Консервація морських свердловин

Консервація морських свердловин.
Свердловини, що знаходяться в стадії будівництва (буріння або випробування), можуть бути тимчасово законсервовані з ряду причин. Наприклад, подальше проведення бурових робіт з ПБО неможливо через наявність рухомих льодових полів, внаслідок замерзання акваторій, при хвилюванні моря, що перевищує допустимі значення. Консервація свердловин може бути зумовлена ​​економічною доцільністю перекладу ПБО з одного району робіт на інші площі шельфу, де можливе виконання певного обсягу робіт з буріння з наступною консервацією стовбура свердловини.
Всі роботи, пов'язані з консервацією стовбура свердловини, повинні виконуватися з урахуванням вимог, викладених нижче. Це дозволить скоротити час і матеріально-технічні засоби і, відповідно, підвищити техніко-економічні показники бурових робіт.
 
Консервація свердловин, закінчених будівництвом.
Консервації підлягають параметричні, пошукові, розвідувальні, експлуатаційні та нагнітальні свердловини, якщо їх введення в експлуатацію неможливий на протязі одного місяця після закінчення випробування, а також діючі свердловини при необхідності виведення їх з експлуатації. Свердловини, що підлягають консервації, повинні бути герметичними і не повинні мати перетоків пластових флюїдів.
Для розвідувальних свердловин, що містять у своїй продукції (флюїди) агресивні компоненти (наприклад, сірководень), Терміни та порядок консервації в кожному конкретному випадку встановлюються геологічною службою виробничого об'єднання за погодженням з органами технагляду.
Консервація свердловин та продовження строків консервації оформляються актом встановленої форми. Акти на консервацію свердловин на строк до трьох місяців затверджуються генеральним директором виробничого об'єднання.
Консервація свердловин на строк більше трьох місяців також провадиться за погодженням з органами Держнаглядохоронпраці і затверджується генеральним директором виробничого об'єднання.
Термін консервації експлуатаційних і нагнітальних свердловин - два роки; при необхідності виробниче об'єднання може його продовжити.
Загальний термін консервації свердловин визначається керівництвом виробничого об'єднання виходячи з технологічної необхідності і технічного стану свердловин.
У тих випадках, коли загальний термін консервації складає більше двох років, акти на консервацію свердловини можуть оформлятися відразу на весь термін при позитивному висновку органів Держнаглядохоронпраці, після чого вони повинні затверджуватися генеральним директором виробничого об'єднання.
Якщо в продукції свердловини є агресивні компоненти (сірководень, тощо), необхідно передбачити додаткові заходи щодо корозійної захисту обсадної колони і обладнання устя свердловини, а також забезпечити збереження цементних мостів і цементного каменю в заколонного просторі в період консервації.
Відповідальність за якісне виконання робіт з консервації свердловини покладається на керівництво ПБО, за облік, належне утримання законсервованих свердловин та їх зберігання на весь період консервації - на керівництво виробничого об'єднання.
Установка цементних мостів і їх випробування повинні проводитися у відповідності з існуючими правилами в присутності представника АВО.
У період консервації здійснюється перевірка технічного стану гирла свердловини. Періодичність перевірки - не рідше одного разу (при необхідності і більше) на рік згідно з графіком, складеним виробничим відділом об'єднання.
У законсервованих свердловинах, флюїд яких містить агресивні компоненти (наприклад, сірководень), здійснюється перевірка гирла на герметичність і відсутність перетоків на ньому. Періодичність перевірки - не рідше двох разів (при необхідності і більше) на рік згідно з графіком перевірки.
У разі виявлення негерметичності гирла свердловини і заколонних перетоків проводяться роботи з їх усунення відповідно до плану, узгодженого з воєнізованим загоном з попередження виникнення і ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів.
 
