3.8. Капитальный ремонт скважин

Современная технология разработки месторождений как морских, так и на суше не обеспечивает долговечности скважины и спущенного в нее оборудования в течение всего срока эксплуатации. С различной частотой отказывает оборудование, повреждается ствол скважины, нарушается изоляция, идет процесс «старения» скважины, что требует с нарастающей периодичностью останавливать эксплуатацию и производить восстановительные работы или же замену оборудования (или части его).

Весь комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины принято называть капитальным или подземным ремонтом скважины, причем, если на суше эти работы выполняются специализированными бригадами, то в море – преимущественно буровым персоналом, поскольку после завершения разбуривания намеченного фонда скважин буровое оборудование зачастую остается на платформе до конца эксплуатации объекта в целом, т. к. процесс демонтажа в значительной мере тяжелого изношенного оборудования с целью его замены на более легкое для ремонта скважины представляет большие сложности с неоправданными финансовыми затратами.

Наряду с капитальным ремонтом, производимым в плановом порядке, возникает необходимость и текущего ремонта скважин, неизбежного при их длительной и непрерывной эксплуатации.

Кроме того, ремонт скважин возможен и в процессе бурения, вследствие различного рода аварий: падения в скважину посторонних предметов, поломки или обрыв бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, прихват инструмента (т.е. когда колонна труб, спущенных в скважину, теряет подвижность) и т.п.

На платформе все виды ремонта скважин максимально механизированы, хотя доля тяжелого ручного труда неизбежна в силу целого ряда непредвиденных обстоятельств, а также сложности многооперационных процессов, не всегда выполняемы в строгой последовательности. И тем не менее комплекс технических средств, используемых при ремонтных работах, весьма велик по номенклатуре и функциональному назначению, отличаясь большим многообразием типоразмеров и характеристиками. Необходимо отметить, что в силу конструктивного исполнения самой скважины технологии бурения и различных комплектов оборудования, спускаемых в нее, наиболее трудоемкой частью ремонта являются спуско-подъемные операции, специфичные только для нефтегазовой отрасли.

Выполняются они с помощью лебедок и талевой системы, установленных совместно с буровой вышкой, спайдеров, элеваторов со штропами, автоматов для свинчивания и развинчивания НКТ, а также цепных, шарнирных и штанговых ключей используемых при работах вручную.

Кроме того, на платформе предусматривается комплект ловильного инструмента-для извлечения оборвавшихся труб, долот и т.п., в который входят труболовки метчики, колокола, фрезеры различных конфигураций.

В целом же все виды ремонта морских скважин — эксплуатационных и нагнетательных, и скважин, пробуренных на суше, — совершенно аналогичны. И принципиальным отличием последних является то, что на платформе предусматривается по возможности весь необходимый комплекс штатного оборудования и специалистов способных выполнять соответствующие виды ремонтных работ, прибегая к помощи иных специалистов лишь в отдельных, исключительных случаях, не предусмотренных штатными ситуациями.

Особо следует отметить, что ремонт скважин с подводным заканчиваем осуществляется со специализированных судов, и его технология отличается от технологи ремонта скважин с надводным устьем. Для подводных скважин разработан специальный комплекс технических средств.

Но поскольку в целом технологически капитальный ремонт морских скважин существенно не отличается от «сухопутных», ниже рассмотрены лишь некоторые операции.

3.8.1. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ

Работы по переводу скважин с одного эксплуатируемого объекта (пласта) на другой, залегающий выше или ниже пласта, разработка которого нецелесообразна по определенным причинам — возвратные работы — проводятся на многопластовых нефтегазовых месторождениях для более полного охвата разработкой всех залежей более рационального использования фонда действующих скважин.

Возврат скважины на другие залежи по техническим причинам допускается в случаях:

• если нет возможности осуществить изоляцию притока посторонних вод;

• дальнейшая эксплуатация затруднена из-за дефектов в обсадной колонне и невозможности их устранения;

- в скважине произошли сложные аварии, ликвидация которых невозможна или экономически нецелесообразна.

Одна из главных причин возврата скважин на эксплуатацию другого пласта — истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности.

3.8.1.1. Возврат на вышележащий пласт

Эксплуатируемый горизонт разобщают с вновь вводимым монолитным цементным мостом. При этом основное внимание уделяют изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды (в особенности, если она высоконапорная, а возвратный пласт расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта). В таких случаях при возвратных работах нагнетают цементный раствор под давлением через отверстия фильтра. Если же возвратный объект значительно удален от оставляемого пласта, цементный стакан можно создавать при нагнетании раствора без давления.

При возвратных работах, после установления цементного стакана на заданной глубине, скважину обязательно испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости.

3.8.1.2. Возврат на нижележащий объект

Работы по возврату на нижележащий пласт проводят сравнительно редко, обычно в случаях, когда соседние скважины, с помощью которых должны извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам. Действия сводятся, в основном, к следующему. Ствол скважины и забой обследуют конусной свинцовой печатью для установления исправности эксплуатационной колонны и чистоты забоя, после чего оставляемый пласт цементируют под давлением через отверстия фильтра. Затем цементный стакан разбуривают до необходимой глубины и испытывают колонну на герметичность. На практике чаще всего приходится эту операцию повторять неоднократно, с заливкой нескольких пластов и разбуриванием нескольких цементных стаканов.

В вертикальных скважинах возврат на нижележащий объект осуществляют зарезкой и бурением второго ствола.

