РД 08-71-94 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов
ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ
Утверждена постановлением
Госгортехнадзора России
от 19.08.94 № 51
ИНСТРУКЦИЯ
О ПОРЯДКЕ ЛИКВИДАЦИИ , КОНСЕРВАЦИИ
СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИЯ ИХ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ
РД-08-71-94
Москва
1994
Составители
В.Ф. Базиев , П.Ф. Храмов , А.А. Солодов , Б.Н , Письменюк , Г.С. Борисов , Ю.А. Лексуков , В.М. Ворожбицкий , Е.Н. Рылов , С.А. Шевелев , А.А. Цикунков , Г.А. Зотов , Н.Ф. Исаева
СОДЕРЖАНИЕ
|
I . Порядок ликвидации скважин 1. Категории скважин , подлежащих ликвидации 2. Порядок оформления материалов на ликвидацию скважин II . Порядок консервации скважин 1. Консервация скважин в процессе строительства 2. Консервация скважин, законченных строительством 3. Консервация скважин в процессе эксплуатации 4. Порядок оформления документации и проведения работ по консервации скважин III . Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации и консервации 1. Общие положения 2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны 3. Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной |
Настоящая инструкция разработана Госгортехнадзором России при участии его региональных округов и акционерных обществ «Газпром» и «Роснефть» на основании Закона Российской Федерации «О недрах» и «Положения о порядке лицензирования на право пользования недрами».
Требования данной инструкции распространяются на всю территорию Российской Федерации , включаю акватории морей , при строительстве и эксплуатации опорных , параметрических , поисковых , разведочных , эксплуатационных , нагнетательных , поглощающих , контрольных , пьезометрических и других скважин , которые закладываются с целью поисков , разведки , эксплуатации месторождений нефти , газа , теплоэнергетических и минеральных вод , геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа , захоронения промстоков , вредных отходов производства , а также скважин , пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.
С введением в действие настоящей инструкции утрачивают силу «Положение о порядке ликвидации нефтяных , газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение» и «Положение о порядке консервации скважин на нефтяных , газовых месторождениях , подземных хранилищах газа (ПХГ) и месторождениях термальных вод» , утвержденные постановлением Госгортехнадзора СССР от 27.12.89 соответственно № 19 и № 20 , а также «Положение о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин , находящихся в строительстве» , утвержденное Министерством геологии СССР и Министерством газовой промышленности СССР в 1968 году.
I. ПОРЯДОК ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН
1. Категории скважин, подлежащих ликвидации
Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории :
I - выполнившие свое назначение ;
II - ликвидируемые по геологическим причинам ;
III - ликвидируемые по техническим причинам ;
IV - ликвидируемые по технологическим причинам.
I категория - скважины , выполнившие свое назначение.
К ним относятся :
а) скважины , выполнившие задачи , предусмотренные проектом строительства , кроме скважин , давших продукцию и подлежавших обустройству ;
б) скважины , достигшие нижнего предела дебитов , установленных проектом , технологической схемой разработки , обводнившиеся пластовой , закачиваемой водой , не имеющие объектов возврата или приобщения , в случае отсутствия 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.
II категория - скважины , 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 , законтурной области нефтяных и газовых месторождений ; давшие непромышленные притоки нефти , газа , воды , а также скважины , где были проведены работы по интенсификации притока , которые не дали результатов ;
б) скважины , прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин ;
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 , где прекращены строительство или эксплуатация вследствие аварий , ликвидировать которые существующими методами невозможно :
а) скважины , на которых возникли открытые фонтаны , пожары , аварии с бурильным инструментом , техническими или эксплуатационными колоннами , внутрискважинным и устьевым оборудованием , геофизическими приборами и кабелем , а также аварии из-за некачественного цементирования ;
б) скважины , где произошел приток пластовых вод при освоении , испытании или эксплуатации , изолировать которого не представляется возможным ;
в) скважины , на которых достигнут предельно допустимый уровень естественного износа и коррозии колонн ;
г) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения , оползни) устьями ;
д) скважины при смятии , сломе колонн в интервалах залегания солей , глин , многолетнемерзлых пород ;
е) скважины в случае аварийного ухода плавучих буровых установок ;
ж) скважины , пробуренные с отклонением от проектной точки вскрытия пласта.
IV категория - скважины , ликвидируемые по технологическим причинам.