Тимчасова консервація свердловин, що знаходяться в стадії будівництва
Пошукові, параметричні і розвідувальні свердловини, що знаходяться в стадії будівництва, можуть бути тимчасово законсервовані через неможливість подальшого проведення бурових робіт з ПБУ по гідрометеорологічних умов, невідповідності фактичного геологічного розрізу проектному, через закриття району бурових робіт гідрографічною службою флоту, геологічної необхідності збільшення проектної глибини свердловини або неможливості подальшого її поглиблення при встановленому обладнанні, якщо поглиблення пов'язано з необхідністю зміни спочатку затвердженого технічного проекту, а також зважаючи на економічну доцільність.
Тимчасової консервації підлягають свердловини, продовження будівництва яких неможливо більше п'яти діб.
Термін тимчасової консервації визначається виробничим об'єднанням виходячи з технологічної необхідності та технічного стану свердловини, а також закінченням дії причин, що викликали консервацію. Консервація свердловин на строк понад три місяці проводиться за наявності позитивного висновку органів технагляду.
На кожну тимчасово консервуються свердловину складається акт і розробляється план робіт з консервації. Вони узгоджуються з відповідними органами і затверджуються генеральним директором виробничого об'єднання. Аналогічно складаються акт і план робіт з розконсервації свердловини.
Для свердловин, у відкритій частині стовбура яких розкриті шари, що містять у флюїди агресивні компоненти, терміни і порядок тимчасової консервації в кожному конкретному випадку встановлюються геологічною службою об'єднання за погодженням з органами технагляду. При складанні плану робіт необхідно передбачити додаткові заходи щодо корозійної захисту обсадної колони і обладнання устя свердловини від корозії, а також щодо забезпечення збереження цементних мостів.
При консервації не опресовані на герметичність тиском відповідно до вимог ГТН свердловин зі спущеними обсадними колонами (кондуктор, технічна або експлуатаційна колона), черевики яких не розкриті, цементний міст на гирлі свердловини не встановлюється; в цьому випадку воно обладнується каптажної голівкою. При консервації свердловин після ізоляції випробуваного об'єкта на гирлі додатково встановлюється цементний міст потужністю не менше 50 м.
Інформація про стан підводного гирла на кожній тимчасово консервуються свердловині подається у відповідну гідрографічну службу.
В період всього терміну тимчасової консервації свердловини здійснюються роботи, передбачені планом на консервацію.
 
Порядок обладнання стволів і усть консервіруемих свердловин.
Після випробування останнього об'єкта слід заповнити стовбур свердловини буровим розчином, обробленим ПАР, для створення гідростатичного тиску на пласт на 10-15% більше пластового. Потім необхідно встановити цементний міст потужністю (висотою) 25 м на 20-30 м вище покрівлі перфорації об'єкта і після завершення періоду ОЗЦ (через 24 год) випробувати його на герметичність відповідно до вимог існуючих нормативних документів. Після цього слід промити свердловину і довести параметри бурового розчину до заданих відповідно до вимог ГТН; потім встановити цементний міст на гирлі свердловини потужністю не менше 50 м і по закінченні періоду ОЗЦ (через 24 год) випробувати його розвантаженням інструменту 5-6 ті й підняти захисну втулку колоною головки.
Від'єднати і підняти блок ППВО, підняти робочий і встановити консерваційні акустичний датчик в районі гирла свердловини, попередньо перевіривши його працездатність. Після закінчення цих робіт необхідно обстежити стан гирла і дна моря навколо консервіруемих свердловини з метою виявлення навігаційних небезпек і скласти акт водолазного огляду гирла свердловини, після чого зняти бурову установку з точки буріння.
При тимчасовій консервації свердловини, у відкритому стовбурі якій відсутні газонефтеводонасищенние об'єкти, необхідно:
- Заповнити інтервал відкритого стовбура свердловини КСЖ, параметри якої відповідають даним лабораторії бурових і тампонажних розчинів;
- Встановити в черевику останньої обсадної колони цементний міст потужністю не менше 25 м і по закінченні періоду ОЗЦ (через 24 год) випробувати його на герметичність;
- Привести параметри бурового розчину (у обсадної колони) у відповідність до вимог ГТН.
При тимчасовій консервації свердловини, у відкритому стовбурі якій є нефтегазоводонасищенние об'єкти, необхідно:
- Заповнити інтервал відкритого стовбура свердловини від вибою до покрівлі нафтогазонасиченість об'єкта КСЖ, параметри якої відповідають даним лабораторії бурових і тампонажних розчинів;
- Встановити цементний міст не менш ніж на 30 м вище покрівлі нефтегазоводонасищенного об'єкта.
При наявності в свердловині двох і більше розкритих нефтегазоводо-насичених об'єктів їх слід ізолювати. Інтервали між цементними мостами у відкритій частині стовбура заповнити КСЖ. Після закінчення періоду ОЗЦ (через 24 год) провести випробування цементних мостів на герметичність, параметри бурового розчину в обсадної колоні привести у відповідність до вимог ГТН, передбаченими для останнього інтервалу пробуреного стовбура свердловини.
У разі тимчасової консервації свердловини з залишенням на гирлі блоку ППВО після установки цементного мосту в черевику останньої обсадної колони і приведення параметрів бурового розчину у відповідність до вимог ГТН слід підняти бурильну компонування, загерметизувати гирлі глухими плашками превентора і підняти райзер. Крім того, необхідно підняти робочий і встановити консерваційні акустичний датчик в районі гирла свердловини, попередньо перевіривши його працездатність.
Після закінчення робіт з консервації свердловини геологічною службою виробничого об'єднання складається "Довідка про консервацію свердловини" із зазначенням пристроїв, що дозволяють визначити місцезнаходження підводного гирла свердловини.
 
