Способ консервации газовой скважины. Законсервированные скважины
Особенности консервации и расконсервации скважин
Каждая нефтяная или газовая скважина имеет свой срок эксплуатации. По завершению этого срока она приходит в аварийное состояние, ее оборудование и крепежи начинают ржаветь и разрушаться, терять герметичность. Все это непременно приведет к разгерметизации и загрязнению окружающей среды. Своевременно проведенная консервация скважины способствует сохранению чистоты природы.
Способ консервации газовой скважины
Какие объекты необходимо консервировать
Для того чтобы было принято решение о приостановке эксплуатации, необходимо наличие некоторых показателей:
- выработка потеряла способность выполнять поставленные перед ней задачи;
- если она имела разведочный характер;
- была создана на основе ошибочных геологических анализов почв;
- строительство было проведено с некоторыми нарушениями;
- аварийное положение объекта;
- объект возведен на охраняемой территории.
Консервация нефтяных скважин проводится только после создания специального проекта, в состав которого входит проектно сметная документация.
Суть процесса
Процедура заключается в герметизации устья выработки на неопределенный период. Обычно, продолжительность процедуры не превышает нескольких месяцев. Основная цель, которую преследует данная операция – сохранить ствол выработки в ходе бурения или после его окончания.
Способ расконсервации скважины
Специалисты выделяют несколько причин для приостановления эксплуатации:
- в ходе разработки осложняются горные или геологические условия в разрезе;
- окончание бурения всех кустовых типов;
- завершение осваивания промысла;
- истекание добывающих работ на месторождении.
Чтобы сохранить ствол в пробуренном объекте его некоторые участки (на определенных промежутках) закрепляют раствором цемента или вяжущими смолами. Что же касается устья, его обрабатывают особыми антикоррозийными веществами.
Консервация газовых скважин, которые оснащены комплектом подземного оборудования, происходит без использования пробки из цемента. Для этого может быть применен раствор специальной глины.
Что представляет собой этот процесс
Расконсервация скважин – это операция, обратная консервации. Суть ее заключается в том, что выработка, которая некоторое время находилась в нерабочем состоянии, в результате использования специфических методов становится рабочей.
Она проходит в определенном порядке:
- на задвижках арматуры устанавливаются штурвалы;
- монтаж манометров, удаление и ликвидация заглушек;
- арматура подвергается испытаниям на прочность с использованием гидравлического давления на нее.
Проект консервации и расконсервации скважины выполняется спецорганизациями и создается по индивидуальному заказу. Один раз в квартал специализированная комиссия проверяет обстановку объекта и окружающей среды, которая находится на периметре. Результаты проверки заносятся в отдельный журнал.
________________________________
Возможно, Вам также будет интересно
БУРЕНИЕ СКВАЖИН
ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ СКВАЖИН
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА
ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕОБХОДИМОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
ОСОБЕННОСТЬ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ПРОБ ГАЗОВ
ЧТО ПРЕДСТАВЛЯЕТ СОБОЙ СУПЕРВАЙЗИНГ В БУРЕНИИ СКВАЖИН?
ОСОБЕННОСТЬ И ПРЕИМУЩЕСТВА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ТИПА
ОСОБЕННОСТИ ИНЖЕНЕРНО – ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИЗЫСКАНИЙ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЦЕССА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ В СКВАЖИНАХ
ОСОБЕННОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
КАК ПРОИЗВОДИТСЯ ОТБОР ПРОБ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
ingeos.ru
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.
www.findpatent.ru
Консервация и расконсервация скважин
Общие положения о консервации и расконсервации скважин
§ Консервацию скважин производят в соответствии с РД [12].
§ Консервацию скважин производят с учетом возможности повторного ввода ее в эксплуатацию
§ или проведения в ней ремонтных или других работ.
§ Работы по консервации и расконсервации скважин осуществляют по индивидуальным планам предприятия, которые согласуют с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фонтанов и утверждаются предприятием.
§ При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации проводят соответствующие ремонтно-восстановительные работы по специальным планам.
Консервация скважин
Консервацию нефтяных скважин осуществляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.
§ Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации.
§ Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.
§ Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.
§ Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.
§ По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.
Расконсервация скважин.
Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органами Госгортехнадзора.
Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:
o устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;
o разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;
o снимают заглушки с фланцев задвижек;
o подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;
o промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;
o при наличии в скважине цементного моста последний разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.
oilloot.ru
Консервация - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Консервация - скважина
Cтраница 1
Консервация скважин производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. [1]
Консервация скважины должна проводиться так, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ. [2]
Консервация скважин осуществляется в соответствии с действующим положением о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин. [3]
Консервация скважин на срок более двух лет может быть произведена с разрешения Совета Министров союзной республики. [4]
Консервация скважин - герметизация устья скважины на опре-дел. [5]
Консервация скважин осуществляется, в основном, тремя способами: изоляцией продуктивного пласта цементными мостами; созданием противодавления на пласт жидкостями глушения и перекрытием ствола скважины паке-рующими устройствами. В зависимости от продолжительности консервации выбирается тот или иной способ. В газовых скважинах, оснащенных подземным оборудованием, цементные мосты не устанавливаются, трубное пространство перекрывается глухой пробкой, выше нее ствол скважины заполняется ин-вертным ( эмульсионным) раствором. [6]
Консервация скважин должна производиться так, чтобы была возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней каких-либо ремонтных и других работ. [7]
Консервация скважины осуществляется непосредственно после пакеровки без вызова притока. [8]
Консервация скважины осуществляется после проведения кислотной ванны без вызова притока. При этом НКТ заполнены соляной кислотой или продавочной жидкостью. Если в НКТ находится соляная кислота, то в скважину закачивается 5 м3 метанола или раствора метанола с водой. Это необходимо для продавки соляной кислоты в пласт из НКТ. Выше до устья скважина заполняется метанолом ( дизтопливом) с ингибитором коррозии. [9]
Консервация скважины осуществляется после вызова притока пластового флюида, а в НКТ находится газ. В этом случае необходимо восстановить уверенную гидродинамическую связь устье - скважина путем прямой закачки в НКТ жидкости, которая не ухудшает коллекторских свойств продуктивного пласта. Далее процесс консервации скважины осуществляется по первому варианту. Если же скважина будет заполнена соляной кислотой, то консервация осуществляется по второму варианту. [10]
Консервация скважин в районе залегания мерзлых пород часто сопровождается смятием или разрывом эксплуатационной колонны. Подобная деформация происходит вследствие замерзания водосодержащей массы за кондуктором или в межколонном пространстве. Заполнение межколонного пространства цементным раствором на первый взгляд исключает наличие в нем способной к замерзанию воды, и потому большинство исследований посвящено замерзанию жидкости в кавернах и вызванному их росту давления. [11]
Консервация скважин осуществляется в соответствии с действующим положением о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин. [12]
При консервации скважин, в которых работы закончены в холодное время года ( осень, зима, ранняя весна), последние колонны заполнять замерзающей жидкостью. Опережающая кристаллизация такой жидкости внутри колонны, создаст противодавление наружному давлению, возникающему позднее. [13]
Запрещается консервация скважины с межколонными пропусками газа. [14]
При консервации скважины, находящейся в строительстве, на подводное устье скважины должна быть установлена специальная каптажная головка, обеспечивающая герметизацию подводного устья скважины и восстановление циркуляции при расконсервации. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
