Категории скважин, подлежащих ликвидации
Скважины, подлежащие ликвидации, подразделяются на следующие категории:
I — выполнившие свое назначение, II — геологические, III — технические, IV — технологические.
I категория — скважины, выполнившие свое назначение. К ним относятся:
а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, другими технологическими документами на разработку месторождения, кроме скважин, дающих продукцию и подлежащих обустройству;
б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технической схемой разработки, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, или при отсутствии необходимости их перевода в контрольный, наблюдательный, пьезометрический фонд;
в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;
г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, наблюдательные и иные при отсутствии необходимости их дальнейшего использования;
д) скважины нагнетательные, наблюдательные, а также пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях.
II категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам.
К ним относятся:
а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, т. е. в зонах отсутствия коллекторов, в законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, работы по интенсификации притока в которых результатов не дали;
б) скважины, строительство которых прекращено из-за нецелесообразности дальнейшего ведения
в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному.
III категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные).
К ним относятся скважины, строительство или эксплуатция которых прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно:
а) в результате открытых фонтанов, пожара, аварий с бурильным инструментом (промежуточными или эксплутационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем); неудачного цементирования;
б) в результате притока пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;
в) в результате естественного износа и коррозии колонн;
г) при разрушении устья скважины в результате стихийных бедствий (землетрясений, оползней);
д) при смятии, сломе колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;
е) при аварийном уходе плавучих буровых установок;
ж) пробуренные с отклонением от проектной точки вскрытия пласта.
IV категория — скважины, ликвидируемые по технологическим причинам.
К ним относятся:
а) скважины, законченные строительством и не пригодные к эксплуатации из-за несоответствия эксплуатационной колонны, прочностных и коррозионо-стойких характеристик фактическим условиям;
б) скважины, не пригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых методов воздействия на пласт;
в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 лет и более, и в ближайшие 5—7 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;
г) скважины, расположенные в санитарно-защитных, охранных зонах населенных пунктов, рек, водоемов и в запретных зонах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При планировании энергетической стратегии России делается ставка не только на открытие и разработку новых нефтяных и газовых месторождений, но и на ускоренную реализацию научно-технических проектов на месторождениях с истощенными или низкодебитными запасами. Существующие технологии уже находятся на пределе своих возможностей. Сама логика развития топливно-энергетического комплекса страны заставляет более внимательно подходить к проблемам основных нефтегазовых провинций (И. Матлашов), которые вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54% (2000 г.), а доля трудноизвлекаемых запасов повысился до 55—60%. Ресурсный потенциал «новых» провинций в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке в несколько раз ниже, чем в «старых» освоенных районах, а их освоение в пересчете на тонну извлеченной нефти обходится почти в два раза дороже, чем суммарная стоимость работ по восстановлению дебита скважин на старых месторождениях.
В газовой промышленности некоторые «старые» месторождения в значительной мере выработаны: Медвежье — на 78%, Ямбургское — на 46%, Уренгойское — на 67% (И. Матлашов).
Поэтому одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий (Coiled Tubing). Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль. Технология бурения с использованием гибких труб позволяет бурить на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3—5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения с использованием гибких труб дополнительных горизонтальных стволов из колонн старых скважин при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин.
Бурение с использованием гибких труб позволяет вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе многие и многие забалансовые углеводороды и добывать дополнительно в нашей стране до 50 млн. т нефти и до 30 млрд. м3 газа ежегодно (И. Матлашов).
Базирующиеся на использовании длиномерных (до 3000— 5000 м) безмуфтовых гибких труб, наматываемых на барабан и многократно используемых для спуска в скважину, технологии позволяют сократить в 2—5 раз время и удешевить ремон-тно-восстановительные работы (Л. Груздилович). Срок окупаемости агрегатов, разработанных специалистами Республики Беларусь и РФ, как правило, не более 6 месяцев.
