Морские буровые установки

Ответственность за качественное выполнение изоляционно-ликвидационных работ возлагается на руководство ПБУ, за сохранность и периодичность обследования устьев и стволов ликвидированных скважин -на руководство производственного объединения.

 

РАБОТЫ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ МОРСКИХ СКВАЖИН

 

Ликвидируемые скважины должны быть заполнены буровым раствором с удельным весом, позволяющим создать на забое давление, которое на 15 % выше пластового (при отсутствии поглощения).

При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых газонефтеводонасыщенных объектов должны быть установлены цементные мосты. Высота каждого моста должна быть равна мощности (высоте) пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Цементный мост должен устанавливаться над кровлей верхнего объекта высотой не менее 50 м.

При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны, в разрезе которой отсутствуют газонефтенасыщенные и водонапорные объекты, в башмаке последней обсадной колонны должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.

Если в разрезе скважины имеются газонефтеводонасыщенные объекты, частично или полностью перекрытые бурильным инструментом в результате аварии, то при установке цементного моста необходимо соблюдать следующие требования:

- при нахождении верхнего аварийного конца бурильного инструмента ниже газонефтеводонасыщенных объектов, опробование которых нецелесообразно, цементные мосты устанавливаются в соответствии с планом работ;

- при нахождении верхнего аварийного конца бурильного инструмента выше газонефтеводонасыщенных объектов и невозможности извлечения бурильных труб цементные мосты должны устанавливаться над аварийным концом бурильных труб высотой не менее 100 м и в башмаках последней обсадной колонны, связанной с устьем скважины, -- не менее 50 м;

- при нахождении верхнего  аварийного конца бурильных труб  в последней обсадной колонне  по возможности произвести отворот (отрыв) бурильного инструмента не менее чем на 50 м ниже башмака обсадной колонны и установить цементный мост высотой не менее 100 м (с входом в башмак обсадной колонны на высоту не менее 50 м).

При ликвидации скважины из-за деформации эксплуатационной колонны цементный мост должен устанавливаться в зоне деформации и выше ее не менее чем на 50 м или над зоной деформации высотой не менее 100 м.

При ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной, выполнившей свое назначение, в ней должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного раствора под давлением в эту зону (при приемистости пласта).

При ликвидации скважин, имеющих в конструкций промежуточные или эксплуатационные колонны, спущенные отдельными секциями, должны быть установлены цементные мосты в интервалах стыковки секций на 20--30 м ниже и выше мест стыковки.

При ликвидации скважин, в конструкции которых имеются спущенные хвостовики, за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыты башмаки предыдущих колонн, должны быть установлены цементные мосты на 20-30 м ниже и выше головы хвостовика.

Во всех ликвидируемых скважинах ив последней обсадной колонне, связанной с устьем скважины, должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м с расположением кровли цементного моста на 3--5 м ниже уровня дна моря.

Допускается извлечение промежуточных и эксплуатационных обсадных колонн из ликвидируемых скважин; при этом над головкой оставшейся части каждой извлекаемой обсадной колонны должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.

 

ПОРЯДОК ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ МОРСКОЙ СКВАЖИНЫ

 

При ликвидации скважин, пробуренных с ПБУ, необходимо обрезать все обсадные колонны ниже дна моря и заполнить устье скважины цементным раствором до уровня дна моря; при этом подвесные колонные головки и буровая плита поднимаются на борт ПБУ.

После снятия ПБУ с точки бурения следует обследовать дно с целью выявления навигационных подводных опасностей. Один экземпляр акта обследования должен быть передан в соответствующую гидрографическую службу.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба ПБУ должна составить "Справку о производстве ликвидационных работ на скважине", в которой необходимо указать:

- фактическое положение  цементных мостов и результаты  их испытаний;

- параметры жидкости, которой  заполнен ствол скважины;

- расположение устья скважины  и его оборудование;

- фактическую высоту части  обсадной колонны, оставленной над  уровнем дна моря;

- объем и состав незамерзающей  жидкости в приустьевой части  ствола скважины (в случае необходимости).