3.8.2. ЛИКВИДАЦИЯ И КОНСЕРВАЦИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ С ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Согласно существующему положению, все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа и для других целей, при ликвидации и при списании затрат на их сооружение делят на пять категорий. К первой категории относят поисковые и разведочные скважины, заложенные с целью поисков, разведки и оконтуривания месторождений полезных ископаемых, скважины, давшие притоки нефти и газа, но эксплуатация которых для промышленной разработки месторождения нерентабельна и использование их не предусмотрено проектом разработки.

Ко второй категории — эксплуатационные скважины, пробуренные с целью добычи нефти и газа и оказавшиеся сухими или водяными, а также — выполнившие свое назначение. К этой же категории относят скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, пробуренные для добычи минеральных, геотермальных и других вод, а также для сброса промысловых вод и других промышленных отходов.

К третьей категории — все скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам (вследствие некачественной проводки или аварий в процессе строительства), а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов, возникших при строительстве или эксплуатации, которые после выполнения своего назначения не могут быть использованы для других целей.

К четвертой категории — скважины, числящиеся в основных фондах предприятий после полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта

И к пятой категории — скважины, законсервированные в ожидании организации промысла, в том числе зачисленные в состав основных фондов (средств) если консервация превышает 10 лет, а ввод этих площадей в разработку на ближайшие 5—7 лет планами газо- и нефтегазодобывающих организаций не предусматривается; использование которых в качестве эксплуатационных невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации — конструкции скважины, диаметра и коррозионностойкости эксплуатационной колонны, цементирования колонн.

При ликвидации и консервации скважин с подводным расположением устья план должен быть согласован также с соответствующей гидрографической службой флота, рыбнадзором и бассейновой инспекцией.

В плане ликвидации указывается: фактическая конструкция скважины (диаметр и глубина спущенных колонн, высота подъема цемента в затрубном пространстве) ее состояние (характер осложнения, наличие инструмента и интервал нахождения его в стволе и др.); причины ликвидации или консервации скважины; работы, проведенные в ней (плотность бурового раствора, интервалы установок цементных мостов, количество закачиваемого цемента и др.); демонтажные и монтажные работы на устье; ответственные за проведение вышеуказанных работ. При ликвидации и консервации скважин, вскрывших сероводородсодержащие объекты, должны быть предусмотрены меры по предотвращению агрессивного воздействия сероводорода на колонны и цементные мосты.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке устанавливаются цементные мосты и определенным образом оборудуется устье скважины.

Скважины заполняются жидкостью (буровым раствором, водой) с плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15% пластовое (при отсутствии поглощения).

При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых нефтегазоводонасыщенных объектов устанавливают цементные мосты, высота каждого из которых равна толщине пласта плюс 20 м вьше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м.

1. Консервация скважин

Скважину консервируют таким образом, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ. Нельзя консервировать скважины с межколонными пропусками газа; консервация такой скважины допускается только после ликвидации пропуска газа.

На платформе, где находятся законсервированные скважины, необходимо установить надзор в таком же порядке и объеме, как и за МСП, на которой расположены эксплуатационные или бурящиеся скважины. По скважинам, находящимся в консервации, не реже одного раза в месяц должно проверяться состояние наземного оборудования и давление на устье, с соответствующей записью в специальном журнале.

При пропусках на устье или грифонообразованиях необходимо немедленно сообщить об этом руководству для принятия мер по их ликвидации.

Для предотвращения замерзания устье и верхняя часть колонны всех консервируемых скважин на глубину 30 м заполняются незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 % раствор хлористого кальция, нефть и др.).

Оборудование надводного устья консервируемой скважины (арматура, противовыбросовое оборудование) для предохранения от коррозии смазывается солидолом, укрывается толем и т.п.

Каждая консервируемая скважина (кроме эксплуатируемых насосным способом должна быть оборудована фонтанной арматурой. При надводном расположении устья штурвалы задвижек (за исключением контрольной) необходимо снять, коммуникации арматуры отсоединить, внешние фланцы задвижек арматуры оборудовать фланцевыми заглушками, манометры (кроме контрольного) снять и установить заглушки.

При консервации насосных скважин скважинное оборудование извлекают, а устье герметизируют задвижкой, установленной на колонный фланец.

При консервации скважин с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, необходимо на срок до одного года заглушить скважину и заполнить ее промывочной жидкостью (буровой раствор, вода) такой плотности, чтобы создать гидростатическое давление на 5—10% выше пластового. Промывочная жидкость должна быть обработана поверхностно-активными веществами (ПАВ) для сохранения проницаемости пород призабойной зоны. При поглощении необходимо произвести работы по намыву песчаной пробки в зону фильтра, поднять НКТ на 50—60 м выше интервала перфорации.

При консервации на любой срок скважины с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, необходимо: заглушить скважину и заполнить ее буровым раствором, обработанным ПАВ, для создания гидростатического давления на 10 — 15 % выше пластового; установить цементный мост высотой 25 м на расстоянии 20— 30 м выше верхних отверстий фильтра, поднять НКТ на 50—60 м выше верхнего уровня цементного моста; промыть скважину и довести параметры бурового раствора до заданных.

2. Расконсервация скважин

По плану, согласованному и утвержденному организациями, ранее принявшими план консервации скважин, должна проводиться и их расконсервация.

В плане работ должны быть утверждены следующие основные положения.

При расконсервации насосных скважин необходимо измерить давление в скважине, и если оно есть, снизить его и освоить скважину.

При расконсервации скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в срок до одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; проверить давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; освоить скважину.

При расконсервации скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в срок более одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; измерить давление в скважине, установить на устье герметизирующее устройство, спустить бурильные трубы и разбурить цементный мост; освоить скважину.

При расконсервации скважин, законсервированных на любой срок, с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; провери давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; установить на устье превенторы, спусти бурильные трубы, разбурить цементный мост, освоить скважину.