работ с учетом требований охраны недр и окружающей среда и составления сметной документации, связанной с проведением дополнит
тельных работ.
Индивидуальный план проведения изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, подлежащей ликвидации, составляется и утверждается производственным объединением, согласовывается с гидрографической службой флота, рыбнадзором и бассейновой инспекцией Минводхоза.
При ликвидации скважин, расположенных на месторождениях, содержащих токсичные и агрессивные компоненты (сероводород и др.) или вскрывших напорные пласты, план проведения изоляционно-ликвидационных работ согласовывается также с военизированным отрядом по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Установка цементных мостов в ликвидируемых скважинах и их испытание должны производиться в присутствии представителя АВО.
При ликвидации скважин, вскрывших сероводородсодержащие объекты, работы выполняются по специальным планам, согласованным с органами Госгортехнадзора. В таких планах предусматриваются меры по предотвращению агрессивного воздействия сероводорода на колонны и цементные мосты.
Осложнения и аварии, возникающие в процессе выполнения изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, ликвидируются по специальным планам.
В случаях появления выходов нефти, газа или пластовых вод в районе устья ликвидированных скважин, обнаруженных в процессе периодического обследования, производственное объединение принимает срочные меры по выявлению источника загрязнения и его ликвидации.
Ответственность за качественное выполнение изоляционно-ликвидационных работ возлагается на руководство ПБУ, за сохранность и периодичность обследования устьев и стволов ликвидированных скважин — на руководство производственного объединения.
Работы, выполняемые при ликвидации морских скважин.
Ликвидируемые скважины должны быть заполнены буровым раствором с удельным весом, позволяющим создать на забое давление, которое на 15 % выше пластового (при отсутствии поглощения).
При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых газонефтеводонасыщенных объектов должны быть установлены цементные мосты. Высота каждого моста должна быть равна мощности (высоте) пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Цементный мост должен устанавливаться над кровлей верхнего объекта высотой не менее 50 м.
При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны, в разрезе которой отсутствуют газонефтенасыщенные и водонапорные объекты, в башмаке последней обсадной колонны должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.
Если в разрезе скважины имеются газонефтеводонасыщенные объекты, частично или полностью перекрытые бурильным инструментом в результате аварии, то при установке цементного моста необходимо соблюдать следующие требования:
- при нахождении верхнего аварийного конца бурильного инструмента ниже газонефтеводонасыщенных объектов, опробование которых нецелесообразно, цементные мосты устанавливаются в соответствии с планом работ;
- при нахождении верхнего аварийного конца бурильного инструмента выше газонефтеводонасыщенных объектов и невозможности извлечения бурильных труб цементные мосты должны устанавливаться над аварийным концом бурильных труб высотой не менее 100 м и в башмаках последней обсадной колонны, связанной с устьем скважины, — не менее 50 м;
- при нахождении верхнего аварийного конца бурильных труб в последней обсадной колонне по возможности произвести отворот (отрыв) бурильного инструмента не менее чем на 50 м ниже башмака обсадной колонны и установить цементный мост высотой не менее 100 м (с входом в башмак обсадной колонны на высоту не менее 50 м).
При ликвидации скважины из-за деформации эксплуатационной колонны цементный мост должен устанавливаться в зоне деформации и выше ее не менее чем на 50 м или над зоной деформации высотой не менее 100 м.
При ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной, выполнившей свое назначение, в ней должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного.раствора под давлением в эту зону (при приемистости пласта).
При ликвидации скважин, имеющих в конструкций промежуточные или эксплуатационные колонны, спущенные отдельными
секциями, должны быть установлены цементные мосты в интервалах стыковки секций на 20—30 м ниже и выше мест стыковки.
При ликвидации скважин, в конструкции которых имеются спущенные хвостовики, за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыты башмаки предыдущих колонн, должны быть установлены цементные мосты на 20—30 м ниже и выше головы хвостовика.
Во всех ликвидируемых скважинах ив последней обсадной колонне, связанной с устьем скважины, должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м с расположением кровли цементного моста на 3—5 м ниже уровня дна моря.
Допускается извлечение промежуточных и эксплуатационных обсадных колонн из ликвидируемых скважин; при этом над головкой оставшейся части каждой извлекаемой обсадной колонны должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.
Порядок оборудования устья скважины.
