CC BY
25УДК 622.279.7
ОСОБЕННОСТИ ЛИКВИДАЦИИ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
PECULIARITIES OF EXPLORATORY WELLS LIQUIDATION IN THE CONDITIONS OF THE EXTREME NORTH
И. A. KycTMiiiCB
I. A. Kuslyshcv
ООО «ТюменШШ.ипро.т», ,'. Тюмень
Ключевые снова: поисково разведочная скважина, ликвидация, эксплуатационная ко.шнна. ликвидационный цементный мост, нешмершнпция жидкость, устьевое оборудование Key words: prospecting well, producing siring, cement bridging, well abandonment, noil freezing liquid, well head equipment
Основные Юпасы природного газа в Российской Федерации сосредоточены в Западной Сибири. Здесь долгие годы проводились геолого-рачведочные работы по изысканию подчемных кладовых ценнейшего углеводородного сырья: нефти, газа и газового конденсата. Проб\ ренные в разные годы и исполнившие свое назначение поисково-разведочные скважины консервировались. В настоящее время эти скважины представляют угрозу экологии окружающей территории и нуждаются в ликвидации. При этом необходимо устранить риски возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций, предупредить загрязнение окружающей среды, что связано с проведением работ по ликвидации скважин в условиях удаленности территории 111.
34
Нефть и газ
№ 2, 2014
Географически район, в котором проводятся работы по ликвидации скважин, находится в пределах заполярной части Западно-Сибирской равнины, относящейся к регионам Крайнего Севера. Территория представляет собой пологоволнистую тундровую равнину, наклоненную в северо-восточном направлении и в значительной степени переработанную эрозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 0 до 5 м. Нередко по территории работ протекает небольшая судоходная река, но чаще — се многочисленные несудоходные притоки, которые сильно мсандрируют (изменяют русла), образуя озера, протоки и старицы. Глу бина рек от 4 до 8 м. Питание рек и озер дождевое и снеговое, доля грунтового питания незначительна ввиду наличия многолстнсмерзлых пород (ММГ1). Мощность ММП достигает 400 м. Сезонное протаиванис ММП начинается в конце мая — начале июня и заканчивается в середине сентября — начале октября. Средняя глубина протаивания мерзлоты составляет 0.8-1.5 м. Характерно наличие сквозных и нссквозных таликов под руслами рек. озер и ручьев. Из специфических форм мерзлотного рельефа часто встречаются бугры пучения, гряды, воронки и поля протаивания. Растительный мир очень скуден. Сухие водораздельные участки заняты карликовыми березами, кустарниками, мхами |2|.
Климат района резко-континентальный, среднегодовая температура воздуха — + 6.9 "С. Средняя тсмпсрат\ ра зимних месяцев от -25 до -28 "С. Абсолютный минимум -57 "С. Средняя температура летних месяцев от +6 до +9 "С. максимальная +31 "С. Годовое количество осадков составляет 350-400 мм. причем основная их доля приходится на летне-осенний период времени. Плотность населения на территории проведения работ крайне низкая, кру пные населенные пункты отсутствуют. дорог почти нет.
Особенностью ликвидации ранее пробуренных поисково-разведочных скважин является их постепенная, растянутая во времени ликвидация в зависимости от степени опасности, выявленной в процессе технического освидетельствования этих скважин, проводимого ежегодно в летний период очень короткого полярного лета.
Скважины, подлежащие ликвидации, закончены строительством и находятся в консервации. По данным геофизических исследований (АК1Д). обсадные колонны зацементированы до устья. В эксплуатационных колоннах обычно установлены конссрвационныс цементные мосты, но встречаются скважины, в которых по причине аварии их нижняя часть ликвидирована |3. 4|.
Все поисково-разведочные скважины, подлежащие ликвидации, имеют свои индивидуальные особенности, и в первую очередь различные диаметры эксплуатационных колонн, начиная от 140 мм и заканчивая 219 мм. а также разную глубину их спуска. Поэтому их ликвидация должна проводиться по индивиду альным техническим проектам. В исключительных случаях, если скважины имеют идентичные гсолого-тсхничсскис условия, допускается осуществлять работы по общему групповому проекту |5|. При этом следует выбирать такие скважины, в которых гсолого-тсхничсскис параметры были бы схожими или приближались бы к общему знаменателю. Одним словом, нужно искать то. что может объединить скважины с разными условиями в единое целое.
