Крепление испытание и освоение нефтяных и газовых скважин

– подвеску с расчетной натяжкой промежуточных

иэксплуатационных колонн, обеспечивающую компенсацию температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);

–возможность контроля флюидопроявлений за обсадными колоннами;

–возможность управления скважиной при ликвидации газонефтеводопроявлений и аварийном глушении в процессе бурения и крепления.

Конструкции большинства колонных головок (рис. 10.1) предусматривают последовательную клиновую подвеску обсадных колонн, герметизацию межтрубного пространства, возможность для контроля давления в нем и отбора или подкачки жидкости, возможность монтажа противовыбросового

ифонтанного оборудования. В том случае, если обсадная колонна зацементирована не до устья, перед обвязкой ее натягивают с расчетным усилием и подвешивают в клиновом захвате колонной головки.

Величина натяжения обсадной колонны при ее обвязке должна исключать возможность искривления колонны в результате потери устойчивости под влиянием изменения температуры и давления при работе скважины. В то же время

величина натяжения Qн колонны не должна превышать допустимые для нее растягивающие нагрузки:

Qн G;

Qн G + Qt – QP + Qг;

Условие прочности колонны на растяжение (страгивание):

Qн Qстр / [nстр];

где Qt = t EFт t; QP = 0,47Pуd2; Qг = 0,235gl(D2 нар – d2 вн);

G – вес незацементированной части колонны;

Qt – усилие, возникающее в результате нагрева (охлаждения) колонны в процессе эксплуатации скважины;

252

t – температурный коэффициент расширения;

E – модуль упругости материала труб (модуль Юнга);t – средняя температура нагрева (охлаждения) ко-

лонны;

D, d – соответственно наружный и внутренний диаметр колонны;

l – длина незацементированной части колонны;

нар, вн – плотность жидкости за колонной и внутри колонны соответственно.

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного затрубного пространства проверяют путем опрессовки.

Рис. 10.2. Фонтанная арматура тройникового типа: 1 – крестовина; 2, 5, 7 – тройники; 3 – патрубок; 4, 6 – задвижки; 8 – лубрикатор; 9, 10 – манометры

На колонную головку в зависимости от способа эксплуатации скважины устанавливают соответствующую арматуру. Для эксплуатации скважины в фонтанном режиме может использоваться фонтанная арматура тройникового (рис. 10.2) или другого типа.

254

10.2. Передача скважин заказчику

Законченная строительством скважина передается заказчику по акту передачи, который составляет приемосдаточная комиссия из представителей заказчика и бурового предприятия. Как правило, в состав комиссии входят начальники цехов добычи нефти и бурения, буровой мастер и мастер по добыче нефти и др.

Передача скважины и технической документации оформляется актом по установленной форме. В акте на передачу скважины отмечаются:

–основные сведения о скважине (ее номер, площадь, глубина залегания продуктивных пластов и др.);

–глубина спуска эксплуатационной колонны;

–характеристика профиля и направления искривления ствола скважины;

–тип и параметры бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов;

–результаты испытания эксплуатационной колонны на герметичность;

–интервалы, способ и плотность перфорации;

–результаты освоения (опробования) скважины;

–сведения по проведенным ремонтным работам;

–интервалы и виды проведенных геофизических исследований;

–характеристика спущенного в скважину и установленного на устье оборудования.

Вместе с актом заказчику передается дело скважины (комплект документов), в котором содержатся:

–акт о заложении скважины;

–проект бурения скважины (типовой геолого-техниче- ский наряд);

–акты о начале и окончании бурения скважины;

–акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны;

255

–материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;

–расчеты обсадных колонн (диаметр, длины секций, толщины стенок, группы прочности стали и другие необходимые характеристики);

–акты на цементирование обсадных колонн, расчеты

в процессе цементирования, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема цемента (диаграммы цементомера), меру труб, компоновку колонн, данные о плотности глинистого раствора в скважине перед цементированием;

–акты испытания всех обсадных колонн на герметич-

ность;

–планы работ по опробованию или освоению каждого объекта;

–акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала перфорации, способа перфорации и количества отверстий;

– акты опробования или освоения каждого объекта с приложением данных исследования скважин (дебиты, давления, анализы нефти, воды, газа);

–заключение (акты) на испытания пластов в процессе бурения (испытателями пластов);

–длина и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования низа, глубины установки пусковых клапанов (отверстий);

–геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважины;

–описание керна;

–паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях, конструкции;

–акты о натяжении колонн;

–акты об оборудовании устья скважины;

256

– акты о сдаче геологических документов по скважине. После передачи скважины производятся финансовые

взаиморасчеты с заказчиком.

Ввод законченных строительством скважин в эксплуатацию осуществляется при положительном заключении местных органов Гостехнадзора РФ.

10.3. Консервация скважин

Консервация скважин может производиться в процессе строительства скважины, после его окончания и в процессе эксплуатации.

Консервация скважин в процессе строительства про-

изводится в случаях:

–консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ – на срок до продолжения строительства;

–разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий – на срок, необходимый для их восстановления;

–несоответствия фактических геолого-технических условий проектным – на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин;

– при строительстве скважин кустовым способом – в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин.

Для консервации скважин с открытым стволом необходимо:

1)спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных проектом на строительство скважины;

2)поднять бурильные трубы в башмак последней обсадной колонны, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью;

257

3)загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;

4)провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, действующей в области промышленной безопасности;

5)на устье скважины укрепить металлическую табличку

суказанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца.

Для консервации скважины со спущенной (неперфорированной) обсадной колонной необходимо:

1)спустить в скважину бурильный инструмент или колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины искусственного забоя;

2)обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с проектом на строительство скважины, добавить ингибитор коррозии;

3)приподнять колонну на 50 м от забоя, верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью.

Законченные строительством скважины подлежат консервации на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, про-

мышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией, строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды. 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.

Порядок работ по консервации скважины:

1) спустить НКТ с «воронкой». При коэффициенте аномальности давления kа > 1,1 в компоновку насосно-компрес- сорных труб включить пакер и клапан-отсекатель;

258

2)заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией, обработанную ингибиторами коррозии. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

3)поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;

4)устьевое оборудование защитить от коррозии. С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

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

В процессе эксплуатации подлежат консервации:

– эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, – на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения (залежи);

– добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям – на срок до выравнивания газонефтяного контакта;

– добывающие скважины при снижении дебитов до ве-

личин, предусмотренных проектом (технической схемой), а также нагнетательные скважины при снижении приемистости – на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости;

259

–эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод – на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации;

–скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научно-исследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения;

–эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории 1-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях;

–эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора

иконтроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п.

Временная приостановка деятельности объекта в связи с экономическими причинами (отсутствием спроса на сырье

и т.п.) может осуществляться без консервации скважин на срок до 6 месяцев при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки, согласованных с территориальными органами Госгортехнадзора России.

До ввода скважин в консервацию необходимо:

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

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

260