К справке прилагается один экземпляр акта обследования дна моря с целью обнаружения навигационных подводных опасностей.

 

ОПЫТ ЛИКВИДАЦИИ МОРСКИХ СКВАЖИН

 

Работы включали в себя несколько этапов, при этом на многих возникали определенные проблемы.

Так, предварительный этап состоял из  анализа геолого-технической информации, осмотра приустьевой части скважины с целью определения буферного, затрубного и межколонного давлений (МКД), а также обследования подводной части водоотделяющей колонны и поверхности дна вокруг ликвидируемой скважины на предмет грифонообразований.

При анализе геолого-технической информации возникли трудности со сбором достоверных сведений по ликвидируемым скважинам (включая историю бурения и эксплуатации, данные о текущих и капитальных ремонтах, результаты геофизических исследований). При наличии МКД в скважине обязательно требуется проведение изоляционных работ, но традиционные приемы изоляции не могут гарантировать необходимую надежность изоляции во времени. Наконец, обследование подводной части водоотделяющей колонны и морского дна в приустьевой части скважины выполнялось водолазами – однако возможность таких работ ограничена глубиной шельфа и климатическими условиями района акватории.

Подготовительные работы - определение готовности ликвидируемой скважины, включая операции по оценке технического состояния, к проведению изоляционных работ в интервалах перфорации и открытом стволе, герметизации внутритрубного пространства с запылением консервационной жидкостью.

Проблема возникла и на этом этапе: герметизация ствола ликвидируемой скважины традиционной установкой цементных мостов с применением стандартных цементных растворов не может гарантировать качественной изоляции в течение длительного срока. Так, был исследован керновый материал, отобранный из цементных мостов ликвидированных более 10 лет назад скважин.

Далее, традиционное применение консервационных жидкостей для заполнения внутрискважинного пространства, приготовленных на основе глинистых буровых растворов, не соответствует условиям ликвидации морских скважин. По результатам лабораторных анализов проб внутрискважинной жидкости, отобранных с разных глубин, установлено – глинистые и полимерглинистые растворы полностью теряют реологические и структурно-механические свойства после длительного срока консервации.

Консервационные жидкости на основе глинистых и полимерглинистых растворов подвержены микробиологической деструкции, что сопровождается повышением коррозионной активности и может привести к нарушению герметичности эксплуатационной колонны.

По данным лабораторных анализов, коррозионная активность исследованных проб жидкости составила 0,41 мм/год, что привело к уменьшению толщины стенки в некоторых интервалах с 11 до 5 мм, а также образованию сквозных коррозионных свищей.

Третий этап – собственно обрезка ПКОК изнутри на глубине 3-5 м ниже уровня дна (в соответствии с требованиями действующего законодательства) с применением гидравлических труборезов, а также ее извлечение, резка на части и утилизация.

Отмечена следующая проблема: технология обрезки ПКОК механическим способом с применением гидравлических труборезов недостаточна эффективна и может быть реализована далеко не всегда. Данная процедура предусматривает последовательную обрезку и извлечение частей обсадных колонн. Опыт показал, что такой способ обрезки ПКОК эффективен при отсутствии цементного кольца между колоннами (выше точки обрезки). В противном случае необходимо предварительное последовательное обуривание извлекаемых частей обсадной колонны. Такие операции требуют значительного времени и не гарантируют результат, а в случае эксцентричного расположения труб в составе ПКОК они вообще невозможны.

Наконец, заключительный этап - изоляция приустьевой части ствола и установку репера.