К ним относятся :
а) скважины , законченные строительством и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия эксплуатационной колонны , прочностных и коррозионностойких характеристик фактическим условиям ;
б) скважины , непригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых методов воздействия на пласт ;
в) скважины , законсервированные в ожидании организации добычи , если срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие 5-7 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию и 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 , запретных зонах.
2. Порядок оформления материалов
на ликвидацию скважин
2.1. Для рассмотрения материалов на ликвидацию скважин предприятие , на балансе которого они находятся , своим приказом создает постоянно действующую комиссию (ПДК) из главных специалистов предприятия под председательством его руководителя.
2.2. По скважинам , ликвидированным в процессе строительства или после его окончания , подготовку материалов и согласование ее ликвидации с заказчиком и региональными органами госгортехнадзора проводит буровое предприятие.
2.3. Подготовку и оформление материалов на ликвидацию скважин добывающих предприятий проводит постоянно действующая комиссия этого предприятия.
2.4. В постоянно действующую комиссию предприятия направляются следующие материалы :
а) справка с краткими сведениями об истории бурения , эксплуатации , включая основные величины , характеризующие эксплуатацию скважин : дебиты , давления , накопленные отборы нефти , газа , воды ; проводимых капитальных ремонтах , переводах и приобщениях , проектной и фактической конструкции , причинах отступления от проекта , причинах ликвидации скважины (с обоснованием) ;
б) выкопировка из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя ;
в) справка о том , когда и кем составлен проект строительства этой скважины , кто его утверждал , о фактической и остаточной стоимости скважины ;
г) диаграмма стандартного каротажа с разбивкой на горизонты и заключением по всем вскрытым пластам , а также заключение по проверке качества цементирования (АКЦ и др.) ;
д) акты опрессовки колонн и цементных мостов , подписанные исполнителями работ.
2.5. По результатам проверки технического состояния составляется план изоляционно-ликвидационных работ , обеспечивающий выполнение требований охраны недр и окружающей природной среды , который согласовывается с местными органами госгортехнадзора , а на месторождениях с высоким содержанием агрессивных и токсичных компонентов - с природоохранительными организациями.
По скважинам , вскрывшим напорные горизонты с коэффициентом аномальности 1 , 1 и выше , план проведения изоляционно-ликвидационных работ согласуется с соответствующей службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.
По скважинам , пробуренным в акваториях морей , план изоляционно-ликвидационных работ согласовывается с гидрографической службой флота и инспекцией рыбнадзора.
2.6. Для скважин , ликвидируемых по техническим причинам (кроме категории III , п. «в») , дополнительно к вышеперечисленным материалам предоставляются акт расследования аварии и копия приказа по результатам расследования причин аварии с мероприятиями по их устранению и предупреждению.
2.7. Все работы по проверке технического состояния , результатам выполнения работ оформляются актами за подписью их исполнителей.
2.8. Все материалы ликвидационной скважине должны быть сброшюрованы , заверены печатью и подписями.
2.9. По скважинам всех категорий указанные материалы представляются в региональные органы госгортехнадзора , а по скважинам , расположенным в акваториях морей , на месторождениях с высоким содержанием сероводорода , а также по скважинам с горизонтальными участками ствола - в Госгортехнадзор России.
2.10. При положительном заключении региональных органов госгортехнадзора производятся ликвидационные работы.
2.11. Ответственность за своевременное и качественное проведение работ несет предприятие , на балансе которого находится ликвидируемая скважина.
2.12. Учет , ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидируемых скважин и необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований охраны недр возлагаются на предприятие , на балансе которого эти скважины находятся.
2.13. Восстановление ранее ликвидированных скважин проводится по рекомендации авторов проекта по плану , согласованному с противофонтанной службой и округом госгортехнадзора.
II. ПОРЯДОК КОНСЕНРВАЦИИ СКВАЖИН
Все категории скважин (параметрические , поисковые , разведочные , эксплуатационные , нагнетательные , поглощающие , водозаборные , наблюдательные) , строящиеся для геологического изучения регионов , поисков , разведки и эксплуатации нефтяных , газовых , гидротермальных месторождений , строительства и эксплуатации подземных хранилищ газа в водоносных структурах , сброса и захоронения промстоков , токсичных , ядовитых и радиоактивных отходов , подлежат консервации в соответствии с установленным порядком.