При ликвидации скважин, пробуренных с ПБУ, необходимо обрезать все обсадные колонны ниже дна моря и заполнить устье скважины цементным раствором до уровня дна моря; при этом подвесные колонные головки и буровая плита поднимаются на борт ПБУ (рис. 25).
Снятие ПБУ с точки бурения без выполнения вышеизложенных требований запрещается.
После снятия ПБУ с точки бурения следует обследовать дно с целью выявления навигационных подводных опасностей. Один экземпляр акта обследования должен быть передан в соответствующую гидрографическую службу.
После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба ПБУ должна составить "Справку о производстве ликвидационных работ на скважине", в которой необходимо указать:
— фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний;
— параметры жидкости, которой заполнен ствол скважины;
— расположение устья скважины и его оборудование;
— фактическую высоту части обсадной колонны, оставленной над уровнем дна моря;
— объем и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (в случае необходимости).
К справке прилагается один экземпляр акта обследования дна моря с целью обнаружения навигационных подводных опасностей.
10 Правила ликвидации ГНВП и последовательность действий при
возникновении ГНВП
1) В случае неуверенности в ГНВП, необходимо остановить насосы, при этом забойное давление снизится (не будет динамической составляющей) и проявление должно сразу проявиться, если оно имеет место.
2)При наличии проявления следует, как можно скорее, загерметизировать скважину, так как максимальные давления, которые будут возникать при ликвидации проявления, будут тем больше, чем больше объем поступившего флюида.
Порядок действий при герметизации скважины: остановить вращение ротора;
- поднять инструмент так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора;
- остановить насосы;
- открыть гидроуправляемую задвижку на линии ведущей к открытому дросселю;
- закрыть превентор;
- медленно закрыть дроссель или задвижку на выходе превентора, следя за тем, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.
3) регистрация давлений:
- дать возможность и время избыточным давлениям в
бурильных трубах и КЗП
стабилизироваться. Для этого требуется не
более 5-10 минут. Затрачивать больше
времени не допускается, так как в
случае газопроявлений всплывающая пачка будет
вносить значительные погрешности,
также возможен случай, когда проявляющий
пласт является плохопроницаемым, то
есть он не сразу передал свое давление,
следовательно, мы не верно определим
пластовое давление и рассчитаем плотность
раствора, требуемую для глушения
скважины, что приведет к новому проявлению и
потребуется второй цикл, но ждать
больше 10 минут нельзя, так как это может
всплывать газовая пачка;
- необходимо записать
избыточное давление в трубах и затрубье, объем
проявления, который равняется
увеличению объема с приемной емкости, это значение
используется для расчета
максимальных ожидаемых давлений при глушении
скважины. В случае наличия в
бурильных трубах обратного клапана избыточное
давление в трубах можно
определить с помощью цементированного агрегата,
закачивая раствор в трубы с малой
производительностью.
4) Выбор
производительности насосов и давления глушения
Производительность обычно берут вдвое
меньше, чем при бурении.
11 Техника безопасности при ликвидации аварий в бурении
Наиболее сложные аварии в бурении: прихват инструмента; обрыв или слом инструмента;
- заклинивание инструмента в суженной части ствола;
- падение инструмента.
1.
Проверить исправность вышки, талевой системы контроль измерительных
приборов;
2.
Уберите с мостков и рабочей площадки ненужный инструмент и освободите
проходы;
3. Проверьте наличие и исправность противопожарного инвентаря перед работами;
4.
Проверьте
перед сборкой ловильного инструмента его состояние и запишите
основные размеры;
5.
Использовать
только тот л обильный инструмент,
который соответствует по
своим техническим характеристикам виду аварии и геологическим условиям в
скважине.
12 Техника безопасности при эксплуатации цементировочного
оборудования
Эксплуатация цементировочного оборудования должна осуществляться в соответствии с требованиями эксплуатации. Нарушение правил эксплуатации часто приводит к авариям (возможны человеческие жертвы). Поэтому до начала эксплуатации оборудования необходимо тщательно проверить все узлы оборудования, замеченные неисправности необходимо устранить, спрессовать манифольдные линии на 1,5 кратное рабочее давление. При сборке манифольдных линий необходимо прочистить все резьбовые соединения. Это обеспечит герметичность соединения и надежность работы. Необходимо проверить надежность предохранительного клапана. Выхлоп от клапана должен идти в приемный бак. Выхлопная труба от ДВС должна иметь искрогаситель. Для работы на агрегатах необходимо применять спецформу и рабочие рукавицы.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
