Консервация скважин, законченных строительством
Консервации подлежат все категории скважин, законченных строительством, на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией, строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды.
Порядок работ по консервации скважины:
Ø спустить НКТ с «воронкой»;
Ø заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии;
Ø в интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
Ø поднять НКТ выше интервала перфорации;
Ø верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;
Ø устьевое оборудование защитить от коррозии;
Ø при коэффициенте аномалии давления Ка = 1,1 и выше в компоновку насосно-компрессорных труб включить пакер и клапан-отсекатель;
Ø с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;
Ø оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках);
Ø на ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия - пользователя недр, срока консервации;
Ø провести планировку прискважинной площадки.
Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов.
|
|
|
Консервация скважины в процессе эксплуатации
Консервации в процессе эксплуатации подлежат скважины:
а - эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, - на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения (залежи);
б - добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта;
в - добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), а также нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости;
|
|
|
г - эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации;
д - скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научно - исследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения;
| е - эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории I-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях; ж - эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п. Порядок проведения работ по консервации скважин(рисунок 6.87) принятый в ОАО «СНГ» Ø заглушить скважину; Ø поднять из скважины подземное оборудование. Ø спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации;
Ø проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции; Ø спустить НКТ 4 с воронкой на глубину указанную в плане работ, по пластам группы: АВ воронка 73мм 1000м; БВ воронка 73мм 1200м; ЮВ воронка 73мм 1500м. Ø ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью 9, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. | 
| ||
| Рисунок 6.87 – Типовая схема наземного и подземного оборудования устья скважины при консервации. 1 – эксплуатационный объект; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – кондуктор; 4 – колонна НКТ с пусковыми муфтами; 5 – фонтанная арматура; 6 – заглушки фланцев выкидных линий; 7 – глухие фланцы; 8 – незамерзающая жидкость; 9 – раствор глушения скважины. |
Ø верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью 8;
Ø устье скважины оборудовать колонной головкой с фонтанной арматурой 5, задвижками высокого давления и контрольным вентилем
Ø штурвалы с задвижек снять;
Ø манометры вывернуть;
Ø патрубки загерметизировать, фланцы задвижек оборудовать заглушками 6 и 7.
Ø после согласования сроков консервации с отделом по технологическому надзору на устье скважины укрепить табличку с надписью номера скважины, месторождения, предприятия – пользователя недр, срока консервации.
|
|
|
Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.
В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.
При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1026; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!