Порядок проведення робіт при розконсервації свердловин, що знаходяться у стадії будівництва.
Розконсервація свердловин проводиться за планом, узгодженим та затвердженим організаціями, раніше узгоджували і затвердили план консервації, і лише за наявності відповідного дозволу від представника воєнізованого загону щодо попередження виникнення та ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів.
Для проведення розконсервації необхідно доставити ПБО в район робіт і поставити її на точку буріння. Потім слід підготувати блок ППВО до роботи у відповідності з інструкцією по її монтажу і експлуатації, а також зробити огляд гирла свердловини з дзвони і при необхідності очищення колоною головки з допомогою водолазів. Крім того, потрібно виконати комплекс інших підводно-технічних робіт на гирлі свердловини відповідно до плану робіт, знявши при необхідності з гирла каптажну голівку. Потім необхідно здійснити спуск блоку ППВО з райзером і зістикувати його з гирлом свердловини, після чого зробити функціональну перевірку всіх систем ППВО, а також перевірити герметичність стиковки опресуванням на тиск, що відповідає тиску обпресування останньої спущеної в свердловину обсадної колони, відповідно до вимог ГТН.
Далі слід разбуріть цементний міст на гирлі свердловини (якщо він є) і виміряти температуру в обсадної колони. Перед розбурювання цементного мосту в черевику колони необхідно привести параметри бурового розчину у відповідність до вимог ГТН за фактичною глибині забою свердловини. Після розбурювання цементних мостів зробити спуск бурильного інструменту з подальшим вимивши КСЖ, не допускаючи змішування її з активним об'ємом бурового розчину; при цьому слід постійно здійснювати контроль за відповідністю параметровбурового розчину вимогам ГТН.
При досягненні забою свердловини продовжити подальше поглиблення її стовбура.
У разі тимчасової консервації свердловини після з'єднання її гирла з блоком ППВО перевірити наявність тиску в свердловині, виміряти температуру в обсадної колони, зібрати компонування бурильної колони і спустити її з проміжними промивками до цементного мосту в черевику обсадної колони.
8. Ліквідація морських свердловин.
 
Загальні положення
На кожну свердловину, пробурену на шельфі арктичних морів з плавучих бурових установок, складається типовий проект по її ліквідації. Цей проект є підставою для розробки індивідуальних планів проведення ізоляційно-ліквідаційних
робіт з урахуванням вимог охорони надр і навколишнього середовище і складання кошторисної документації, пов'язаної з проведенням доповнить
них робіт.
Індивідуальний план проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт по кожній свердловині, що підлягає ліквідації, складається і затверджується виробничим об'єднанням, узгоджується з гідрографічною службою флоту, рибнагляду і басейнової інспекцією Мінводгоспу.
При ліквідації свердловин, розташованих на родовищах, що містять токсичні та агресивні компоненти (сірководень, тощо) або що розкрила напірні пласти, план проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт узгоджується також з воєнізованим загоном з попередження виникнення і ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів. Установка цементних мостів в ліквідованих свердловинах і їх випробування повинні проводитися в присутності представника АВО.
При ліквідації свердловин, що розкрила сероводородсодержащих об'єкти, роботи виконуються за спеціальними планами, погодженими з органами технагляду. У таких планах передбачаються заходи щодо запобігання агресивного впливу сірководню на колони і цементні мости.
Ускладнення та аварії, що виникають у процесі виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт у свердловинах, ліквідуються за спеціальними планами.
У випадках появи виходів нафти, газу або пластових вод в районі гирла ліквідованих свердловин, виявлених у процесі періодичного обстеження, виробниче об'єднання приймає термінові заходи з виявлення джерела забруднення та його ліквідації.
Відповідальність за якісне виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт покладається на керівництво ПБО, за збереження і періодичність обстеження усть і стовбурів ліквідованих свердловин - на керівництво виробничого об'єднання.
 