Нами выбрана одна скважина, так называемая «средняя» скважина, условия которой в приближении могут подойти к группе скважин. Такой скважиной стала скважина с максимальным диаметром эксплуатационной колонны и с наибольшей глубиной спуска, при этом разница в глубинах спуска эксплуатационных колонн не превысила 400 м. что допустимо по требованиям нормативных документов Рос-тсхнадзора |6. 7|.
Конструкция «средней» скважины представляет собой (рисунок): кондуктор диаметром 426 мм. спущенный до глубины 400 м и зацементированный до устья: первмо техническую колонну диаметром 299 мм. спущенную до глубины 1 230 м и зацементированную до устья: вторую техническую колонну диаметром 245/219 мм. спущенную до глубины 3 44.3 м и зацементированную до устья: составную эксплуатационную колонну диаметром 168/146/140 мм. спущенную до
№ 2, 2014
Нефть и газ
35
299 мм
глубины 3 598 м и «1 цементированную до устья. Устьс обвязано колонной головкой ГК4.\700. на которой размешена фонтанная арматура АФК6М-50х700.
Скважина заполнена раствором хлорида кальция (СаСЬ). оставшимся после проведения работ по техническом) освидетельствованию. Внутрисква-жиннос оборудование и насос-но-компрсссрныс трубы (НКТ) отсутствуют. Конссрвационныс цементные мосты установлены в башмаках первой и второй технических колонн (1 230-1 280 м: 3 405-3 4.30 м). В интервале ММП скважина заполнена газоконденсатом (дизтопливо.м). Внутреннее избыточное давление на устье скважин отсутствует.
При выводе этой скважины из консервации необходимо проведение работ по ее техническому освидетельствованию геофизическими методами, по расконсервации и последующей ликвидации. Причем все работы можно проводить только в зимний период после того, как промерзнет поверхностный слой тундры, и установятся «зимники». Первоначально будет проведено растепление скважины с использованием комплекса оборудования для промывки скважин (КОПС). Затем будет демонтировано устьсвос оборудование и разбурены все цементные мосты до забоя скважины. После этого будут установлены ликвидационные цементные мосты, а интервал залегания ММП заполнят незамерзающей жидкостью и в заключение будет оборудовано устьс. В завершение будут проведены работы по рекультивации всей территории площадки, на которой находится скважина.
Причем работы на этих скважинах бу дут проводиться по индивидуальным планам, разработанным исполнителем работ, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с местными органами Ростсх надзора. При этом осно-
d 244 219 мм
(I 16X146 14« мм
3405 ч
34«) м
а '
а 3
3443 ч II
,3455 ч
5 1
3589 ч 8*£
sf
3598 ч
Рисунок. Конструкции «средней» скважины, подлежащей ликвидации:
трубная .тонка фонтанной арматуры; 2 многосекционная колонная голопка; Л чаглушка; 4 глухой фланец; 5 ограж дение устья скважины
I
36
Нефть и газ
№ 2, 2014
ванис.м для принятия окончательного решения на ликвидацию конкретной скважины являются результаты технического освидетельствования состояния скважины и оценки надежности используемой части се крепи в процессе дальнейшей эксплуатации с оформлением необходимых документов: справки содержащей сведения об истории бурения, выкопировки из структурной карты, сведений о проекте на строительство скважины, подлежащей ликвидации и т. д.
В процессе ликвидации в скважину повторно стекаются НКТ до глубины установки верхнего цементного моста, проводится циркуляция раствора до выравнивания его плотности по всей глубине ствола (не менее 2 циклов). Скважина заполняется «свежеприготовленным» технологическим раствором. При необходимости проводится технологический отстой в течение 10-12 часов со стравливанием газовых шапок и доливом в затрубнос пространство технологического раствора с последующей циркуляцией жидкости глушения в течение 2 циклов.