Колтюбинговые агрегаты могут выполнять такие операции, как ликвидация отложений парафина, гидратов и песчаных пробок; обработка призабойной зоны; спуск в скважину оборудования для геофизических исследований; установка цементных мостов и баритовых пробок; забуривание вторых стволов, промывка поглощающих скважин с АНДП пенными системами для улучшения выноса механических примесей; геофизические исследования в открытом и обсаженном стволе (каротаж, каротаж — испытания — каротаж, шумометрия и др.); установка кислотных и щелочных ванн; глубокопроникающие обработки продуктивного пласта (ПП) пенокислотными составами; селективные обработки вскрытых интервалов ПП; промывка ПП с использованием жидкого азота; периодические продувки ПЗП азотом с целью удаления пластовых вод; промывка фильтра и зумпфа от механических примесей; промывка гравийной набивки фильтра от различных отложений растворами ПАВ и растворителями; интенсификация продуктивного пласта скважин, оборудованных фильтрами; вымыв гравийной набивки при извлечении фильтра; промывка ПЗП нефтяных скважин от асфальто-смолистых отложений горячей нефью или растворителями.
Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом и полного диапазона регулируемых депресионных воздействий по всему вскрытому разрезу скважины позволит:
—осваивать скважины пенными системами;
—снижать уровень жидкости до необходимой глубины;
—продувать скважины газообразным азотом;
оптимизировать притоки пластовых флюидов.Анализ результатов исследований указывает на возможность управления пластовой энергией при интенсификации притоков и добыче нефти и газа таким образом, чтобы гидродинамическая связь между скважиной и пластом была наиболее выгодной. Это позволит:
—продлить срок немеханизированной добычи нефти;
—успешно бороться со скважинными отложениями;
—предупреждать образование водяных пробок на забое газовых скважин;
—замедлять процесс обводнения нефтяных скважин;
—выбирать депрессии, обеспечивающие наилучшие условия для притока флюида.
Наибольший эффект может быть получен на малодебитных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (Б. Кравченко).
В настоящее время нашими предприятиями выпускается восемь колтюбинговых агрегатов для спуска гибких труб диаметром от 19 до 73 мм для работы в скважинах глубиной до 5000 м:
1. Колтюбинговая установка М-40: усилие инжектора 40 т; труба диаметром 60/73 мм, длиной 3500/2200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости.
2. Колтюбинговая установка М-20: усилие инжектора — 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 3800/3000 м. Шасси повышенной проходимости МЗКТ 8x8.
3. Колтюбинговая установка М-20.01: усилие инжектора 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 4800/3800/3200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом.
4. Колтюбинговая установка М-10.01: усилие инжектора —до 12 т; труба диаметром 19,05/38,1 мм, длиной 5000/1800 м.Шасси МАЗ бхб.
ЛИТЕРАТУРА
1. Молчанов Л. С. Подземный ремонт скважин. М.: Недра,1986.
2. Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.:Недра, 1997.
3. Освоение скважин. //Авт. Булатов А. И., Качмарь Ю. Д. ,Макаренко П. П., Яремийчук Р. С.// Под редакцией д.т.н. проф. Р. С. Яремийчука. М.: Недра, 1999.
4. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. //Авт.: Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандрыгин А. П., Подюк В. Г. // М.: Недра, 1997.
5. РД-08-71-94. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением коллегии Госгортехнадзора России 19.08.1994г., №51.
6. Амиров А. Д.. Овнатанов С. Т., Яшин А. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1975.
7. Грайфер В. И., Шумилов В. А., Каменев В. Н. Организацияи технология капитального ремонта скважин. — М.: Недра, 1979.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение.......................................................... 3
Подготовка скважин к эксплуатации 5
1.1.Призабойная зона пласта..................... 5
1.2.Конструкции скважин ......................... 5
1.3.Конструкции забоев скважин............... ю
1.4.Гидродинамическое несовершенство скважин. . . 27
1.5.Воздействие на фильтрационные свойства пласта в
околоскважинной зоне............................... 38
1.6.Движение жидкости и газа в системе «пласт—сква
жина».......................................................... 46
1.7.Виды ремонтов нефтяных и газовых скважин ... 51