Роботи, що виконуються при ліквідації морських свердловин.
Ліквідовані свердловини повинні бути заповнені буровим розчином з питомою вагою, що дозволяє створити на вибої тиск, який на 15% вище пластового (при відсутності поглинання).
При ліквідації свердловини без спущеною експлуатаційної колони в інтервалах залягання слабких газонефтеводонасищенних об'єктів повинні бути встановлені цементні мости. Висота кожного моста повинна бути рівна потужності (висоті) пласта плюс 20 м вище покрівлі і нижче підошви пласта. Цементний міст повинен встановлюватися над покрівлею верхнього об'єкта висотою не менше 50 м.
При ліквідації свердловини без спущеною експлуатаційної колони, в розрізі якої відсутні газонефтенасищенние і водонапірні об'єкти, в черевику останньої обсадної колони повинен бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м.
Якщо в розрізі свердловини є газонефтеводонасищенние об'єкти, частково або повністю перекриті бурильних інструментом в результаті аварії, під час установки цементного мосту необхідно дотримуватися таких вимог:
- При знаходженні верхнього аварійного кінця бурильного інструменту нижче газонефтеводонасищенних об'єктів, випробування яких недоцільно, цементні мости встановлюються відповідно до плану робіт;
- При знаходженні верхнього аварійного кінця бурильного інструменту вище газонефтеводонасищенних об'єктів і неможливості вилучення бурильних труб цементні мости повинні встановлюватися над аварійним кінцем бурильних труб висотою не менше 100 м і в черевиках останньої обсадної колони, пов'язаної з гирлом свердловини, - не менше 50 м;
- При знаходженні верхнього аварійного кінця бурильних труб в останній обсадної колоні по можливості зробити відворот (відрив) бурильного інструменту не менш ніж на 50 м нижче башмака обсадної колони і встановити цементний міст заввишки не менше 100 м (з входом в черевик обсадної колони на висоту не менше 50 м).
При ліквідації свердловини через деформацію експлуатаційної колони цементний міст повинен встановлюватися в зоні деформації і вище її не менш ніж на 50 м або над зоною деформації висотою не менше 100 м.
При ліквідації свердловини зі спущеною експлуатаційною колоною, яка виконала своє призначення, в ній має бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м безпосередньо над зоною фільтра останнього об'єкта із закачуванням цементного.раствора під тиском в цю зону (при прийомистості пласта).
При ліквідації свердловин, що мають у конструкцій проміжні або експлуатаційні колони, спущені окремими
секціями, повинні бути встановлені цементні мости в інтервалах стиковки секцій на 20-30 м нижче і вище місць стикування.
При ліквідації свердловин, в конструкції яких є спущені хвостовики, за якими цементний розчин повністю не піднятий або не перекриті черевики попередніх колон, повинні бути встановлені цементні мости на 20-30 м нижче і вище голови хвостовика.
У всіх ліквідованих свердловинах верб останньої обсадної колони, пов'язаної з гирлом свердловини, повинен бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м з розташуванням покрівлі цементного моста на 3-5 м нижче рівня дна моря.
Допускається вилучення проміжних і експлуатаційних обсадних колон з ліквідованих свердловин; при цьому над головкою решти кожної витягуваної обсадної колони повинен бути встановлений цементний міст заввишки не менше 50 м.
 
Порядок обладнання гирла свердловини.
При ліквідації свердловин, пробурених з ПБО, необхідно обрізати всі обсадні колони нижче дна моря і заповнити гирлі свердловини цементним розчином до рівня дна моря; при цьому підвісні колонні головки і бурова плита піднімаються на борт ПБО (рис. 25).
Зняття ПБО з точки буріння без виконання вищевикладених вимог забороняється.
Після зняття ПБО з точки буріння слід обстежити дно з метою виявлення навігаційних підводних небезпек. Один примірник акта обстеження повинен бути переданий у відповідну гідрографічну службу.
Після завершення робіт з ліквідації свердловини геологічна служба ПБО повинна скласти "Довідку про виробництво ліквідаційних робіт на свердловині", в якій необхідно вказати:
- Фактичний стан цементних мостів і результати їх випробувань;
- Параметри рідини, якою заповнений стовбур свердловини;
- Розташування гирла свердловини і його обладнання;
- Фактичну висоту частини обсадної колони, залишеної над рівнем дна моря;
- Обсяг і склад незамерзаючої рідини в пригирловій частині стовбура свердловини (у випадку необхідний