Консервация скважин производится как в процессе их строительства , так и эксплуатации.
1. Консервация скважин в процессе строительства
Производится в следующих случаях :
а) консервация части ствола скважин , защищенного обсадной колонной , при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства ;
б) в случае разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок , необходимый для их восстановления ;
в) в случае несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин ;
г) при кустовом способе строительства скважин - в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин.
2. Консервация скважин, законченных строительством
Консервации подлежат все категории скважин , законченных строительством , - на срок до передачи их заказчику для дальнейшей организации добычи нефти , газа , эксплуатации подземных хранилищ , месторождений теплоэнергетических минеральных и лечебных вод , строительства системы сбора и подготовки нефти , газа , воды.
3. Консервация скважин в процессе эксплуатации
В процессе эксплуатации подлежат консервации :
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 (ГКН) ;
в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин , предусмотренных проектом (техсхемой) , - на срок до организации их перевода под нагнетание ;
г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта (ВНК) ;
д) эксплуатационные и нагнетательные скважины - на срок до организации перевода или приобщения другого горизонта , а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации.
4. Порядок оформления документации
и проведения работ по консервации скважин
4.1. На консервацию скважины составляется план проведения работ , в котором должны быть определены их объемы и последовательность , исполнитель , контроль за проведением работ и проверка их выполнения. Результаты проведенных работ оформляются актом. При необходимости продления консервации составляется краткая пояснительная записка с обоснованием причин и срока продления.
4.2. При выводе скважин в консервацию необходимо :
поднять из скважины оборудование ;
промыть ствол скважины и очистить интервал перфорации ;
ствол скважины заполнить незамерзающей нейтральной жидкостью , исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей необходимое противодавление на пласт. Проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции.
4.3. Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденных Госгортехнадзором России 14.12.92.
4.4. Необходимость спуска насосно-компрессорных труб в скважине определяется противофонтанной службой.
4.5. В скважинах , эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями , следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.
4.6. Необходимость установки цементных мостов выше интервала перфорации определяется отдельно для каждого месторождения противофонтанной службой.
4.7. При наличии в продукции скважин агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонны и устьевого оборудования от их воздействия.
4.8. Ответственность за качество проведения работ по консервации скважин , их сохранность , периодическую проверку их состояния несет предприятие , на балансе которого они находятся.
4.9. Периодичность проверок устанавливается предприятием-владельцем по согласованию с региональными органами госгортехнадзора (но не реже двух раз в год - для скважин , законсервированных после окончания их строительства и в процессе эксплуатации , если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах по произвольной форме.
4.10. При обнаружении на устье скважины межколонных давлений , грифонов скважина их консервации переводится в простаивающий фонд , а предприятие обязано выяснить причины их появления и провести работы по их устранению по планам , согласованным с противофонтанной службой. Дальнейшая консервация скважины может быть проведена после устранения причин появления неисправностей по согласованию с округом Госгортехнадзора России.
4.11. Досрочное прекращение консервации скважин в процессе строительства или эксплуатации оформляется актом организации - владельца скважины , один экземпляр которого представляется в округ Госгортехнадзора России для согласования плана работ по этой скважине , к акту реконсервации прилагается план работ и исследований по вводу скважин в работу.
III. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ДРУГИХ СКВАЖИН ПРИ ИХ ЛИКВИДАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ
1. Общие положения
1.1. Все работы по ликвидации скважины должны проводиться в строгом соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» , утвержденными Госгортехнадзором России 14.12.92.
1.2. В основу планов изоляционно-ликвидационных работ должны быть заложены результаты исследования технического состояния скважины и заключения об отсутствии необходимости в ее дальнейшем использовании.
1.3. Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах , строящихся , эксплуатирующихся на месторождениях и подземных хранилищах , в продукции которых содержатся агрессивные и токсичные компоненты , должны проводиться в строгом соответствии с требованиями «Инструкции по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных , газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода» , утвержденной Госгортехнадзором СССР 12.10.89 , и по планам , согласованным с местными природоохранными органами , противофонтанной службой и Госгортехнадзором России.
1.4. Конкретный порядок действий по ликвидации скважин в процессе строительства и законченных строительством на континентальном шельфе устанавливается в соответствии с требованиями инструкции , разработанной предприятием - владельцем скважины применительно к местным условиям с учетом требований настоящей инструкции.