Затем разбуривается верхний цементный мост, и только после этого спускается НКТ до глубины установки нижнего цементного моста. Вновь проводится циркуляция жидкости глушения. Скважина заполняется «свежеприготовленным» раствором. При необходимости проводится очередной технологический отстой в течение 10-12 часов со стравливанием газовых шапок и доливом в затрубнос пространство с последующей циркуляцией жидкости глушения в течение 2 циклов. После этого нижний цементный мост проверяется на прочность и герметичность. В случае его герметичности дальнейшие работы по его разбуриванию и достижения забоя проводить не обязательно.
Далее готовится свежий тампонажный раствор для установки нижнего ликвидационного цементного моста. Л\ чше всего его устанавливать в виде продолжения нижнего конссрвационного цементного моста, расположенного в интервале башмака второй технической колонны и признанного герметичным.
После окончания закачивания тампонажного состава в скважину проводится срезка «головы» цементного моста. НКТ приподнимается над мостом, и скважина оставляется на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). В обязательном порядке необходимо проверить правильность установки нижнего ликвидационного цементного моста путем его гидравлической опрсссовки на давление, не превышающее давления опрсссовки эксплуатационной колонны, и разгрузкой колонны НКТ на величину 2-3 т.
Аналогичным образом устанавливается средний ликвидационный мост в башмаке первой технической колонны, а затем — верхний ликвидационный мост в башмаке кондуктора с соответствующей проверкой правильности их установки гидравлической опрсссовкой и разгрузкой колонны НКТ на величину 2-3 т.
В интервале залегания ММГ1 жидкость глушения, находящаяся там. заменяется на незамерзающую жидкость (обычно на дизельное топливо как наиболее доступ-нос втр\днодост\ пной местности производства работ), и из скважины извлекается НКТ.
Далее проводится демонтаж противовыбросового оборудования (ПВО), и с устья убирается передвижной подъемный агрегат, а вместо него устанавливается необходимое устьевое оборудование, и монтируются задавочные и временная факельная линии. В эксплуатационной колонне на глубине 3-10 м устанавливается глухая пробка, что позволяет без больших затрат перекрыть ствол ликвидируемой скважины. Пространство над глухой пробкой заполняется тампонажным раствором. Причем тампонажным раствором заполняются и внутренние полости колонной и трубной головок. На боковые отводы и верхний фланец трубной головки устанавливаются глухие фланцы |8|.
На устье устанавливается репер с металлической табличкой, на которой электросваркой указывается номер скважины, наименование месторождения и предприятия-недропользователя. дату ликвидации скважины.
Следует помнить, что ликвидируемая скважина относится к опасному производственному объекту. На нем необходимо предусмотреть мероприятия по
№ 2, 2014
Нефть и газ
37
предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, а также оценить степень риска возможных аварий.
Так как ликвидируемая скважина находится в удаленной местности, то она не категорирустся по гражданской обороне. Здесь нет объектов, подпадающих под действия защиты от опасностей, возникающих при проведении военных действий или вследствие этих действий, но есть объекты, связанные с технологическими процессами, способными поражать людей, наносить материальный ущерб, разрушительно действовать на окружающую среду в случае возникновения аварии.
Традиционно риск при ликвидации скважин рассматривается с точки зрения опасности потери контроля над скважиной и. соответственно, связывается с опасностью выброса пластового флюида в окружающую срсду. В случае неконтролируемых выбросов пластовых флюидов появляется реальная угроза возникновения крупномасштабных аварий и осложнений, которые, в свою очередь, могут привести к чрезвычайным ситу ациям на объекте.
Наиболее опасными последствиями аварии могут быть:
• открытое фонтанирование скважины:
• разрушение устья скважины под действием избыточного давления, что может привести к поражению людей и технологических объектов в радиусе действия разрушения.
В связи с тем. что при ликвидации скважин применение токсичных веществ чаще всего не предусматривается, такой показатель опасности, как выброс токсичных веществ, в этом случае не рассматривается.
В большинстве случаев основными факторами, влияющими на частоту возникновения аварий и их масштабов, являются нарушение режимов технологии производства. правил эксплуатации оборудования, машин и механизмов, низкая трудовая и технологическая дисциплина, несоблюдение мер безопасности, отсутствие должного надзора за состоянием оборудования.
Возникновение аварий, связанных с залповым выбросом опасного вещества и приводящих к возникновению чрезвычайной ситуации, обусловлено потерей герметичности или разрушением ПВО. участков задавочных и факельной линий и в нашем случае маловероятно.
Аварийная ситу ация при истечении пластовых флюидов из скважины обычно отождествляется с неуправляемым выбросом в природную среду , в котором можно выделить три элемента:
• природное скопление в глубинном пласте.
• канал (участок ствола, обсадные или бу рильные трубы).
• выходной участок (выходное сечение колонны или отвода, устьевое оборудование. кратер).
Продолжительность открытого фонтанирования зависит от гсолого-технологических у словий и эффективности мер по ликвидации аварии.
Анализ риска аварий проводится с целью идентификации опасности и оценки степени риска для отдельных лиц или группы людей, имущества или окружающей природной срсды. Специфика работ по ликвидации скважин заключается в том. что работы проводятся в ранее пробуренных скважинах со спущенными и зацементированными обсадными колоннами, снижающими или исключающими вероятность возникновения осложнений и аварий, связанных с геологическим разрезом. а также аварий, связанных с техническими причинами (сломом и оставлением элементов бурильной колонны на забое, прихватами).
Однако несмотря на то. что все работы проводятся в эксплуатационной колонне (обсаженном стволе), вероятность возникновения аварийной ситуации сохраняется и связана с наличием давления в продуктивном горизонте и снижением или потерей прочности и герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозионного воздействия пластовых вод на крепь скважины.
Указанные причины способны привести к тяжелым последствиям, а именно к нефтегазопроявлениям и открытому газовому (¡юнтану при проведении работ по
38
%> 2, 2014
закачиванию технологических жидкостей в скважину. Тем не менее анализ частоты и тяжести возникновения чрезвычайных ситуаций по месторождениям ОАО «Газпром» показал, что аварий, связанных с открытым газовым фонтаном при проведении работ по ликвидации скважин, не зафиксировано, поэтому работы по ликвидации скважин по частоте возникновения отказов относятся к категории «Д» — «Практически невероятный отказ», а по тяжести последствий — «Отказ с пренебрежительно малыми последствиями».
Выводы и рекомендации. Полнота и качество описанной в статье технологии ликвидации поисково-разведочных скважин, пробуренных достаточно длительное время тому назад, обеспечивает осуществление безаварийной работы в условиях удаленности и бездорожья Крайнего Севера.
Список литературы
1. Кустышев И. А. Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации газовых скважин Дис.... канд. техн. наук: 25.00.15. - Защищена 2004. - Тюмень, 2004.
2. Криосфера нефтегазоконденсатных месторождений полуострова Ямал , Под общ. ред. Ю. К. Ва-силъчука. Г. В. Крылова, Е. Е. Подборного.- Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; С-Пб.: Недра, 2006.
3. Кустышев А. В., Кустышев И. А. Консервация и ликвидация скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: Вектор Бук, 2007. - 167 с.
4. Повышение качества изоляционньк работ при консервации и ликвидации газовых скважин в условиях Крайнего Севера , Кустышев А. В., Щербич Н. Е„ Кузнецов Р. Ю., Чижова Т. И.. Ваганов Ю. В. // Обз. информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и гязокон-денсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 83 с.
5. СТО Газпром 2.3-3-120-2007 Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 90 с,
6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасносш в нефтяной и газовой промышленности» - М.: Ростехнадзор, 2013.
7. РД 08-492-02 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: ГУП «Нтц по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2002. -31 с.
S. Пат. 2225500 РФ. Способ ликвидации скважин . А. В. Кустышев, И. А. Кустышев, Г. И. Облеков и др.- № 2002112404; Заяв. 08.05.02; Опубл. 10.03.04; Бюл № 7.
Сведения об авторе
Кустышев Игорь Александрович, к. т. н„ главный специалист ООО «ТюменНИИгипрогаз». доцент кафедры •< Бурение нефтяных и газовых скважин». Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел 8(3452)286856, e-mail: histishe^Jngg.ru
Kustyshevl. А, Candidate of Technical Science, chief 'specialist ofLLC «TyumenNUgiprogaz», associare Professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tvumeii State Oil and Gas University, phone: 8(3-t52)286856. e-mail: kusthhev(3^ngg.rn