Отметим, что существующий порядок маркировки скважин после их ликвидации аналогичен наземным скважинам, а это не соответствует специфике морских месторождений в части дальнейшего контроля и мониторинга технического состояния скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ РАЗРАБОТОК

 

Их несколько:

- создание обобщенной  пополняемой электронной базы  данных по фонду скважин, содержащей  достоверную информацию о конструкции, техническом состоянии, проведенных  ремонтах и исследованиях;

- применение пластической  перфорации при изоляции МКД  в рамках подготовки скважин  к ликвидации (общая площадь вскрытия  при пластической перфорации  составляет до 240 см² на погонный  метр, что соизмеримо с площадью  вскрытия 305 кумулятивных каналов  диаметром 10 мм);

- создание специального  технологического оборудования  и роботизированной техники для  подводных обследований водоотделяющих  колонн и морского дна вокруг  скважины;

- использование технологий  экспандируемых труб и набухающих  эластомеров для повышения качества  и надежности изоляции ствола  скважины;

Нужны также новые составы консервационных жидкостей, исключающие возможность биодеградации и возникновения коррозионной активности в течение длительного времени;

- применение для обрезки  ПКОК технологии, реализующей принцип  использования гидроабразивной  струи высокого давления:

- разработка специальной  процедуры маркировки ликвидированных  морских скважин с использованием  современного оборудования и  координатной привязки к глобальным  навигационным системам.

 

 

 

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В БУРЕНИИ

 

Наиболее сложные аварии в бурении:

-прихват инструмента;

-обрыв или слом инструмента;

- заклинивание инструмента  в суженной части ствола;

- падение инструмента.

-проверить исправность  вышки, талевой системы контроль  измерительных приборов;

-уберите с мостков  и рабочей площадки ненужный  инструмент и освободите проходы;

-проверьте наличие и  исправность противопожарного инвентаря  перед работами;

-проверьте перед сборкой  ловильного инструмента его состояние  и запишите основные размеры;

Использовать только обильный инструмент, который соответствует по своим техническим характеристикам виду аварии и геологическим условиям в скважине.

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 Разведка и разработка  морских нефтяных и газовых  месторождений отличаются от  аналогичных работ на суше  большой стоимостью и сложностью. Комплекс технических средств  для освоения морских нефтяных  и газовых месторождений состоит  из большого количества типов  и видов уникальных и дорогостоящих  гидротехнических сооружений(стационарных  платформ, буровых судов и т.д.), бурового и нефтепромыслового  оборудования, систем связи, навигации  и охраны окружающей среды.

 При бурении с передвижных  плавучих средств широко применяются  комплексы подводного устьевого  оборудования. Это комплекс предназначен  для направления в скважину  бурильного инструмента и обеспечения  замкнутой циркуляции бурового  раствора.

 Технология бурения  морских нефтяных и газовых  скважин в основном не отличается  от бурения скважин на суше. Вместе с тем самоплавучая  буровая установка, буровое судно  или полупогруженная плавучая  буровая установка во время  бурения перемещаются относительно  подводного устьевого оборудования. Для компенсации вертикальных  перемещений. Горизонтальные перемещения  компенсируются водоотделяющей  колонной (стояком). Циркуляционная  система должна быть закрытой  и замкнутой.

При бурении морских нефтяных и газовых скважин широко используют комплекс  механизмов для автоматизации спускоподъемных операций.

 Для обслуживания работ  в море применяют плавучие  средства различного назначения(плавучие  краны, морские буксиры и т.п.).

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Уч. Для ВУЗов: - Уфа.: ООО <<<ДизайнПолиграфСервис>>>, 2001 – 544 с.: илл.
2. Володин Ю.И. Основы бурения: Учебник для техникумов – 3-е изд.перераб. и доп. – М.: Недра,2009. 360с.
3. Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазого дела: учебное пособие /- Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 182с.»
4. Кудинов  В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва- Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет, 2008-720 с.
5. Спивак  А.И.. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб.для вузов / -М.: ООО«Недра-Бизнесцентр», 2008. 509с.
6. http://techmind.narod.ru/sprav/elmash.htm
7. http://burenie-skvazhin.info/novye-tehnologii-burenija-skvazhin-sovremennye-tehnologii-burenija