Планы проведения изоляционно-ликвидационных работ утверждаются руководством предприятия-владельца в региональных органах Госгортехнадзора России.
1.5. Изоляционно-ликвидационные работы по скважинам , построенным с горизонтальным участком ствола , утверждаются предприятием-владельцем скважины в Госгортехнадзоре России.
1.6. Осложнения в аварии , возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин , ликвидируются по дополнительным планам , согласованным с противофонтанной службой и региональными органами Госгортехнадзора России.
1.7. Ликвидация скважин с межколонным давлением , заколонными перетоками , грифонами допускается только после их устранения по отдельному плану с оформлением акта на проведенные работы и результатов исследований по проверке надежности выполненных работ.
2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны
2.1. Ликвидация скважины без обсадной эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка=1 , 1 и выше) и слабо продуктивных , не имеющих промышленного значения залежей углеводородов.
Высота цементного моста должна быть на 20 метров ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта.
2.2. Над кровлей верхнего пласта и на границе залегания пресных и минерализованных вод устанавливается цементный мост высотой 50 метров.
2.3. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 метров.
2.4. Наличие мостов проверяется разгрузкой инструмента. Результаты работ оформляются соответствующими актами.
2.5. Извлечение верхней части технической колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородсодержащих горизонтов.
В этом случае в оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой 50 метров.
Оставшаяся часть технической колонны , кондуктора заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью до устья.
2.6. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III , п. «а») в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование неприхваченной части инструмента.
При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака технической колонны необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 метров. После ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) следует определить разгрузкой инструмента верхний уровень цементного моста. В башмаке технической колонны необходимо также установить цементный мост высотой 50 метров и проверить его наличие разгрузкой инструмента и опрессовкой. Дальнейшие работы проводят в соответствии с требованиями пп. 2.2-2.5 настоящего раздела.
2.7. При аварии с бурильным инструментом , когда его верхняя часть осталась в интервале ствола , перекрытого технической колонной , необходимо произвести торпедирование на уровне башмака колонны и произвести цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 метров над башмаком технической колонны. Дальнейшее оборудование ствола производить аналогично пп. 2.2.-2.5 , 2.8 настоящего раздела.
2.8. На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1 м с репером высотой не менее 0 , 5 м и металлической табличкой , на которой электросваркой указываются номер скважины , месторождение (площадь) , организация - владелец скважины , дата ее ликвидации.
Допускается вместо квадратной тумбы использовать бетонное кольцо для колодцев.
2.9. При расположении скважины на землях , используемых для сельскохозяйственных целей , устья скважин заглубляются не менее чем на 2 м от поверхности и оборудуются заглушкой , установленной на кондукторе (технической колонне) , заглубление засыпается землей и устанавливается репер с указанием номера скважины , месторождения (площади) , организации-владельца и даты ее ликвидации.
Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю , о чем делается соответствующая отметка в деле скважины , в акте на рекультивацию земельного участка.
2.10. По скважинам , ликвидированным по III категории , а также скважинам всех категорий , пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища , цементные мосты устанавливаются против всех продуктивных горизонтов , продуктивность которых установлена в процессе строительства скважин , разработки месторождения , эксплуатации хранилища.
3. Оборудование устьев и стволов при
ликвидации
скважин со спущенной эксплуатационной колонной
3.1. Оборудование стволов и устьев скважин при их ликвидации , если они не находились в эксплуатации , осуществляется следующим образом :
устанавливаются цементные мосты против всех интервалов испытания , интервала установки муфты ступенчатого цементирования , в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн ;
производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны и устанавливается цементный мост в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть заполняется незамерзающей жидкостью.
3.2. При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны , если в этот промежуток попадают пласты-коллекторы , содержащие минерализованную воду или углеводороды , то производится перфорация колонны и цементаж под давлением с установкой цементного моста в колонне , перекрывающего указанный интервал , с последующей опрессовкой , проведением исследований по определению высоты подъема цемента и качества схватывания.
3.3. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродированной эксплуатационной колонной вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цемента за колонной , цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей части на 100 метров и последующей опрессовкой оставшейся части колонны.
3.4. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится после устранения смятия путем фрезерования колонны в этом интервале или иным способом , последующим цементированием заколонного пространства и установкой цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн высотой не менее 100 метров от верхних перфорационных отверстий.