервационного цементного моста в башмаке последней технической колонны.
Последовательность работ при этом следующая:
- спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины;
- промыть скважину с обработкой и доведением параметров бурового раствора до проектной;
- поднять инструмент до интервалов, склонных к осыпям и обвалам, или в подошву прихватоопасных зон;
- закачать в вышеуказанные зоны высоковязкие пачки бурового раствора с полным перекрытием интервалов возможного осложнения ствола;
- поднять бурильный инструмент в башмак последней технической колонны;
- при необходимости установить в башмаке технической колонны (при длительной консервации) цементный мост высотой 100 м; после ОЗЦ испытать его на прочность;
- поднять бурильные трубы;
- верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью (нефть, дизтопливо) в интервале 0-30 м;
- загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
- провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документацией;
- на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, площади, организации-владельца, даты и срока консервации.

Сроки консервации скважины в процессе строительства и продление сроков консервации определяет заказчик в зависимости от реального времени устранения причин консервации и согласовывает эти сроки и продление их с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.
Датой прекращения консервации скважины является дата окончания работ по ее расконсервации.

Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже 1 раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.
По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.

Читайте также: